Мировой нефтегазовый бизнес: проблемы и тенденции (стр. 4 )

Целевая функция морского нефтегазового комплекса зависит от уровня развития и стратегии национальной экономики, от состояния нефтегазового сектора страны. При формировании целевой функции национального морского нефтегазового комплекса необходимо учитывать сложившуюся геоэкономическую ситуацию. Глобализация и транснационализация мировой экономики, экспансия мировых держав оказывают ощутимое влияние на формирование стратегических целей в освоении морских нефтегазовых ресурсов.

Следует подчеркнуть, что морская нефтегазодобыча является технологически более сложной производственной деятельностью по сравнению с континентальной. Организация и развитие нефтегазодобычи на шельфах арктических морей усугубляется комплексом естественно-географических и климатических факторов.

На обустройство месторождений и их капиталоемкость, прежде всего, оказывают влияние условия окружающей среды, особенно глубина моря и ледовитость акваторий, а прогноз исходных геолого-экономических показателей освоения ресурсов акваторий зависит от параметров морского месторождения, определяющих экономическую целесообразность его разработки. Все это должно учитываться при выборе технических средств для каждого этапа поиска, разведки и добычи морских нефтегазовых ресурсов. Приоритеты той или иной группы факторов учитываются в процессе технико-экономического обоснования[8].

Следовательно, системный подход к формированию морского нефтегазового комплекса предполагает избирательность на основе функционально-технологических особенностей шельфовых месторождений с учетом факторов инвестиционного обеспечения процесса освоения морских нефтегазовых ресурсов.

Развитие мировых рынков энергоресурсов, существенное увеличение спроса и цен на энергоносители, новые грани международного энергетического сотрудничества и внутрироссийские проблемы развития минерально-сырьевой базы (МСБ) углеводородов (УВ) стимулируют безотлагательное и интенсивное изучение и освоение нефтегазовых ресурсов отечественных акваторий.

Изучение нефтегазоносности акваторий началось в России с 70-х гг. прошлого века. Выполненные геолого-разведочные работы (ГРР) характеризуются достаточно существенными результатами. Начато изучение большинства нефтегазоносных бассейнов российского шельфа, оценены их ресурсы, включая технически доступную часть, установлено значительное число ловушек, открыты 45 морских и прибрежно-морских, в большинстве крупных, месторождений нефти и газа и обоснованы главные районы дальнейших поисков УВ[9].

Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти и газа морских и прибрежно-морских месторождений России составляют 10,5 млрд т у. т. (около 10 % НСР УВ акваторий). Основное число месторождений и основные запасы УВ установлены на северосахалинском шельфе, в губах и заливах, а также на открытом шельфе южно-карской акватории, в Печорском море и центральных участках баренцевоморского шельфа, в российской акватории Каспийского моря. Здесь сконцентрированы почти 1 млрд т извлекаемых запасов нефти и около 7,5 трлн м3 газа. Эти же районы, выделенные в качестве наиболее благоприятных для дальнейшего прироста запасов УВ-сырья, располагают необходимым фондом подготовленных структур (около 60 объектов) и значительной долей эффективных ресурсов категорий С3+Д1. Можно заключить, что проведенными работами создана минимально необходимая база для начального этапа освоения нефтегазового потенциала отечественных акваторий. Оценка УВ-потенциала шельфа позволяет предполагать, что к 2020 г. доля морской нефти и газа в объеме добываемых в России УВ может составить до 15-20 %. Естественно, этот уровень будет достигнут лишь при условии ускоренного освоения морских месторождений УВ.

Особое значение принадлежит поискам, разведке и разработке морских месторождений жидких УВ. Общая величина прогнозных ресурсов нефти и конденсата составляет около 40 % всех НСР УВ отечественных акваторий. Освоение ресурсов 30 наиболее крупных зон нефтенакопления и 19 уже выявленных, преимущественно нефтяных, месторождений позволит к 2020 г. достигнуть прироста запасов жидких УВ в 1,0 млрд т и их годовой добычи в объем не менее 50 млн т. Морская нефть призвана сыграть основную роль в преодолении дефицита нефтедобычи, реально возможном в нефтегазовом комплексе России при ориентации исключительно на месторождения суши. Кроме того, возможность танкерного вывоза морской нефти существенно повышает приоритет ее освоения на шельфах в сравнении с газом, для которого требуется строительство протяженных трубопроводов или дорогостоящих установок по сжижению[10].

Не менее важным, особенно в части развития межконтинентального экспорта газа на расстояния свыше 3000 км (в США, страны Юго-Восточной Азии и т. д.), является интенсификация производства сжиженного природного газа (СПГ)[11]. Поддержка производства и организация транспорта СПГ рассматриваются в «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» (далее – Энергетическая стратегия) как важнейшие мероприятия в сфере реализации государственной энергетической политики.

Концептуальные документы последних лет в качестве главной организационной формы дальнейшего, более активного изучения и освоения УВ-потенциала континентального шельфа и внутренних морей России называют крупные центры нефтегазодобычи федерального значения (ФЦНГД). Создание таких центров должно стать магистральным направлением развития морской нефтегазовой подотрасли страны[12]. Знакомство с организацией работ в сложных по условиям нефтегазодобычи зарубежных акваториях ясно показывает, что освоение их УВ-ресурсов ведется сейчас через создание специальных комплексов типа норвежского газодобывающего комплекса «Сновит» в Баренцевом море.

Представление о центрах нефтегазодобычи (ЦНГД), особенно с обоснованием их размеров, находится в стадии развития. Кроме работ авторов настоящей публикации, это понятие использовано в изложении отдельных разделов Энергетической стратегии, а также в работах некоторых других исследователей, справедливо оценивающих будущие центры в качестве основы развития МСБ топливно-энергетического комплекса. В настоящей статье ЦНГД понимаются как автономные крупные ресурсно-технологические комплексы, сырьевая база которых обеспечивает длительную добычу и воспроизводство УВ-сырья, а месторождения связаны единой промышленно-транспортной инфраструктурой и общими пунктами сдачи продукции в магистральные нефте - или газотранспортные системы.

Месторождения и перспективные объекты составляют так называемое ресурсное поле, УВ которого обеспечивают в настоящем и будущем функционирование центра, а площадь определяет его размеры. Величины добычи и приростов УВ, их изменения во времени определяют категорию центра (федеральный, региональный или местный), время и этапы его функционирования. При этом в качестве ФЦНГД предлагается условно рас - сматривать центры с максимальной годовой добычей нефти не менее 10 млн т, а газа от 75 млрд м3 и более. В ресурсном поле центров чаще превалируют морские объекты нефте - и газодобычи. Прочие элементы центров, терминалы и предприятия по переработке УВ-сырья, расположены главным образом на суше, однако доставка добытого сырья потребителю осуществляется преимущественно через акваторию.

Таким образом, оказывается, что ЦНГД – это объединения природных и техногенных элементов. Первые включают осваиваемые и прогнозируемые месторождения в границах центра (его ресурсном поле), вторые – скважинные или подводные системы добычи нефти и газа, промысловое оборудование, насосные станции, объекты приема и сдачи добытых УВ и нефте - или газотранспортные коммуникации, связывающие последние с месторождениями. Магистральные транспортные системы, не входящие в центры, тем не менее во многом предопределяют их выделение и тип через способы и маршруты транспорта УВ и состав перемещаемых продуктов.

Величина и разведанность УВ-ресурсов, объем их рентабельной части, внутреннее потребление и ожидаемый экспорт, наличие открытых крупных морских месторождений, прогнозируемые приросты и добыча нефти и газа определили в качестве первоочередных для создания ФЦНГД акватории и сопредельные побережья Баренцева, Печорского, Охотского, южной части Карского морей (главным образом губы и заливы) и российский сектор каспийской акватории. Акватории этих регионов в отличие от восточно-арктических, а также Берингова и Японского морей располагают уже доказанными и весьма значительными запасами нефти (почти 1 млрд т) и газа (около 7,5 трлн м3) (рис. 2).

Ниже дается краткая характеристика шести Федеральных центров нефтегазодобычи, включая уже действующий в настоящее время Северо-Сахалинский.

Рис.1.12. Прибрежно-морские центры нефтегазодобычи федерального значения

Штокмановско-Мурманский ФЦНГД занимает обширную акваторию восточной части Баренцева моря, охватывая район пяти открытых месторождений – Лудловского, Ледового, Штокмановского, Мурманского и Северо-Кильдинского, Кольско-Канинскую моноклиналь и приморскую территорию Кольского полуострова вблизи Мурманска. Запасы (категорий А+В+С1-2) газа названных месторождений составляет 3975 млрд м3; перспективные ресурсы (С3) 34 известных структур – 1026 млрд м3.

Общий объем газа, превышающий 5,0 трлн м3, а также значительное число выявленных структур позволяют расcчитывать на длительное и стабильное развитие Штокмановско-Мурманского ФЦНГД, по крайней мере, как центра газодобычи. Однако геологические и геохимические предпосылки свидетельствуют о возможности открытия в ресурсном поле центра не только скоплений газообразных, но и жидких УВ[13]. При активных ГРР на северо-западном склоне Штокмановско-Лунинской седловины и в пределах Кольско-Канинской моноклинали до 2020 г. можно прирастить 60-100 млн т извлекаемых запасов нефти с последующей разработкой открытых залежей[14].

Начало освоения УВ-потенциала Штокмановско-Мурманского ФЦНГД в значительной степени будет определяться конъюнктурой мирового газового рынка и темпами формирования газотранспортной инфраструктуры. Базовым пунктом газодобычи в период до 2020 г. является Штокмановское газоконденсатное месторождение, с введением которого в разработку собственно и начнет функционировать этот центр. Имеющаяся ресурсная база позволяет наращивать добычу газа вплоть до 2030 г. К этому времени прогнозируемый на 2020 г. годовой уровень добычи (около 90 млрд м3) будет превзойден и составит 130 млрд м3.

Для транспортировки газа проектируется строительство подводного газопровода «Штокмановское месторождение – Мурманск» протяженностью около 550 км с возможным продолжением до Приморска (Выборга) и соединением с северо-европейским газопроводом с гг. Серьезные перспективы открываются и для сооружения крупнотоннажных производств СПГ, ориентированных в основном на экспорт. Специалистами уже подготовлено технико-экономическое обоснование одного из таких проектов на сооружение завода СПГ в районе Мурманска. Строительство этого предприятия открывает возможность экспорта газового сырья на расстояние свыше 3 тыс. км в географически удаленные регионы[15].

Таким образом, Штокмановско-Мурманский ФЦНГД имеет значительные перспективы стабильного и долгосрочного развития. Наращивание здесь газо - и нефтедобычи позволит ликвидировать энергодефицит в социально-промышленной сфере Северо-Западного региона России и организовать экспорт энергоресурсов в страны Европы и США.

Печорский ФЦНГД представляет собой вариант прибрежно-морского центра, в котором объединены нефтегазодобывающие районы суши и акваторий. Он расположен в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) и содержит 11,7 млрд т УВ, более 40 % которых принадлежат ее акваториальной части. Суммарные запасы нефти уже выявленных месторождений превышают здесь 1 млрд т. Известны также 128 перспективных структур, из которых 67 расположены на акваториях.

УВ-потенциал центра пока освоен слабо. В разработку введены 7 месторождений, расположенных на суше. Основной объем текущей добычи обеспечивает нефть Усинского, Возейского, Харьягинского и Верхневозейского месторождений. С 1988 г. начата эксплуатация Песчаноозерского месторождения на о-ве Колгуев. Запасы открытых месторождений и значительные перспективные ресурсы, а также достаточно большой фонд выявленных структур позволяют прогнозировать нарастающее развитие Печорского ФЦНГД с постепенным повышением уровня добычи до 40-50 млн т/год к 2030 г[16].

Необходимым условием развития центра является создание транспортной инфраструктуры. Для транспортировки нефти приморских месторождений и близлежащих к берегу морских месторождений планируется увеличение мощности Варандейского отгрузочного терминала до 12 млн т в год. Это обеспечит транспортировку добытой нефти даже в период максимальной добычи. Проектируется также строительство крупного морского терминала вблизи Долгинского месторождения (глубины моря – 20-25 м). Для прокачки нефти из месторождений, расположенных на суше, необходимо также увеличение пропускной способности близлежащих магистральных трубопроводов на 15-20 млн т в год.

В итоге уже к гг. Печорский ФЦНГД может стать развитым промышленным районом с высоким уровнем добычи УВ.

Южно-Карский (Обско-Тазовский) ФЦНГД. Контуры и темпы формирования этого несомненно важного центра пока недостаточно ясны. Из трех стоящих перед центром задач (освоение запасов ямальского газа; организация добычи из месторождений в губах и заливах, которая компенсирует снижение добычи газа из месторождений Уренгойского узла; развитие нефтедобычи в регионе) пока выполняется только вторая. В отсутствие ясной направленности развития Южно-Карского ФЦНГД следует отметить только, что по нефти годовая добыча на акваториях к 2020 г. может составить 5 млн т, а по газу аналогичный показатель может превысить 50 млрд м3 при начале разработки не позднее 2011 г. В случае разработки месторождений-гигантов открытого мелководья (Харасавей и др.) и строительства газоперерабатывающих предприятий возникает возможность экспорта СПГ в США.

В настоящее время в составе центра известны 4 морских и 15 частично заходящих на сушу прибрежно-морских месторождений. Разработка газовых залежей начата в 2007 г. Добыча нефти уже осуществляется наклонно направленной скважиной на Юрхаровском месторождении. Значительные перспективные ресурсы жидких УВ позволяют предполагать, что промышленная сырьевая база нефти будет сформирована к 2015 г.

Северо-Сахалинский ФЦНГД. В пределах территории этого наиболее продвинутого в части организации центра с 1977 г. открыто 8 морских месторождений, включая одно уникальное – Лунское и 5 крупных. Запасы морской нефти почти на порядок превышают таковые по суше; запасы газа уже в 2003 г. составили более 1 тлрн м3. Добыча нефти проводится наклонно направленными скважинами с побережья (месторождение Одопту-море) и с морской платформы (Пильтун-Астохское месторождение). С 1999 г. добыто уже более 8 млн т нефти. Наряду с выявленными месторождениями на акватории известны 62 перспективные структуры. По 12 из них, подготовленным к бурению, локализованные ресурсы оцениваются в 1,3 млрд т у. т. Можно прогнозировать открытие еще не менее 6-7 крупных морских месторождений нефти и около 10 месторождений газа с запасами свыше 75 млрд м3. В гг. в Северо-Сахалинском ФЦНГД ожидается годовая добыча нефти и конденсата в 22 млн т; добыча газа может достигнуть 35 млрд м3.[17]

Поставки добытых УВ предполагаются в Республику Корея, Японию, Китай и США. По проекту «Сахалин-1» осуществляется строительство нефтепровода до порта Де-Кастри с последующей транспортировкой нефти танкерами. Максимальный объем экспортных поставок – 12,5 млн т в год. Танкерный вывоз нефти в объеме еще 8,6-11,0 млн т предусмотрен проектом «Сахалин-2».

Маршруты транспортировки газового сырья предусматривают экспорт СПГ (13-14 млрд м3 в год) по проекту «Сахалин-2» и подачу трубопроводного газа (до 11,5 млрд м3) через Комсомольск-на-Амуре и Хабаровск в Республику Корея по проекту «Сахалин-1».

Таким образом, развитие Северо-Сахалинского ФЦНГД до 2020 г. целиком определяется реализацией двух уже действующих проектов и обеспечивает значительный объем экспорта нефти и газа в страны АТР, а возможно, и в США. После 2010 г. часть добываемой на шельфе продукции может быть направлена на удовлетворение потребностей дальневосточных субъектов Федерации.

Магаданско-Западно-Камчатский ФЦНГД. В связи с преобладанием в сахалинских проектах экспортной составляющей для энергообеспечения притихоокеанских областей России требуется создание на востоке страны второго ЦНГД (кроме Северо-Сахалинского), который должен формироваться на базе УВ-ресурсов Магаданско-Западно-Камчатского мегабассейна, составляющих 43 % ресурсов Охотской НГП. Основным объектом этого центра являются ресурсы западно-камчатского шельфа, так как значительная часть магаданского шельфа пока технически недоступна.

Шельф Западно-Камчатской НГО имеет площадь около 80 тыс. км2. Мощность перспективного кайнозойского чехла достигает 10-12 км. Сейсморазведкой здесь выделено более 40 перспективных структур, большинство из которых входит в состав прогнозируемых зон возможного нефтегазонакопления. Выделено 12 таких зон, часть из которых простирается с суши на акваторию. Перспективы некоторых зон оцениваются высоко, плотность их УВ-ресурсов близка к сахалинской (около 1 млн т/км2). Вероятно, они содержат крупные месторождения нефти и газа, которые могут стать базовыми для формирования ФЦНГД[18].

При благоприятных обстоятельствах к 2015 г. на западно-камчатском шельфе можно ожидать получения первой продукции, а к 2021 г. – добычи в 3-5 млн т нефти и 15 млрд м3 газа в год. Это послужит стимулом широкого разворота ГРР на всей северо-восточной части Охотского моря. В связи со значительной удаленностью Магаданско-Западно-Камчатского ФЦНГД от промышленных центров предполагается, что транспортировка основного объема добытой продукции будет осуществляться танкерами. В этой связи необходимо сооружение завода СПГ и береговых терминалов.

Каспийский ФЦНГД. Российский сектор Каспийского моря является одним из наиболее перспективных районов страны для поисков и освоения месторождений УВ-сырья. Работами НК «ЛУКОЙЛ» в проектируемом ФЦНГД уже выявлено пять месторождений, четыре из которых являются крупными. Среди изученных зон нефтегазонакопления установлены объекты с геологическими ресурсами до 1 млрд т у. т[19].

В фонде перспективных числятся 25 объектов, 9 из них подготовлены к бурению. Сумма локализованных ресурсов оценивается в 2,2 млрд т у. т. При успешности поисков в 50 % можно надеяться на существенный прирост запасов УВ, а в случае достижения средней величины ресурсов по локальным объектам в 90 млн т у. т. существует высокая вероятность дальнейшего открытия крупных месторождений.

Добыча нефти в российском секторе Каспия к гг. на базе открытых месторождений может достигнуть 5-7 млн т, газа – 15-20 млрд м3. При оптимистическом варианте к 2020 г. уровень добычи нефти в Каспийском ФЦНГД может приблизиться к 10 млн т, газа – к 30-40 млрд м3.

Каспийский ФЦНГД соседствует с районами развитой промышленной инфраструктуры, что благоприятствует быстрейшему освоению морских месторождений. Однако внутренняя нефтегазовая инфраструктура самого центра еще не определена. С реализацией добываемой нефти трудностей не предвидится. Она может перерабатываться на существующих НПЗ или идти на экспорт. Транспортировка нефти может осуществляться танкерами или трубопроводами. Привлекательны терминалы Махачкалы, особенно после недавней реконструкции и трубопроводного соединения порта с магистральным нефтепроводом «Баку – Новороссийск». Однако пути реализации газа пока неясны.

Таким образом, один уже действующий и 5 проектируемых прибрежно-морских ФЦНГД ориентированы на освоение УВ-ресурсов самых богатых и наиболее разведанных районов континентального шельфа России и сопредельной суши.

Начальные суммарные геологические ресурсы УВ этих районов составляют около 60 млрд т у. т. Основная часть (83 %) ресурсов, охваченных в настоящем и будущем (до 2020 г.) деятельностью ФЦНГД, принадлежат акваториям. Крайне важно, что весьма значительную часть морских ресурсов составляют нефть и конденсат. Это обеспечивает активное развитие в будущем добычи жидких УВ.

В границах шести охарактеризованных центров сосредоточено значительное число месторождений, в том числе почти все открытые на сегодня морские месторождения России. Основной интерес для развития нефте - и газодобычи в организуемых центрах представляют 34 крупных и уникальных месторождения, среди которых более половины принадлежит морской части центров. Месторождения и перспективные локальные структуры, 120 морских выявленных, в том числе 50 доказанных, зон нефтегазонакопления составляют основной разведочно-эксплуатационный фонд намеченных комплексов нефтегазодобычи. Выявление и последующее освоение запасов этих объектов обеспечит необходимые уровни добычи нефти и газа.

В 2020 г. годовая производительность каждого из центров в соответствии с ожидаемыми темпами их формирования будет варьировать по нефти в диапазоне 1-40 млн т, по газу – от 10 до 100 млрд м3.

Центры будут различаться и составом производимого сырья, и его целевым назначением, и как следствие способами вывоза добытой продукции и ее доставки потребителю. Так, Печорский центр проектируется как нефтедобывающий. В Магаданско-Западно-Камчатском и Южно-Карском (Обско-Тазовском) до 2014 г., а в Штокмановско-Мурманском до 2020 г. будет добываться только газ. Таким образом, добывающие комплексы, по крайней мере, в начальные фазы их формирования, различаются как моно - и полисырьевые.

Отчетливо вырисовывается целевая направленность деятельности ФЦНГД. Печорский, Северо-Сахалинский и Штокмановско-Мурманский – преимущественно экспортные центры, продукция которых рентабельна при ее реализации по мировым ценам. Экспортные поставки из этих центров требуют создания протяженных магистральных трубопроводов или освоения трансокеанических маршрутов крупнотоннажными танкерами.

В целом ожидаемая годовая добыча морской нефти из месторождений шести организуемых центров к 2020 г. составит 52 млн т, а газа около 205 млрд м3 (таблица 1).

В результате деятельности центров на экспорт будет также направлен СПГ общим ожидаемым объемом до 15-18 млн т в год.

По существу, названные величины соответствуют если не всей, то большей части морской добычи УВ, ожидаемой в России к 2020 г. (рис. 3), что должно обеспечить более трети отечественного экспорта нефти и газа.

Обозначенные центры и соответствующие формы и маршруты транспорта добываемых УВ становятся, таким образом, главной организационной формой освоения нефтегазовых ресурсов отечественных акваторий. При этом практически вся нефть и значительная часть добываемого газа ориентированы на экспорт, в том числе по вновь организуемым направлениям в АТР и на северо-западных маршрутах. Данное обстоятельство, несомненно, оптимизирует структуру экспорта, диверсифицирует его направления, укрепляя тем самым позиции России в мировом экономическом пространстве[20].

Условия деятельности практически всех нефтяных компаний в мире в последние годы становятся все более строгими, что обусловлено ухудшением структуры запасов и истощением большинства крупных месторождений, которые до настоящего времени обеспечивают основной объем добычи углеводородов. Одна из тенденций мировой нефтегазодобычи на современном этапе - увеличение доли нефти и газа из морских месторождений. На континентальном шельфе сосредоточено 30% мировой добычи углеводородов. Только в 2006 г. часть морской добычи в зарубежных странах составила 35% нефти и 31,6 % газа[21]. Ежегодный мировой объем добычи на шельфе составляет 1,1 млрд тонн нефти и 850 млрд куб. м. газа, что составляет треть мировой добычи углеводородных ресурсов[22].

Таблица 1.3.

Характеристики прибрежно-морских центров нефтегазодобычи[23] 

(с дополнениями)

Федеральные центры нефте-газодобычи	НСР (геологические/ извлекаемые) млрд т у. т.	Текущие запасы УВ	А+В+С1-2	Общее число открытых место-рождений (в знаменателе – крупные и уникальные)	Уровни добычи на 2020 г.
нефть, млн т	газ свободныймлрд м3	нефть, млн т/год	газ, млрд м3/год
I Печорский	13,2/3,9	1741	258	28/14	30–40	–
В том числе шельф	5,7/1,5	398	74	5/3	15	–
II Штокмановско-Мурманский (морской)	18,2/16,0	–	3975	5/4	–	80
III Южно-Карский (Обско-Тазовский)	8,1/7,3	46,5	4858	19/10	10	100
В том числе губы и заливы	7,1/6,4	46,5	1517,5	4/2	5	60
IV Северо-Сахалинский	6,9/4,3	441	1252	67/6	22	35
В том числе шельф	6,6/4,1	398	1185	7/6	20	25
V Магаданско-Западно-Камчатский	5,3/3,6	–	23	4/–	1–2	11
В том числе шельф	4,8/3,2	–	–	–	0	10
VI Каспийский (море)	3,4/2,6	103	573	7/3	10	30 ?

Примечание - Порядковые номера центров соответствует их номерам на схеме (см. рис. 1.11).