Фото: gazprom.ru

Согласно новому проекту генеральной схемы развития нефтяной отрасли, который сейчас обсуждается в Госдуме и Правительстве, разработку российского шельфа отложат до 2030-2035 года. По оптимистичному сценарию, к тому времени добыча углеводородов на российском шельфе сократится почти вдвое – с 29 млн до 15 млн т. По базовому сценарию, падение будет еще более драматичным – до 9 млн т.

О том, почему так происходит, какие российские проекты на шельфе сегодня действуют, какие планируется в ближайшее время запустить, несмотря на неблагоприятную экономическую ситуацию, читайте в материале «МП».

Надежда Толстоухова

Российский континентальный шельф имеет самую большую в мире площадь – более 6 млн кв. км. Извлекаемые углеводородные ресурсы здесь оцениваются в 98,7 млрд т нефти и газа в пересчете на условное топливо. На шельфе находится до четверти всего российского углеводородного сырья.

Однако действующих проектов относительно разведанных месторождений не так много. Из-за сложных условий добычи, особенно на шельфе Сахалина и в Арктике, их способны вести только крупные компании. В этой сфере работают три сырьевых гиганта – государственные «Роснефть» и «Газпром» и частный «Лукойл», причем наиболее известные проекты «Сахалин-1» («Роснефть) и «Сахалин-2» («Газпром») ведутся сов-местно с иностранными добывающими компаниями Exxon Mobil, Sodeco и ONGC в первом случае (оператор проекта – компания «Эксон Нефтегаз Лимитед») и Shell, Mitsui и Mitsubishi во втором (оператор проекта – совместное предприятие «Сахалин Энерджи»). Реализуются проекты на основе правительственного соглашения о разделе продукции (СРП).

Активному развитию шельфовой добычи сегодня мешает низкий уровень локализации производства и высокая зависимость от импорта оборудования и услуг, считают в Минэнерго. По расчетам министерства, при имеющихся технологиях разработка шельфа не может быть рентабельна при цене нефти ниже $80-90 за баррель. Но, согласно прогнозам, цена на нефть в предстоящее десятилетие вряд ли преодолеет отметку в $75 за баррель. Таким образом, у новых российских шельфовых проектов в ближайшее время не будет шансов выйти на самоокупаемость.

Проекты «Роснефти»

ПАО «НК «Роснефть» является крупнейшим держателем лицензий на участки континентального шельфа РФ: их общее количество приблизилось к 60, а объемы углеводородов, залегающих на этих участках, оцениваются в 41 млрд т нефтяного эквивалента.

Располагаются участки в Арктике (Баренцевом, Печорском, Карском морях, море Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском морях), на Дальнем Востоке (в Охотском и Японском морях) и на юге России (в Черном, Азовском и Каспийском морях). На большей части этих участков компания пока только проводит работы по геологическому изучению недр.

Основная доля добываемых шельфовых углеводородов компании приходится на проект «Сахалин-1», который реализуется международным консорциумом уже более четверти века. Проект включает в себя освоение трех морских месторождений – Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных на северо-восточном шельфе о.Сахалин. Продукция со всех буровых площадок поступает на береговой комплекс подготовки «Чайво», который был рассчитан на подготовку 41 тыс. т нефти в сутки. Затем нефть подается по трубопроводу на выносной терминал порта Де-Кастри и отгружается на танкеры для доставки потребителям.

Накопленная добыча нефти и конденсата на трех месторождениях, входящих в проект, уже превысила 125 млн т. А потенциальные извлекаемые запасы углеводородов проекта составляют 307 млн т нефти и 485 млрд кубометров природного газа.

Одопту-море (Северный купол) является старейшим из действующих шельфовых месторождений в России. Добыча нефти на нем началась в 1998 году. Сейчас там функционируют 28 нефтяных добывающих и 7 нагнетательных скважин, а общий объем добычи по итогам 2018 года составил 0,38 млн т нефти и 0,14 млрд кубо-метров газа.

Недавно разрабатываемым «Роснефтью» шельфовым месторождением стало Лебединское, находящееся в Охотском море, оно действует с 2014 года. Фактическая добыча нефти на нем в 2018 году составила 0,27 млн т, добыча газа – 0,09 млрд кубометров. В 2018-м компания провела работы по корректировке границ Лебединского участка, в результате чего была увеличена ресурсная база месторождения. В том же году был введен в эксплуатацию нефтепровод Лебединское – Одопту-море.

На юге России «Роснефть» добывает углеводороды на шельфе Азовского моря, на участке месторождения Новое. Действующим оно стало сравнительно недавно – в сентябре 2016 года. С того времени накопленная добыча нефти там превысила 72 тыс. т, а добыча газа – 110 млн кубометров.

Проекты «Газпрома»

Только «Газпром» и «Роснефть», контрольные пакеты акций которых принадлежат государству, по закону могут разрабатывать месторождения арктического шельфа. Как и для «Роснефти», для «Газпрома» разработка арктических месторождений является одним из стратегических направлений. Сегодня «Газпром» участвует в реализации шельфовых проектов «Сахалин-2» и «Сахалин-3», которые с переменным успехом развиваются с середины 90-х годов.

«Сахалин-2» – крупнейший в мире комплексный проект разработки нефтегазовых месторождений: осваиваются два месторождения на северо-востоке сахалинского шельфа – Пильтун-Астохское и Лунское. В состав проекта входят морские платформы «Моликпак», «Лунская-А», «Пильтун-Астохская-Б», объединен-ный береговой технологический комплекс и завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). Транспортировку нефти и газа с морских платформ на берег обеспечивают морские трубопроводы, общая длина которых достигает 300 км. Дальше сырье попадает в Транссахалинскую трубопроводную систему, общая протяженность которой достигает 1600 км.

По итогам 2020 года компания – оператор проекта «Сахалин Энерджи» произвела и отгрузила более 11,6 млн т СПГ. Основной объем газа был добыт с морской платформы «Лунская-А». Это максимальное годовое производство за всю историю работы завода СПГ, продукция которого поставляется в страны АТР.

Проект «Сахалин-3» развивается пока не так активно, как первые два его «собрата». В него входят четыре блока месторождений: Киринский, Венинский, Аяшский и Восточно-Одоптинский. Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн кубометров газа. Лицензии на Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский блоки принадлежат «Газпрому», лицензия на разработку Венинского блока – «Роснефти».

В пределах Киринского участка находятся Киринское, а также открытые «Газпромом» Южно-Киринское, Южно-Лунское и Мынгинское месторождения. Газ «Сахалина-3» является основной ресурсной базой для газотранспортной системы Сахалин – Хабаровск – Владивосток.

Промышленная добыча газа на Киринском месторождении началась в 2014 году. Южно-Киринский участок, который является крупнейшим на шельфе о.Сахалин с запасами в 815 млрд кубометров газа и 130 млн т газового конденсата, планировалось запустить в эксплуатацию в 2021 году, но в свете новой инвестпрограммы «Газпрома», обнародованной в апреле, это событие отложилось минимум до 2024 года.

Если бы все развивалось по первоначальному плану, то, по оценкам Минэнерго, к 2023 году объем добычи газа на месторождении должен был составить 0,8 млрд кубометров, а на проектный уровень в 21 млрд кубометров Южно-Киринское месторождение должно было выйти на 11-й год разработки.

Похоже, Южно-Киринское месторождение постигла та же участь, что и Штокмановское, лицензией на разработку которого «Газпром» владеет с 90-х годов. Работы там были заморожены в 2012 году по причине слишком высокой себестоимости добычи газа. По оценкам специалистов, газ, добываемый на Штокмановском месторождении, не мог бы стоить дешевле $450-500 за тысячу кубометров, в то время как рыночная цена на него в 2012 году составляла $300-320, а к 2021 году упала до $107 (по данным Нью-Йоркской товарной биржи на 29.04.2021 г.).

В феврале 2021 года стало известно, что «Газпром» планирует вернуться к разработке Штокмана в 2029 году. Об этом заявил замначальника департамента импортозамещения технологий ПАО «Газпром» Владимир Вавилов на межотраслевой конференции «Использование научно-технического потенциала предприятий оборонно-промышленного комплекса в интересах нефтегазовой отрасли» в Нижнем Новгороде.

Еще на одном известном шельфовом месторождении – Приразломном – ведет добычу «дочка» «Газпрома» – компания «Газпром нефть». По оценкам специалистов, извлекаемые запасы месторождения составляют около 80 млн т углеводородов. По итогам 2020 года там было добыто 3,27 млн т нефти, что на 3% больше, чем в 2019-м. На конец 2020 года накопленная добыча составила более 15 млн т. Сейчас на месторождении функционируют 23 скважины, 10 планируется пробурить в ближайшие годы, еще 7 входят в перспективный портфель шельфовых проектов компании.

Проекты «Лукойла»

Если арктический шельф могут осваивать только госкомпании, то шельф на Каспии разрабатывает частный «Лукойл», который в последние годы открыл в акватории Каспийского моря 10 месторождений с суммарными извлекаемыми запасами углеводородного сырья 955 млн т в нефтяном эквиваленте.

Здесь уже ведется добыча на двух крупных шельфовых месторождениях – им. Ю.Корчагина и им. В.Филановского. Суммарный объем добытых там нефти и газового конденсата по итогам 2020 года составил

7,4 млн т, а всего за время эксплуатации было добыто более 35 млн т.

Месторождение им. Ю. Корчагина, открытое в 2000 году, стало первым, запущенным «Лукойлом» на Каспии. Добыча сырья на месторождении началась в 2010 году. Разработка его ведется в две очереди. Первая включает морскую ледостойкую стационарную платформу с буровым комплексом, платформу жилого модуля и морской перегрузочный комплекс. Вторая очередь обустройства включает блок-кондуктор, который начал работать в 2018 году.

Месторождение им. В.Филановского открыто «Лукойлом» в 2005 году. С 2018 года добыча на нем поддерживается на проектном уровне 6 млн т нефти в год, разработка ведется в три очереди. Первая очередь введена в эксплуатацию в 2016 году и включает ледостойкую стационарную платформу, платформу жилого модуля, райзерный блок и центральную технологическую платформу. Вторая очередь эксплуатируется с 2017 года и состоит из ледостойкой стационарной платформы и платформы жилого модуля. Третья очередь введена в эксплуатацию в 2019 году и включает блок-кондуктор.

Обустройство еще одного месторождения – им. В.Грайфера (ранее Ракушечное) – «Лукойл» начал в 2018 году, а ввод его в эксплуатацию запланирован на 2023 год. Планируемая полка добычи на нем составит более

1 млн т нефти в год. Продукцию месторождения планируется направлять для подготовки на центральную технологическую платформу месторождения им. В.Филановского и далее через систему Каспийского трубопроводного консорциума на экспорт.

Падение цены на нефть заставило руководство «Лукойла» прибегнуть к своеобразному «политическому шантажу», который может отразиться на реализации проекта добычи нефти на месторождении им. Ю. Корчагина.

Дело в том, что в начале апреля президент ПАО «Лукойл» Вагит Алекперов написал официальное письмо первому вице-премьеру России Андрею Белоусову с предложением ввести новые налоговые льготы для проектов по нефтедобыче в шельфовой зоне. В противном случае возможно сокращение инвестиций или даже консервация месторождения им. Ю. Корчагина, потому что в среднесрочной перспективе при отсутствии льгот добыча на месторождении станет операционно убыточной, предупредил российское правительство В. Алекперов.

Письмо нефтяной компании в правительство – ее реакция на отмену льгот по экспортной пошлине в конце 2020 года, из-за чего потери компании составили порядка 10 млрд рублей. Однако полный отказ «Лукойла» от реализации проекта по добыче нефти на шельфе Каспия все-таки кажется маловероятным: компания уже вложила в него 140 млрд рублей и планировала вложить еще около 60 млрд.

Есть у «Лукойла» и несколько шельфовых проектов на Балтике, в Калининградской области. В 2004 году там было введено в разработку первое морское месторождение компании – Кравцовское, а в 2019 году начата промышленная эксплуатация месторождения D41.

Перспективные проекты и неясные сроки реализации

Среди перспективных шельфовых проектов «Роснефти» с неясными пока сроками реализации есть шельфовые проекты в Арктике, на Дальнем Востоке и в южных морях России. Всего компания владеет 55 лицензиями на исследование и разработку шельфовых участков морей, но на большинстве из них (кроме уже описанных) сегодня ведутся лишь геологические изыскания.

Участки шельфа, на которых в перспективе «Роснефть» сможет добывать углеводороды, располагаются в Баренцевом море (Федынский, Центрально-Баренцевский, Персеевский, Альбановский, Варнекский, Западно-Приновоземельский и Гусиноземельский), в Печорском море (Русский, Южно-Русский, Южно-Приновоземельский, Западно-Матвеевский, Северо-Поморские-1, 2, Поморский и Медынско-Варандейский), в Карском море (Восточно-Приновоземельские-1, 2, 3 и Северо-Карский), в море Лаптевых (Усть-Оленекский, Усть-Ленский, Анисинско-Новосибирский, Хатангский и Притаймырский), в Восточно-Сибирском море (Восточно-Сибирский-1), в Чукотском море (Северо-Врангелевские-1,2 и Южно-Чукотский), на шельфе острова Сахалин (месторождение Кайганско-Васюканское-море, Дерюгинский, Астрахановское-море, Некрасовс-кий, Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, Восточно-Прибрежный, Амур-Лиманский, Восточно-Кайганское месторождение, Центрально-Татарский, Богатинский), на примагаданском шельфе (Магадан-1,2,3, Лисянский, Кашеваровский).

В российских акваториях Черного, Каспийского и Азовского морей компания владеет лицензиями на Темрюкско-Ахтарский участок и мес-торождение Новое в Азовском море, Северо-Каспийский участок и мес-торождение Западно-Ракушечное в Каспийском море, Туапсинский прогиб, Западно-Черноморскую площадь и Южно-Черноморский участок на шельфе Черного моря. На большинстве из этих участков уже проведена оценка объемов ископаемых запасов нефти и газа, но конкретные сроки начала добычи на участках пока не называются.

У «Газпрома» также есть несколько проектов на шельфе, которые в будущем смогут пополнить ресурсную базу предприятия. Так, в 2020 году на приямальском шельфе Карского моря открыто месторождение «75 лет Победы» (запасы газа – 202,4 млрд кубометров).

Также у компании есть лицензии на два крупных месторождения в Обской губе – Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, но и на них добыча пока не ведется. Ранее предполагалось, что добыча на Каменномысское-море начнется в 2025 году. Еще через несколько лет должно быть запущено Северо-Каменномысское. Ожидаемый совокупный объем добычи на двух месторождениях составляет 30 млрд кубометров в год.

Для запуска проекта потребуется реконструкция порта Ямбург, строительство автомобильных дорог, создание специализированного флота ледокольных судов с малой осадкой, а также судов на воздушной подуш-ке. На обустройство месторождения Каменномысское-море, по данным «Газпрома», необходимо более 190 млрд рублей, на Северо-Каменномысское – свыше 90 млрд рублей.

Еще одно перспективное для разработки газоконденсатное месторождение, лицензия на разработку которого принадлежит «Газпрому», – Крузенштернское – находится на шельфе Карского моря. Оно имеет 11 продуктивных пластов – 7 газовых и 4 газоконденсатных. Общий запас составляет 965 млрд кубометров газа и 21 млн т газового конденсата.

В 2008 году месторождение было передано «Газпрому», который планировал запустить его в промышленную эксплуатацию в зависимости от конъюнктуры на мировых рынках в период с 2025 по 2028 год.

Портфель шельфовых проектов «дочки» «Газпрома» – компании «Газпром нефть» – на этапе геологоразведочных работ включает 7 месторождений и лицензионных участков, в рамках которых выделено 8 проектов. Компания анализирует геологическую модель Аяшского участка недр с учетом выполненных сейсморазведочных работ. Также «Газпром нефть» ведет оценку перспективных акваторий Карского и Охотского морей.

В числе перспективных проектов «Лукойла» можно назвать запуск месторождений D33 и D6-южное на шельфе Балтийского моря в Калининградской области. Нефтяное мес-торождение D33 с начальными запасами около 21 млн т было открыто в 2015 году по результатам поисково-разведочного бурения в Балтийском море в 57 км от побережья Куршской косы. Его ввод в эксплуатацию пока намечен на 2023 год. По прогнозам компании, это событие позволит выйти на объем добычи в Балтийском море в 2 млн т в год.

В планах компании на 2021 год – продолжить строительство со-оружений для месторождения им. В.Грайфера. Также «Лукойл» займется геологоразведочными работами в пределах структур Хазри и Титонская, расположенных в центральной части Каспия.

В заключение

Таким образом, каждый из трех российских нефте- и газодобывающих гигантов обладает солидным портфелем перспективных проектов в шельфовой зоне российских морей. Однако реализация большинства из них откладывается на ближайшие 10-15 лет, а то и больше из-за дороговизны технологий и неудачной конъюнктуры рынка сырьевых энергоресурсов.

Нынешнее стремление компаний разведать как можно больше шельфовых месторождений и получить как можно больше долгосрочных лицензий на их разработку выглядит как стремление «застолбить» себе территорию на будущее. Правда, насколько отдаленным оно будет, сегодня спрогнозировать довольно трудно.

Таблица. Добыча нефти и газового конденсата на шельфе РФ (тыс. т)

Источник	Направление
	Моря	2009	2010	2011	2014	2015	2016	2017	2018
Балтийское	747,9	676,5	615,1	427,0	394,3	357,6	314,0	246,2
Каспийское		55,3	338,1	1 460,4	1 662,2	2 268,2	5 501,9	6 883,9
Охотское	14 504,0	13 938,6	14 439,6	13 960,2	16 074,1	17 426,0	17 211,6	18 685,1
Печорское				263,2	869,7	2 153,7	2 640,6	3 189,4
Черное				61,4	50,9	44,3	39,1	32,6
Азовское					0,0	9,4	37,7	24,8
Итого	15 251,9	14 670,4	15 392,8	16 172,2	19 051,2	22 259,2	25 744,9	29 062,0
Источник: «ЦДУ ТЭК»

Морские порты №3 (2021)