Действующие российские нефтяные и газовые проекты обеспечены значительными запасами и способны поддерживать годовую добычу на уровне 10–12 млн тонн нефти и 19–21 млн тонн сжиженного природного газа (СПГ) в течение длительного времени. Новый проект «Арктик СПГ-2» может дополнительно увеличить годовую добычу СПГ на 20 млн тонн.
«Дальний Восток и Арктика: устойчивое развитие».
(Источник – пресс-служба организационного комитета конференции)
К такому выводу пришли эксперты в рамках Х юбилейной международной научно-практической конференции «Дальний Восток и Арктика: устойчивое развитие», которая прошла 13–14 марта в Москве. В ходе обсуждений ключевой темой стало стремление дать взвешенную оценку текущего состояния нефтегазовой отрасли и спрогнозировать развитие углеводородных объектов в условиях жестких санкционных, технологических, геологических и ресурсных ограничений.
Запасы или ресурсы?
В настоящее время активно разрабатываются четыре кластера: Печорский, Ямальский, флагманский проект «Восток Ойл» и Ванкорский кластер. Однако нефтегазовый потенциал западной и восточной частей Арктики значительно снижен, и его промышленное освоение остается делом далекого будущего. Запасы могут рассматриваться только в контексте их прибыльности; все, что приносит убытки, классифицируется как ресурсы. Подобная ситуация наблюдается в Западной Арктике, где, несмотря на завершенную разведку, речь идет исключительно о ресурсах.
Эксперты выделяют четыре группы факторов, ограничивающих развитие арктических углеводородных проектов: санкционные, технологические, геологические и ресурсные. Санкционные ограничения связаны с проблемами сбыта продукции как на действующих объектах (платформа «Приразломная», терминалы «Варандей» и «Ворота Арктики», завод «Ямал СПГ»), так и на проектах, находящихся в стадии изучения («Тамбей», «ГПН-Гыдан»), монтажа («Восток Ойл») и ожидания запуска («Арктик СПГ-2»). Например, если ранее танкеры доставляли груз до Роттердама за 10–12 дней, то сейчас эти поставки заблокированы. Технологические риски включают сложности ледовой проводки и нехватку танкеров. Геологические риски связаны с подтверждением запасов на проектах «Восток Ойл», «Тамбей» и «ГПН-Гыдан», а также с неопределенностью масштабов некоторых месторождений.
Сроки и перспективы
Сроки ввода российских арктических проектов в рентабельную добычу и экспорт продукции по Северному морскому пути (СМП) вызывают скепсис у экспертов. По некоторым оценкам, месторождения на суше, включая Тамбейскую группу, Центр-Ольгинское и Южно-Тигянское, будут введены в эксплуатацию не ранее 2045 года. При этом Центр-Ольгинское и Южно-Тигянское месторождения были известны еще советским геологам 75 лет назад. Шельфовые месторождения, преимущественно газовые, такие как «Победа», «Северо-Обское», «Штокмановское», «Долгинское» и «Мурманское», планируется разрабатывать к 2040–2045 годам. Более оптимистичные прогнозы связаны с газовыми проектами «Газпрома» — «Ленинградское», «Динькова», «Крузенштернское», «Русановское» и «Нярмейское», ввод которых в рентабельную добычу ожидается к 2035 году.
Рентабельность добычи углеводородов зависит от сохранения налоговых льгот, решения геополитических задач и снятия санкционных ограничений.
Классификация углеводородных объектов
Арктические углеводородные объекты можно разделить на два основных блока: месторождения на суше и месторождения на шельфе. Сухопутные месторождения включают районы с «исторической» нефтегазодобычей, которая ведется с 1960-х годов, такие как Коми, Ненецкий автономный округ (НАО), Надым-Пур-Таз, Ямал, Гыдан и Якутия. К «новым» проектам относятся «Варандейское», «Ямал СПГ», «Арктик СПГ 2», «Восток Ойл» и другие, где продукция вывозится через морской порт Сабетта усиленными танкерами с ледокольной проводкой или через Варандейский терминал. На шельфе в промышленной разработке находится только одно месторождение — «Приразломное».
Будущее российской нефтяной промышленности
Российская нефтяная промышленность сохранит свои позиции, однако ключевой вопрос заключается в освоении шельфовой части Восточной Арктики. В западной части Арктики, в Баренцевом и Карском морях, пробурены глубокие скважины, тогда как в восточной части таких скважин нет. Их бурение возможно только с использованием плавучих морских платформ, которых у России пока нет.
В Западной Арктике открыты крупные газовые месторождения, такие как им. Жукова, им. Рокоссовского, «Победа», «Северо-Обское», «75 лет Победы» и «Штокмановское». Последнее, расположенное в безледном шельфе Баренцева моря, обладает запасами в 400 млрд кубометров газа, но до сих пор не разрабатывается. Это ставит под сомнение возможность освоения более сложных месторождений в ледовых условиях.
Выводы
Эйфория от веры в то, что арктический шельф России способен решить все проблемы долгосрочного обеспечения углеводородами, может дезориентировать развитие нефтегазовой отрасли и экономики страны. Для перевода «ресурсов» в «запасы» необходимо преодолеть технологическую отсталость, минимизировать экологические риски, решить вопросы транспортной логистики, оптимизировать налоговую политику и обеспечить благоприятную мировую конъюнктуру.
Екатерина Серова
Поделиться:
Ещё арктические новости: