авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 10 |

«Российская Академия наук Кольский научный центр Институт экономических проблем Селин В.С., Цукерман В.А., Виноградов А.Н. ...»

-- [ Страница 4 ] --

Топливно-энергетический комплекс является важнейшей структурной компонентой экономики, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности производительных сил и населения. Его особая роль в обеспечении экономической безопасности делает правомерным введение понятия энергетической безопасности общества.

Существует несколько определений «энергетической безопасности».

Мировой энергетический совет (МИРЭС) определяет ее как «уверенность в том, что энергия будет иметься в распоряжении в том количестве и того качества, которые требуются при данных экономических условиях». В опубликованной в 1985 г. МЭА «Энергетической политике в области технологий» энергетическая безопасность была определена как «адекватные поставки энергии на разумные цели».

Европейская комиссия (1990 г.) дает более полное определение:

«безопасность поставок означает, что существенно необходимые энергетические потребности будут удовлетворены как раз за счет использования адекватных внутренних ресурсов, разрабатываемых экономически целесообразным способом или поддерживаемых в качестве стратегического резерва, так и за счет доступных и стабильных внешних источников, дополняемых в случае необходимости за счет стратегического резерва».

К приоритетам энергетической безопасности стран-импортеров обычно относятся [2]:

во-первых, ускоренное развитие внутренних традиционных источников энергии (угля, нефти и особенно природного газа);

во-вторых, сокращение удельного потребления энергии за счет повышения его эффективности, освоения энергосберегающих технологий;

в-третьих, развитие экологически чистых энерготехнологий, создание альтернативной энергетики;

в-четвертых, обеспечение стабильности развития национального энергохозяйства при разумном сочетании рыночных отношений с государственным регулированием, включая перспективное планирование развития его отраслей;

и, наконец, в пятых, немаловажную роль в обеспечении энергетической безопасности играют стратегические запасы топливно-энергетических ресурсов, создаваемые на случай различного рода кризисов и форс-мажорных обстоятельств.

Переход экономики России от централизованной жестко регламентированной системы управления, финансирования и материально технического обеспечения коренным образом меняет методологию экономических расчетов и обоснований эффективности поиска, разведки и освоения ресурсов углеводородного сырья на шельфе Арктических морей.

Здесь кроме классических расчетов окупаемости затрат возникает необходимость учета факторов риска таких, как: международная политическая ситуация, террористические и технологические угрозы, потери инвестиций при прекращении работ или отрицательных результатах геологоразведочных работ, обострение конкурентной борьбы на рынках сбыта УВ сырья, экологические и социальные последствия и другие менее значимые объективные и субъективные факторы.

В качестве оценки эффективности ГРР используется традиционный показатель стоимости прироста 1 тонны нефти и 1000 м3 газа.

Особую ценность представляют собой высокорентабельные ресурсы нефти Печорского моря и нормально-рентабельные юго-западной части Баренцева и Печорского морей, а по газу – месторождения Карского и Баренцева морей.

Значительная капиталоемкость и риски, возникающие при эксплуатации морских месторождений УВ в условиях Арктики, требуют проведения ряда мероприятий по созданию инвестиционно-привлекательного климата этого региона.

Они включают в себя: определение приоритетных районов геологоразведочных работ и подготовку участков для лицензирования, привлечение инвесторов для освоения выявленных месторождений, введение рентной системы платежей за право пользования лицензионными участками и за добычу УВ, а также введение системы скидок при разработке морских месторождений нефти и газа на ранних и заключительных стадиях освоения, что особенно актуально для суровых условий арктических акваторий.

Успешное решение вышеперечисленных проблем освоения месторождений нефти и газа арктического шельфа России может принести существенные доходы в государственный бюджет.

По прогнозу ВНИГРИ добычной потенциал арктических морей к 2020 г.

достигнет по нефти 23-40 млн.т (главным образом, за счет ресурсов Печорского моря), по газу – около 150 млрд.куб.м (за счет ресурсов Баренцева и Карского морей), а суммарный объем извлеченных углеводородов за период 2006-2020 гг.

оценивается в 180-275 млн.т по нефти и 890 млрд.куб.м по газу.

Потенциальный рентный доход государства от реализации прогнозируемого добывного потенциала при цене нефти 26,5 долл./барр. ( долл./т) и газа 110 долл./тыс.куб.м за 2006-2020 гг. может составить порядка 35,4 млрд.долл. (9,4 млрд.долл. и 26,0 млрд.долл. по нефти и газу соответственно).

Учитывая эти расчеты, необходимо уже в ближайшие 5-7 лет обеспечить эти работы современными морскими буровыми установками и добычными платформами. Исходя из условий их эксплуатации, требуются различные типы таких устройств. Восточная часть Баренцева моря, Печорское и Карское моря замерзают и их акватории свободны ото льда всего 2-3 месяца в году. Около 20% углеводородных ресурсов расположено на глубинах 10-50 м, около 40% на глубинах до 100 м и почти половина на глубинах 300 и более метров. В этой связи наиболее востребованными буровыми установками на Арктическом шельфе будут самоподъемные ледостойкие плавучие буровые установки, полупогружные плавучие платформы. В СССР за все время было построено всего три платформы для Каспия и шельфа Вьетнама. А для освоения Арктического шельфа требуются платформы, каких практически в мире еще не строили. Для Баренцева моря к 2020 году потребуется примерно 17- платформ, Карского моря 12-13 платформ.

Значительную проблему представляет транспортировка углеводородного сырья с месторождений Арктики, где требуется комплексное решение безопасной, безаварийной и экономически эффективной системы перевалки и транспортировки нефти и газа. Здесь требуется учет таких факторов как:

интересы военно-морских сил РФ;

сохранение промысловых видов рыб, морских животных, донных беспозвоночных;

предотвращение технологического и аварийного загрязнения морской среды (буровые растворы, разливы нефтепродуктов, выделения природных компонентов из недр, термокарстовые явления и другие);

ледовые проводки танкеров и обслуживание добывающих платформ ледокольным флотом;

проблемы международных морских трасс (например, только в 2004 г.

вдоль побережья северной Норвегии было перевезено из России на 340 танкерах более 12,5 млн.т нефти), требующих оформления специальных межгосударственных актов.

Следует учитывать, что перспективные газовые и газоконденсатные месторождения все дальше отодвигаются от суши и береговой трубопроводной системы. Поэтому приобретает актуальность осуществление сжижения природного газа в месте его добычи и транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) танкерами. Такого опыта в России пока нет, а в Норвегии по этому пути пошли при освоении месторождения «Snohvit» («Белоснежка»), расположенного в 140 км от северного берега в Баренцевом море на глубине 300-350 метров. Объем инвестиций в этот проект составил более 9 млрд.долл.

США (а прибыль за 25 лет эксплуатации достигнет 26 млрд. долл. США). На острове Мелкойя в районе Хаммерфеста смонтирован завод по сжижению газа весом 21000 т и высотой 60 м на барже (154 х 54 х 9) м весом 10000 т. Этот опыт следует изучить и применить при освоении уникального по запасам газоконденсатного Штокмановского месторождения (ШГКМ). Предварительные расчеты такого варианта показывают, что есть реальная возможность сократить себестоимость газа этого месторождения на 30%.

ШГКМ расположено на шельфе Баренцева моря в 290 км к западу от острова Новая Земля и в 655 км к северо-востоку от г. Мурманска. Глубина моря в районе месторождения – 300-360 м. Это месторождение является уникальным объектом разработки не только для отечественной, но и для мировой практики морской газодобычи. Это выражается как в объемах запасов и потенциально добываемой продукции в год, так и в условиях проведения работ по освоению месторождения.

Обустройство месторождения, в значительной степени, осложняют условия проведения работ, такие как: глубина моря, удаленность от берега, суровые климатические условия, сложный рельеф дна, вероятность распространения в природных отложениях газогидратов и многомернемерзлых грунтов, вероятность появления в районе крупных ледовых образований, а также отсутствие достаточного объема наблюдений и информации в целом по гидрометеорологическим условиям акватории и опыта работы в аналогичных условиях.

Проблемами освоения Штокмановского ГКМ занимались различные проектные и исследовательские организации в течение более десяти лет.

В 2003 году с учетом накопленного опыта и изученного материала ЗАО «Морнефтегазпроект» выполнено ТЭО разработки ШГКМ, где предусмотрены:

проектный уровень добычи газа 67,5 млрд.куб.м/год;

проектный уровень добычи газового конденсата 350 тыс.т/год;

строительство трех многофункциональных ледостойких платформ;

общий фонд скважин 156 единиц;

три нитки подводных трубопроводов для транспортировки газа в однофазном состоянии и газового конденсата протяженностью по морскому дну каждой нитки более 560 км.

Полный срок эксплуатации месторождения около 50 лет с извлечением 82,9% запасов газа, причем первые 25 лет производительность по газу одной плавучей платформы составит 22,5 млрд. куб. м/год.

Ориентировочно затраты на обустройство Штокмановского ГКМ, по оценкам ТЭО, составляли более 20 млрд. долл. США с получением прибыли за 25 лет около 100 млрд. долл. США.

С учетом вышеизложенного, в целях обеспечения экономической и энергетической безопасности России, исходя из реального состояния экономики РФ, конъюнктуры мирового рынка углеводородного сырья, можно сделать следующие выводы и предложения:

- в течение длительного периода времени (до 2020 г.) монопольное влияние на состояние рынка углеводородов будут оказывать страны ОПЕК, что необходимо учитывать при прогнозировании освоения арктических месторождений с точки зрения оценки замыкающих издержек и вероятных цен мирового рынка;

- ресурсы УВ на шельфе Арктических морей следует считать стратегическим резервом России и до 2020 г. обеспечить интенсивную эксплуатацию месторождений Каспийского шельфа, Восточной и Западной Сибири;

- увеличить объемы ГРР на шельфах Баренцева, Белого, Печорского, Карского морей и моря Лаптевых с целью опережающего прироста запасов УВС по сравнению с объемами их добычи;

- привлечь к строительству ледостойких буровых платформ, танкеров нефтегазовозов и ледоколов отечественные судостроительные мощности, в том числе военно-промышленного комплекса.

5.3. Влияние особых условий на освоение морских месторождений арктического шельфа Сейчас на морских акваториях России проектируется и реализуется свыше 40 нефтегазовых проектов, о которых частично говорилось во второй главе монографии. Из них в стадии эксплуатации находятся три месторождения на Охотском море – Одопту-море (оператор "Роснефть"), Сахалин-1 и Сахалин- (Sakhalin Energy), и одно на Балтийском море – Кравцовское месторождение ("Лукойл"). Приразломное месторождение в Печорском море ("Севморнефтегаз", дочерняя компания "Роснефти" и "Газпрома") должно было дать нефть еще в начале 2006 г., однако его ввод постоянно откладывается, в том числе в связи со сложными условиями отработки и поиском новых технологических решений.

Почти все другие проекты оцениваются как будущие, добычу там планируется начать за пределами 2015 г. В этих условиях, согласно оптимистическим вариантам прогнозов Министерства промышленности и энергетики РФ, добыча нефти на шельфе может к 2010 г. достичь 20-25 млн.т в год (4-5% суммарной добычи), а к 2020 г. дойти до 85-95 млн.т (до 20%).

Добыча газа может достичь 30 млрд.м3 в 2010 г. (4% суммарной добычи) и 150 190 млрд.м3 в год к 2020 г. (20-25% суммарной добычи страны). Основная часть нефти и газа, добываемая на российском шельфе, будет приурочена все к тем же провинциям: морям Западной Арктики (в первую очередь Баренцево море), к Охотскому и Каспийскому морям.

Развитие проектов по освоению шельфа требует огромных инвестиций, современного оборудования и создания для освоения месторождений инфраструктуры и систем транспортировки. Например, общие капитальные вложения, необходимые для реализации пяти текущих проектов (Одопту-море, Сахалин-1 и Сахалин-2, Приразломное и Кравцовское) оцениваются более чем в млрд. долл. США. А Штокмановский проект с учетом строительства завода по сжижению природного газа один превысит 60 млрд. долл. США, т.е. окажется одним из самих дорогих ресурсных проектов в мире. В этой связи казалось бы целесообразным активное привлечение зарубежных инвестиций. Однако на деле "Газпром" в 2006 г. уже вторично (первый раз в 1996 г.) "разорвал" декларацию о намерениях с пятью ведущими инвесторами (Statoil, Total, Conoco и др.), иностранные партнеры успешно "выдавливаются" с Сахалина.

В этой связи можно предположить, что в будущих проектах основными игроками будут российские нефтегазовые гиганты: "Роснефть" на шельфах Баренцева, Черного, Азовского и Каспийского морей, "ЛУКОЙЛ" планирует освоение Каспийского, Балтийского и Азовского морей, "Газпром" – Баренцева, Карского и Каспийского.

Однако российские компании обладают ограниченным опытом освоения морских месторождений. Более того, многие типы сложного оборудования, необходимые для работы на шельфе, Россия вообще не производит, а большинство используемых в настоящее время буровых установок построено еще в советское время.

В результате цикла работ в Баренцевом и Карском морях, выполненных в 1970-80-х гг., была открыта и подготовлена к освоению Западно-Арктическая шельфовая нефтегазоносная провинция (включающая нефтегазоносные и перспективные структуры Баренцева, Печорского и Карского морей), недра которой содержат до 80% ресурсов арктического шельфа России. На Западно-Арктическом шельфе России открыты не только акваториальные продолжения бассейнов суши (Тимано-Печорская и Западно-Сибирская НГП), но и самостоятельные, возможно, более богатые шельфовые нефтегазоносные бассейны (Баренцевская НГП) (рис.5.2).

В пределах последней было выявлено и разведано более 10 промышленных нефтяных, нефте-, газоконденсатных и газовых месторождений, включая уникальных (Штокмановское и Ледовое в Баренцевом море, Ленинградское и Русановское – в Карском) и 4 крупных [1].

Оценивая состояние нефтегазопоисковых работ на шельфе Западной Арктики России, следует отметить, что за 23-летний период с начала таких работ изученность региона все еще крайне низка. Так, в Баренцевом море при перспективной нефтегазоносности площади в 726,5 тыс.кв.км, пробурено всего 30 скважин, т.е. одна скважина на 26,9 тыс.кв.км, соответственно в Печорском море одна скважина на 8, тыс.кв.км и в Карском - на 80,3 тыс.кв.км. Это на несколько порядков ниже, чем у Норвегии (Норвежское и Северное моря). А в северных частях Баренцева и Карского морей вообще не пробурено ни одной скважины и выполнены лишь редкие сейсмические профили. Из 15 открытых месторождений в этих морях к разработке подготовлено только два – Штокмановское и Приразломное [2].

В обозримой перспективе Западно-Арктический шельф России станет областью интенсивной разработки морских месторождений нефти и газа, как одна из основных энергетических провинций страны (рис.5.2). Будут установлены нефтегазодобывающие платформы, созданы новые терминалы и насосные станции, построена сеть трубопроводов. Ведь, по существу, по месторождениям, которые должны дать продукцию в 2016-2018 гг., проектные изыскания должны быть завершены до 2008-2009 гг., а с 2010 г. начаты активные подготовительно эксплуатационные работы.

Техническая доступность ресурсов углеводородов на акваториях определяется, прежде всего, двумя факторами: глубиной залегания и природно-климатическими условиями, главным образом, ледовой обстановкой.

Выполненный ведущими институтами (ВНИГРИ, ЦНИИ им. акад. Крылова) страны анализ применяемых и проектируемых технических средств для освоения морских месторождений нефти и газа позволяет сделать вывод, что в настоящее время поиск и разведка месторождений углеводородов могут проводиться в любых природно-климатических условиях шельфа в силу возможности сезонного проведения поисково-разведочного бурения в межледниковый период. Что касается разработки, то в особых ледовых условиях арктических морей существующие и конструируемые в России и за рубежом технические средства позволяют ее осуществлять лишь на глубинах моря до 50 м. На больших глубинах применение надводных средств в тяжелых ледовых условиях практически нереально, так как они должны быть достаточно массивными и обладать большими габаритами, в том числе осадкой, что исключает возможность их транспортировки на месторождения.

Подводно-подледные технологии в настоящее время находятся в стадии проектных исследований и не имеют практического подтверждения их надежности и безопасности. Поэтому ресурсы УВ арктических акваторий, находящиеся на А Б Рисунок 5.2. A - Нефтегазовые провинции Российской Арктики [1,4] Б. – Локализация наиболее крупных месторождений в Восточно-Баренцевской нефтегазовой провинции [1] глубинах моря свыше 50 м, в настоящее время можно считать технически недоступными [4].

Исключением является центральная часть Баренцева моря, для которой в настоящее время рассматривается возможность осуществления разработки надводным или подводно-подледным способом на глубинах свыше 50 м (Штокмановское газоконденсатное месторождение). Поэтому данную часть Баренцева моря в случае утверждения проекта можно будет считать условно технически доступной.

Учитывая большой объем технически недоступных ресурсов, необходима организация масштабных научных исследований и конструкторских разработок, направленных на создание новых технических решений и средств, способных обеспечить вовлечение этой группы ресурсов в промышленный оборот.

Следует отметить, что граница технической доступности не является неизменной и может расширяться с развитием научно-технического прогресса.

Кроме того, последние двадцать лет наблюдается активный процесс таяния льдов, темпы которого в последнее время возросли. При этом становятся технически доступными дополнительные ресурсы УВ.

Предлагается следующая ориентировочная величина надбавок за риск к ставке дисконтирования в зависимости от степени изученности и экономико географического положения морских месторождений нефти и газа (табл.5.6).

Организация добычи на арктическом шельфе возможна на объектах, представляющих реальный интерес для инвесторов, т.е. при стандартных условиях, когда доход от освоения покрывает капитальные и текущие затраты и обеспечивает приемлемую прибыль с учетом возникающих дополнительных инвестиционных рисков (геологический, технологический, экономический, политический, географо-климатический и т.п.).

Данное обстоятельство не всегда учитывается при разработке долгосрочных прогнозов добычи нефти и газа на арктическом шельфе, которые в своем большинстве базируются на количественных оценках ресурсов УВ без учета ограничений технического и экономического характера.

Требование к обеспечению достаточной рентабельности разработки технически доступных ресурсов УВ арктического шельфа является решающим, поскольку привлечение инвесторов к освоению высококапиталоемких морских месторождений без обеспечения приемлемой нормы рентабельности, покрывающей все виды рисков, нереально.

В «Стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации» выделено пять основных направлений морской деятельности в акватории континентального шельфа:

оптимизация морских геологоразведочных работ;

очередность освоения месторождений, их обустройства и создания инфраструктуры, внедрения новых технологий, машин и механизмов;

обеспечение экологической безопасности в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, проведение НИР по этой тематике;

учет региональных интересов территорий, в том числе аборигенного населения, к которым относится шельф и проведение государственной политики в вопросах освоения шельфа, через совершенствование нормативно правовой базы.

Таблица 5.6 - Дифференциация ставки дисконтирования [4] морских регионов Надбавка за геог Итоговая ставка Суммарная над Характеристика Величина риска месторождения геологический рафо-экономи бавка за риск Изученность дисконта, % Надбавка за ческий риск акватории Название риск Регион с Балтийское Промышленные 0-1 0-1 10- развитой морс- море запасы Низкий кой инфраст- (кат. А+В+С1) руктурой и незначительной Ресурсы кат. С2 4-5 4-5 14- удаленностью от потребителя Новый регион Каспийское, Промышленные 0-1 2-3 12- со слабо Азовское, запасы Средний развитой ин- Черное моря (кат. А+В+С1) 1- фраструктурой, граничащий с Ресурсы кат. С2 4-5 5-7 15- обустроенным Новые регионы Охотское, Промышленные 0-1 3-5 13- со слабо разви- Берингово, запасы той (отсутст- Печорское, (кат. А+В+С1) Высокий 3- вие) инфраст- Карское руктурой и моря Ресурсы кат. С2 4-5 7-9 17- сложной ледо- (включая вой обста- губы и новкой заливы) Неизученный Восточно- Промышленные 0-1 5-8 15- район с арктические запасы Очень высокий отсутствием моря (кат. А+В+С1) инфраструкту- 5- ры и тяжелыми Ресурсы кат. С2 4-5 9-12 19- ледовыми условиями, требующими специальных решений Оценка начальных суммарных ресурсов (НСР) в России на 01.01.1993 год показала, что на долю Арктических морей приходится 85% НСР УВ, Дальневосточных – 14% и внутренних – чуть больше 1%. При этом недра Баренцева, Печорского и Карского морей содержат более 80% НСР УВ, оцененных на шельфе всех морских акваторий Российской Федерации. Здесь сумма выявленных запасов УВ по категории Сз+Д1 составляет 32%. Однако разведанность НСР УВ в Арктических морях все еще низка и составляет по нефти около 3,9%, а по газу – 8,7%.

Всего на шельфах РФ открыто 34 месторождения газа, газового концентрата и нефти, в том числе: 10 - в акваториях Баренцева и Печорского и - Карского морей. Среди них выделяются уникальные по запасам и ресурсам газа – Штокмановское, Русановское и Ленинградское, нефти – Лудловское, Приразломное, Варандей-море, Медынь-море и др. нефтеконденсатные месторождения. Наиболее перспективными для дальнейших геологоразведочных работ (ГРР) на шельфе Баренцева моря являются Ферсмановская, Демидовская и Гусиноземельская структуры.

Большая часть прогнозных ресурсов нефти и свободного газа сосредоточена в замерзающих частях Баренцева и Карского морей. Таким образом, на долю Баренцева и Карского морей приходится более 80% общих по Арктическим морям России извлекаемых суммарных ресурсов УВ, в т.ч. нефти – 76%, а газа – 82%.

Развитие газодобычи на шельфе Баренцева моря будет осуществляться, прежде всего, на основе освоения Штокмановского ГКМ. Развитие добычи жидких УВ на Приямальском шельфе Карского моря определяется главным образом запасами Ленинградского и Русановского месторождений. Запасы свободного газа на Ленинградсколм месторождении позволяют обеспечить длительный период его эксплуатации. То же возможно и на Русановском месторождении при бескомпрессорной его эксплуатации (до 46–48% запасов).

В качестве способов добычи углеводородов на этих месторождениях возможно:

на мелководье (для глубины 10-50 метров) - установка ледостойких стационарных платформ с выдвижными опорами. Однако их ограниченность по числу возможных скважин обусловливает необходимость объединения в единый объект разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах одного продуктового горизонта.

Ограниченность срока эксплуатации платформы при высокой стоимости обусловливает ускоренную выработку нефти за счет применения интенсивных методов таких, как скважины с горизонтальными стволами, а также многостволовых (как добывающих, так и нагнетающих). В технологии эксплуатации таких месторождений гораздо большее значение имеет применение систем горизонтально-разветвленных скважин, чем традиционных вертикальных.

Не следует исключать и варианты шахтной нефтедобычи, которые хорошо показали себя на месторождениях Франции, Германии, США, Румынии. Этот метод более безопасен, чем бурение с поверхности моря, да и по расчетам дешевле (береговое электроснабжение, транспорт, связь, более простые машины и механизмы и т.д.);

на глубинах от 50 до 100 метров целесообразно использование полупогруженных буровых платформ ледостойкого исполнения. Однако здесь требуется дополнительное ледокольное обеспечение и иные высокозатратные мероприятия (экологические, социальные и др.);

на глубинах более 100 метров технически и экономически оправдано устройство нефтедобывающих скважин с подводными накопительными и перегрузочными терминалами с последующей транспортировкой сырья либо по подводным трубопроводам, либо танкерами.

Одним из основных факторов, позволяющих осуществлять добычу УВ на шельфе Арктических морей, является мировая конъюнктура цен на это сырье.

Необходимо отметить, что уже в ближайшей перспективе развитие глубоководных добычных комплексов (на глубинах свыше 500 м) как с плавучих платформ, так и донными установками может значительно расширить возможности доступа к месторождениям Арктики. Бурение в летний период с открытой воды и последующая добыча и транспортировка подводными системами могут значительно расширить технические возможности в освоении углеводородного сырья арктического шельфа.

Если говорить о факторах риска, связанных с глубоководностью, то сдвиги по их снижению намного больше, чем в отношении "ледовитости". За последние пять лет глубоководные области континентального шельфа (с глубинами свыше 500 м) из "пограничной" территории превратились в существенный и стратегически значимый элемент большинства операторских портфельных активов. В этот период значительные усилия, средств и время были брошены на решение все более сложных технических, коммерческих и финансовых задач в данной области.

Даже с учетом всех проблем, суточная глубоководная добыча в 2003 г.

составила 370 тыс.т нефтяного эквивалента, а в 2008 г. должна превысить 1. млн.т [5].

Несмотря на стоимость и факторы риска, проекты глубоководной разработки сулят участвующим в них компаниям значительные дивиденды.

Однако российские операторы в настоящее время даже не намечают реализацию глубоководных проектов, за исключением прокладки трубопроводов, в первую очередь Северо-Европейского газопровода. Со временем это может обусловить стратегическое отставание в определенных технических сферах, хотя в российской Арктике подавляющее число открытых месторождений углеводородного сырья расположено в мелководной акватории (менее 300 м) и только около 20% - на глубинах свыше 500 м.

Освоение ресурсов шельфа и побережья арктических морей немыслимо без создания эффективной транспортной и инженерной инфраструктур, которые смогут функционировать в экстремальных природных условиях.

Создаваемая для освоения Западно-Арктического шельфа транспортная схема охватывает шельф и побережье Баренцева, Белого, Печорского и Карского морей. В настоящее время устойчиво функционируют три транспортных проекта: терминал ЛУКОЙЛа в Варандее, отгрузка нефти с острова Колгуев и поставки нефти из Обской губы. Очевидно, что освоение месторождений углеводородов будет происходить с использованием Северного морского пути, а объемы перевозок будут неуклонно расти. В связи с созданием магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, по которому на начальном этапе планируется поставлять нефть Западной Сибири и Красноярского края, создание новых экспортных магистральных нефтепроводов из глубинных регионов России с выходом на побережье Баренцева моря маловероятно.

Изменения климата Арктики в конце XX и начале XXI столетия и арктическая деятельность привлекают пристальное внимание ученых и политиков. Имеющиеся знания пока не позволяют достаточно надежно определить количественные масштабы изменений, в Арктике, как фактор риска для самых различных видов деятельности: внешняя политика, военная безопасность, мореплавание, использование минеральных и биологических ресурсов, охрана окружающей среды, социально-экономический комплекс.

Потепление Арктики во многих районах, вероятно, облегчит доступ к морским месторождениям и приведет к росту морских перевозок. Изменения климата могут существенно повлиять на ледовые условия, особенно в мелководных морях арктического шельфа, где проходят трассы Северного морского пути. Однако безледный период может стать более штормовым, а смещение ледовых массивов, появление айсбергов создадут дополнительные факторы риска для морских перевозок, добычи углеводородов. Уменьшение ледовитости арктических морей, увеличение повторяемости и силы штормовых нагонов в совокупности с повышением уровня моря может привести к усилению береговой эрозии, вследствие чего возможны осложнения для прибрежной инфраструктуры (портов, хранилищ, терминалов). Следует отметить, что наряду с ростом доступности судоходных маршрутов сухопутные маршруты перевозок и трубопроводы могут разрушаться вследствие оттаивания грунта в зоне вечной мерзлоты. По мере таяния мерзлого грунта дороги, трубопроводы, аэропорты, сооружения инженерной инфраструктуры будут деформироваться, требуя ремонта, дополнительного обслуживания, новых подходов к проектированию, что увеличит строительные и эксплуатационные затраты.

При сокращении арктического морского льда еще более обострятся вопросы о суверенитете над маршрутами судоходства и ресурсами морского дна, чаще будут возникать конфликты между конкурирующими пользователями.

С ростом доступности морских путей потребуется решать вопросы по увеличению объема услуг, таких как ледокольная поддержка, совершенствование ледовых прогнозов, развитие служб спасения при чрезвычайных ситуация. Потребуется создание новых и пересмотр старых национальных и международных правил для обеспечения безопасности на море и защиты окружающей среды. Для обслуживания конкурирующих пользователей морских путей в освобождающихся ото льда или частично покрытых льдом районах потребуется присутствие наблюдателей и служб регулирующего надзора.

Таким образом, подводя краткие итоги, можно отметить следующее:

1. Недропользование на шельфе развивается достаточно активно, доминирующее положение в нем в настоящее время и в среднесрочной перспективе занимает углеводородное сырье.

2. Последние годы все большее распространение получают глубоководные проекты, особенно важные для локальных (региональных) рынков. Однако в отечественной практике они не имеют сколько-нибудь широкого значения.

3. Месторождениям арктического шельфа в силу географических и климатических особенностей присущи повышенные издержки и риски, что снижает их привлекательность в настоящее время.

4. Освоение арктического углеводородного сырья в ближайшей перспективе определяется не столько экономическими, сколько геополитическими факторами и необходимостью создания отечественных технико-технологических систем для крупномасштабного развития добычи за пределами 2020 г.

5. Для создания экономических предпосылок освоения морских месторождений в экстремальных условиях Арктики необходима государственная поддержка отечественных компаний, одним из методов которой выступают соглашения о разделе продукции.

5.4. Организационно-технологические тенденции в разработке углеводородных месторождений арктического шельфа Америки Первые разведочные работы в арктических районах начались в водах залива Кука на Аляске в 1959 г. Опыт морского бурения в заливе Кука представляет особый интерес для России, поскольку метеорологические условия сходны с условиями шельфа ее арктических морей, периодически покрываемых почти по всей территории льдами. В заливе Кука трудные условия заключаются еще и в периодическом перемещении мощных ледовых полей под воздействием ветра и приливов с амплитудой до 10 м. В 1962 г. было открыто месторождение «Норд-Кук-Инлет», в 1965 г. - месторождения «Гранит-Пойнт», «Традинг-Бей», «Макартур-Ривер». На этих месторождениях было установлено 14 платформ для добычи нефти и газа. С 1966 г. по 1986 г. по данным управления минеральных ресурсов, накопленный объем добычи нефти на этих месторождениях составил 124 млн.м3 нефти и газа 37 млрд.м3. До середины 70-х годов отборы в заливе Кука составили основную часть добычи на Аляске. Наиболее богатым являлось месторождение «Макартур-Ривер». За 20 лет эксплуатации с четырех основных платформ «Кинг Саломон», «Грейлинг», «Долли Варден» и «Монопод» на нем было добыто 83 млн.м3 нефти и 8,5 млрд.м3 газа. Это месторождение являлось одним из самых продуктивных в США [6].

Добыча газа на Аляске носила вспомогательный характер, сопутствуя добыче нефти, которая в середине 70-х годов получила потребителя за пределами штата. Вспомогательный характер газодобычи сохранился и в условиях, когда были обнаружены крупные запасы природного газа. Такое направление разработки нефтегазовых ресурсов было обусловлено, прежде всего, потребностями внутриштатного рынка, развитого к 1977 г. слабо, о чем свидетельствовало и состояние газотранспортных систем. К 1978 г. общая протяженность магистральных газопроводов составляла 318 км, а распределительных сетей - 1240 км.

К 1983 г. самыми распространенными основаниями на арктическом шельфе являлись искусственные острова. Ни металлические, ни железобетонные стационарные платформы в определенных условиях не выдерживали ледовых нагрузок, а как показала практика, такие нагрузки способны выдерживать большие искусственные острова. Перспектива их использования при освоении месторождений в море Бофорта в этот период времени была самая благоприятная. На основании опыта эксплуатации существующих искусственных островов была разработана концепция их создания и использования под основания для бурения скважин и эксплуатации месторождений. По сообщению Службы управления разработками минеральных ресурсов США, в течение первых семи месяцев 1984 г. у побережья Аляски в море Бофорта были сооружены три искусственных насыпных гравийных острова. Развитие строительных работ в регионе связывалось в первую очередь с реализацией проекта «Эндикотт» (операторы- компании «Сохайо» и «Эксон»).

Предполагалось построить два искусственных насыпных острова, соединенных между собой и с берегом насыпной дамбой, по которой будут проложены дорога и трубопровод. Месторождение «Эндикотт» было открыто в результате разведочного бурения на отложения соответственно в дельте реки Сагаваниркток (Саг) и на острове Дюк. Первую скважину в дельте компания «Стандард» пробурила в начале 1976 г., затем в 1977 г. еще три и в 1978 г. еще одну. Компания «Эксон» пробурила первые две скважины на острове Дюк в 1978-1979 гг. Обе компании провели дополнительное бурение в 1981 г. и объявили о временных планах разработки открытого месторождения в мае г., оценив извлекаемые, запасы нефти в 56 млн.м3, что составляло 35% пластовой нефти. При первоначальном проектировании затраты на разработку оценивались в 3 млрд.долл.;

при таком уровне затрат месторождение «Эндикотт», можно было отнести к малорентабельным. В результате пересмотра проекта и жесткого контроля затрат в процессе строительства объектов нефтедобывающего комплекса удалось уменьшить затраты до 1,2 млрд.долл. На 600 тыс.долл. была снижена цена сооружения островов. Месторождение «Эндикотт» расположено в водах глубиной от 1,8 до 3 м. При осуществлении разработки этого месторождения могла впервые начаться добыча в море Бофорта. После нескольких лет интенсивного строительства и оборудования больших гравийных искусственных островов, строительства трубопроводов и бурения скважин осенью 1987 г. началась добыча нефти на месторождении «Эндикотт». Месторождение «Эндикотт» было первым эксплуатируемым нефтяным месторождением в арктических морях Северной Америки. В феврале 1989 г. на месторождении добывали 15709 м /сут нефти из 39 скважин пробуренных с двух гравийных островов [6].

Бурение первой разведочной скважины в Чукотском море, у северозападного побережья Аляски было запланировано на лето 1989 г.

Предполагалось, что в этом регионе имеются структуры с размерами, встречающимися чаще всего на Ближнем Востоке. Из-за сложных ледовых условий буровой сезон в Чукотском море не превышает 90-100 сут в год, это, ограничивает возможности компании «Шелл» тем, что за рабочий сезон она может пробурить только одну - две скважины. Компания полагала, что в случае открытия нефти до начала добычи пройдет минимум 12-15 лет.

К 1994 г. в заливе Кука находилось 16 платформ. Все они располагались в нескольких милях от берега и от них нефть или природный газ доставлялся на берег по трубопроводам.

Одной из старейших платформ, находящихся в заливе является платформа Монопод, которая была установлена в 1964 г. К 2002 г. она была закрыта. В году была установлена платформа Оспрэй, стоимостью 300 млн. канадских долларов. Ее ежедневная добыча составляла 1500 баррелей нефти.

В первые годы XXI века увеличился интерес к заливу Кука независимых нефтяных и газовых компаний. Это связано, прежде всего, с тем, что крупные нефтяные и газовые компании стремились сократить расходы на разведку, поскольку месторождения в заливе Кука разрабатывались в течение 45 лет и считались достаточно старыми. Многие аналитики заявили, что залив Кука все еще имеет потенциал, хотя основные месторождения были обнаружены в 60-х годах XX века. В этом были уверены и руководители независимых компаний, число которых в период с 1997 г. по 2002 г. возросло с 6 до 20. Так, в компании «Эскопета» (независимая компания, Хьюстон) были уверены, что если провести при необходимом финансировании разведочные работы в 2003 г., то можно найти значимые запасы газа, которые просто проглядели большие компании.

Море Бофорта находится за Северным полярным кругом и омывает северные границы Канады и Аляски. Впервые решение о проведении разведочного бурения в этом районе было принято канадским правительством в 1973 г., однако только в 1976 г. компания «Доум петролеум» и ее дочерняя компания «Кэнмар» начали работы.

Несмотря на то, что многие в нефтяной промышленности считали море Бофорта перспективным районом, который должен позволить добиться самообеспеченности страны нефтью в течение первых двух лет работы не сообщалось убедительных данных об испытании скважин, которые доказывали бы наличие промышленных запасов нефти. Таким образом, к 1977 г.

разведочные работы в Канаде были сосредоточены в двух регионах - в Арктике и у восточного побережья, где предполагалось наличие основных перспективных нефтегазоносных районов Канады.

В 1978 г. компания «Доум петролеум» объявила об открытии первого значительного месторождения нефти в море Бофорта. Скважина «Копаноар М 13» была пробурена в 1978 г. на глубину 4320 м и испытана в конце этого же года. Испытание подтвердило наличие продуктивной зоны мощностью 60 м на глубине 3505 м. Скважина дала 953 м3/сут нефти через 19 мм штуцер.

Планировалось произвести оконтуривание залежи «Копаноар» путем бурения еще нескольких скважин. Вследствие крайне суровых погодных условий и плавучих льдин, бурение можно вести четыре месяца в году: с июля по октябрь.

При таких условиях стоимость бурения в море Бофорта считалась самой высокой в мире - в среднем 40-50 млн.долл. на скважину. После успешного завершения в 1979 г. скважины – открывательницы «Хиберниа Р-18», в которой получили дебит нефти около 3200 м3/сут, на Большой Ньюфаундлендской банке было открыто крупное нефтяное месторождение «Хиберниа», расположенное в водах глубиной 80 м. Дальнейшее разведочное бурение привело к открытию нефтяного месторождения «Терра - Нова», расположенное в 35 км юго восточнее месторождения «Хиберниа». В связи с большими перспективами месторождения «Хиберниа» фирма «Мобил» проводила исследования по возможным способам его эксплуатации. В 1980 г. в Канаде была принята программа развития нефтяной промышленности, в основе которой федеральное правительство продолжало прилагать усилия сделать страну энергетически независимой за счет разработки нефтяных и газовых месторождений в шельфовых районах. И обеспечить предотвращение утечки денежных средств в другие страны обеспечивая возможность «канадизации» собственной нефтяной промышленности [6].

Нефтяное месторождение «Амолигак», открытое в 1984 г. компанией «Галф Канада рисорсиз» содержало достаточные запасы, чтобы сделать возможным реализацию в полном объеме, первого проекта разработки морского месторождения в канадской части моря Бофорта. Были рассмотрены более технических предложений по организации добычи нефти.

К началу 1986 г. был создан третий проект освоение морских месторождений Канады (после месторождений;

«Хиберниа» и «Венчур»).

Им предусмотрена разработка нефтегазового месторождения «Амолигак»

и соседнего нефтяного месторождения «Питсиулак».

В проекте стоимостью 5 млн. долл. были проработаны все детали вариантов добычи углеводородов на месторождении «Амолигак». Но окончательное решение по принятию этих проектов, вследствие создавшейся политической и экологической ситуации в 1986 году, не было принято.

Переговоры по проекту разработки месторождения «Хиберниа» велись с 1985 г.

между правительством Канады, властями провинции Ньюфаундленд и нефтяными компаниями и только 18 июля 1988 г. было подписано «Заявление о принципах разработки месторождения». 9 марта 1987 г. компания-оператор «Петро Канада» объявила о планах разработки месторождения «Терра Нова», предусматривающих начать добычу нефти в 1991 г. Позднее срок начала добычи был перенесен на 1993 г.

В 1992 г. так и не были решены окончательно вопросы, связанные с месторождением «Хиберниа». Решались эти вопросы до 1997 г., когда проект «Хиберниа», партнером которого являлось федеральное правительство Канады, вошел в эксплуатацию и с тех пор приносит в среднем 200000 баррелей нефти в день. Месторождение «Хеберниа» разрабатывается с использованием гравитационной системы с укреплениями, защищаемыми ото льда.

Проект «Терра Нова» вошел в эксплуатацию в 2002 г. и приносит в среднем 130000 баррелей/день. Месторождение «Тера Нова» с запасами в млн. баррелей, находится на глубине моря 93 м и разрабатывается с использованием плавучей системы нефтедобычи, хранения и выгрузки (FPSO), для чего устья скважин размещались на глубине 10 м открытых горных воронок, сделанных на морском дне, драгированием для защиты от айсбергов.

В сентябре 2004 г. компании «Коноко Филлипс», «Мурфи Ойл Корнр», «ВНР Билли тон Петролеум Инч» начали 2В сейсмические исследования и в 2005 г. собирались начать ЗБ изыскания. Новым регионом, где в ближайшие годы может начаться добыча нефти и газа для Канады является Британская Колумбия, которая владеет 4 ключевыми морскими бассейнами: «Куин Шарлотта», «Джорджия», «Вайнона» и «Тафино». Бассейны «Куин Шарлотта» и «Вайноно - Тофино» имеют нетронутые запасы.

В 1981 г. установленные в заливе Кука платформы соответствовали арктическим условиям. Такие платформы выдерживали лобовой контакт с айсбергом небольших размеров и скользящий контакт более крупных айсбергов.

На платформе устанавливалась специальная система слежения за айсбергами.

На основании тщательного анализа проектов определена целесообразная с экономической точки зрения область применения оснований различного типа (рис.5.3) [6].

Рисунок 5.3 - Область применения оснований различного типа:

1 - гравийные насыпные острова;

2 - песчаные намывные острова;

3 -основания островного типа многоразового использования;

4 - гравийные основания;

5 конструкции конической формы;

б - плавучие основания Анализируя представленные проекты разработки арктических морских месторождений, можно отметить, что основные идеи этих разработок сохранились и в последующих работах, а совершенство и улучшение проектов происходило за счет разработки и внедрения новой техники и технологий бурения при эксплуатации арктических месторождений.

С учетом последующей промышленной эксплуатации в регионе, а также неизбежно высокой стоимости стационарных оснований для промысловых сооружений, главную роль в обеспечении эффективной разработки морских месторождений играло кустовое бурение. При этом заканчивание скважин должно производиться таким образом, чтобы предотвратить загрязнение окружающей среды из-за воздействия айсбергов на эксплуатационное оборудование.

Платформа кессонного типа спроектирована и построена для круглогодичных буровых операций в арктических водах. Для бурения платформу устанавливали на морское дно. Кессонная буровая платформа давала также возможность проводить испытания пробуренных скважин с дебитами до 1600 м3/сут. Суточные затраты на бурение и обслуживание платформы достигали 400 тыс. долл., что делало ее наиболее дорогостоящей платформой на шельфе Канады. Этот тип платформ нашел широкое применение в арктических условиях на других месторождениях.

В северных условиях на Аляске в начале XXI века начали использовать многоствольные скважины на Северном склоне на месторождении «Милн Пойнт. Технология многоствольного заканчивания скважин третьего уровня сложности позволяла снизить затраты и увеличить дебит скважин. Компании «Би Пи», «Филипс», «ХТО» внедрили стратегию эксплуатации месторождения, основанную на этой технологии. Разнообразие технических средств освоения нефтегазовых месторождений арктических морей позволяет осуществить не только выбор конкретного основания или метода, но и приспособить его к реальным условиям эксплуатации, что, несомненно, будет полезно для освоения нефтегазовых морских арктических районов России.

Для обеспечения нормальной работы месторождений необходимо обеспечить своевременный транспорт нефти и газа к местам потребления.

Важная роль при решении этой задачи отводится трубопроводам. Опыт строительства морских трубопроводов в арктических условиях незначителен.

Одним из первых был трубопровод через пролив Невельского, проложенный в зимних условиях со льда в море.

Освоение нефтяных и газовых месторождений Северного моря и других районов шельфа с суровыми гидрометеорологическими условиями в начале 70-х гг. привело к необходимости коренного улучшения мореходных качеств трубоукладочных судов для обеспечения их устойчивой работы. Появились суда второго поколения - мощные, плоскодонные баржи длиной 195 м (в том числе катамаранного типа), суда-трубоукладчики водоизмещением 25000 т и, наконец, суда-трубоукладчики полупогружного типа, что позволило увеличить время работы при суровых погодных условиях и проводить работы по укладке трубопроводов на глубине моря до 180 м. Третье поколение судов, появившихся в 70-х гг. (например, мощная полупогружная установка «Викинг Пайпер»

водоизмещением 50000 т, трубоукладочное самоходное судно «ЕТРМ - 1600»

водоизмещением 60000 т), позволяло прокладывать трубопроводы практически в любом районе мира при глубинах до 360 м. На этих судах был применен ряд технических усовершенствований (сборка на двух параллельных стапелях труб длиной по 24 м, использование дополнительно к якорной системе динамической стабилизации с помощью движителей, автоматическая сварка, дистанционное управление процессом укладки). Анализ существующих технологий и технических средств для прокладки трубопроводов в арктических условиях на протяжении 30 лет показал, что в каждом конкретном случае необходимо выбирать не только метод прокладки, но и тщательно осуществлять выбор судна, обеспечивающего строительство трубопровода.

Литература 1. Ильинский А.А., Мнацаканян О.С., Череповицин А.Е. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России. Стратегический анализ и концепция развития / СПб.: Наука, 2006. – 475 с.

2. Юшко П.Н. Освоение морских месторождений углеводородов Арктики и энергетическая безопасность России // В кн. "Геополитические и экономические факторы формирования морской стратегии в российской Арктике" / Апатиты: изд. КНЦ РАН, 2007. – С.114-125.

3. Мнацаканян О.С. "Арктикморнефтегазразведка" – лидер освоения углеводородного сырья на шельфе российской Арктики // Недропользование – XXI век, № 1, 2007. – С.81-85.

4. Назаров В.И., Калист Л.В. Экономическая оценка нефтегазового потенциала арктического шельфа России // Нефть Газ Промышленность, №6(26), 2006. – С.27-30.

5. Eurasia offshore, № 1, 2005.

6. Дворянинова Н.Е. Развитие технологий и технических средств для добычи нефти и газа на морских арктических месторождениях // Автореф. на соискание учен.ст. канд.техн.наук / Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2008. – 26 с.

Глава 6. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ И ИННОВАЦИОННЫЕ ФАКТОРЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА 6.1. Стратегия изучения ресурсов шельфа Площадь континентального шельфа Российской Федерации составляет 6. млн.км2. Около 4 млн. км2 являются перспективными на нефть и газ с извлекаемыми ресурсами более 100 трлн.т. В марте 2006 г. Правительство Российской Федерации утвердило «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа на период до 2020 года», основной целью которой является формирование ресурсной базы углеводородов, гарантирующей энергетическую и экономическую безопасность страны и устойчивое развитие топливно-энергетического комплекса в условиях возрастающей потребности экономики в энергоресурсах.

Позиция Министерства природных ресурсов (МПР), представленная в докладе его главы М.Трутнева по данной Стратегии, сводится к тому, что в 2020 г. на акваториях будет извлекаться около 25% общего объема добычи по газу и не менее 20% по нефти. Стратегия призвана обеспечить:

- воспроизводство минерально-сырьевой базы с одновременным приростом добычи углеводородов в объемах, необходимых для устойчивого развития экономики страны;

- формирование прозрачной и эффективной системы государственного управления, совершенствование нормативно-правовой базы, регулирующей проведение работ по геологическому изучению, поиску, оценке, разведке и добыче углеводородного сырья на шельфе Российской Федерации;


- совершенствование системы взимания налогов и платежей в целях повышения стабильности фискального режима и создания благоприятных экономических условий для привлечения потенциальных недропользователей;

- решение проблем топливно-энергетического снабжения энергодефицитных прибрежных территорий РФ, формирование прибрежно морских нефтегазодобывающих комплексов и стимулирование развития нефтегазотранспортной инфраструктуры;

- совершенствование национальной информационной базы о топливно энергетических ресурсах недр на суше и в морской среде.

Реализация Стратегии позволит достичь к 2020 г. следующих результатов:

- извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов будут доведены до 23 26 млрд.т нефти и 90-100 трлн.м3 газа, включая разведанные запасы нефти в объеме 10-13 млрд.т, газа – 10-20 трлн.м3, что будет служить для недропользователей гарантией возврата инвестиций на организацию добычи сырья и развитие региональных центров нефтегазодобычи с перспективой замещения старых промысловых регионов на суше новыми морскими провинциями после 2020 г.;

- ожидаемые объемы добычи нефти на континентальном шельфе Российской Федерации составят к 2010 г. до 20 млн.т, к 2020 г. – до 95 млн.т;

объем добычи газа к 2010 г. – 30 млрд.м3, к 2020 г. – не менее 150 млрд.м3;

- ожидаемый объем привлеченных инвестиций в развитие морского нефтегазового и судостроительного комплексов составят 2.1-3.3 трлн.руб., затраты федерального бюджета в период с 2006 г. по 2020 г. – около млрд.руб.;

- ожидаемый суммарный доход бюджета Российской Федерации от реализации Стратегии составит 3.2-4.0 трлн.руб., в том числе от разовых платежей – до 150 млрд.руб.;

- развитие региональных центров морской нефтедобычи обеспечит значительный рост энерговооруженности экономики приморских субъектов РФ и оптимизирует их социально-экономическую сферу.

Изученность шельфа неравномерна: наряду с хорошо или относительно хорошо изученными российскими секторами Балтийского и южных морей, шельфом о.Сахалин, Печорским морем, южной частью Баренцева моря, значительные площади арктического шельфа (северные районы Баренцева моря, Карское и Восточно-Сибирское моря, море Лаптевых) изучены лишь редкой сетью сейсмических профилей. От Таймыра до границы с США на арктическом шельфе Российской Федерации не пробурено ни одной скважины. Всего в российском секторе Арктики в процессе геологоразведки отработано около млн.км сейсмических профилей 2Д, 5700 км2 площадной сейсмической разведки 3Д, пробурено 178 скважин общей протяженностью более 440 тыс.м [1].

Несмотря на столь слабую изученность, уступающую на 1-2 порядка таким известным морским нефтегазоносным регионам, как Северное море, Мексиканский залив, шельф Западной Африки и другие, на шельфе РФ локализовано более 450 перспективных площадей, в пределах которых уже открыто 32 месторождения, в т.ч. супергигантские газовые Штокмановское, Русановское, Ленинградское в Западной Арктике и несколько крупных месторождений нефти на северо-восточном шельфе Сахалина и в Печорском море.

В целом эффективность морских геологоразведочных работ весьма высока. При верификации геофизических прогнозов бурением на шельфе Сахалина в акваториях Баренцева и Карского морей коэффициент успешности достигал значений 0,7-0,8. Средний прирост потенциальных извлекаемых ресурсов на одну пробуренную скважину на шельфе России составляет от 0,6 до 1,5 млн.т условного топлива, что является наилучшим показателем в мире [1].

Рассматривая перспективы освоения континентального шельфа, особо следует подчеркнуть большое значение морских нефтегазовых ресурсов Западной Арктики как самой богатой акватории России. На долю Западно Арктических морей (Баренцево, Карское) приходится 70% всех выявленных ресурсов углеводородов. В распределении локализованных перспективных и прогнозных ресурсов по выявленным и подготовленным структурам доля Западно-Арктических морей еще выше - 85%. Очевидно, что освоение континентального шельфа Западной Арктики следует считать важнейшей государственной стратегической задачей в первой половине XXI века. Первые шаги к ее решению уже намечены в Энергетической стратегии России:

предусматривается, что в Баренцевом и Печорском морях, начиная с 2010 г., будет добываться до 10 млн.т. нефти и 50 млрд.м3 газа с выходом в 2020 г. на уровень добычи 30 млн.т. нефти и 130 млрд.м3 газа.

В части нефтегазопоисковых работ за прошедшие 25 лет мурманскими предприятиями нефтегазового комплекса (ФГУП «Арктикморнефтегазразведка»

(АМНГР), ОАО «Севморнефтегеофизика», ОАО «Арктические инженерно геологические экспедиции») открыт ряд уникальных газовых и газоконденсатных месторождений и серия крупных нефтяных месторождений в прибрежной зоне шельфа, что способствовало привлечению внимания отечественных и зарубежных нефтегазовых компаний к этому региону и развитию производственно экономической интеграции. Морские геологоразведочные организации, работающие в акваториях Западной Арктики, создали некоммерческую организацию «АРКТИКШЕЛЬФ». Целью ассоциации является координация и согласование деятельности в изучении геологии и минерально-сырьевой базы Арктического шельфа России. Это облегчает выполнение совместных проектов и повышает эффективность геологических исследований и геологоразведочных работ на шельфе.

В последние годы поисковые буровые работы были сконцентрированы в Печорской части региона. В Баренцевом и Карском морях (кроме Обской губы) буровые работы не велись.

На 29 структурах ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» (АМНГР) пробурило 57 скважин, общей протяженностью 165 тыс.м. Выявлено месторождений углеводородов, извлекаемые запасы которых по промышленным категориям оцениваются в 6,7 млрд.т условного топлива (486 млн.т нефти и 6, трлн.куб.м свободного газа).

Локализованные ресурсы по 166 геологическим структурам оценены в 31, млрд.т условного топлива, в т.ч. нефти - 2,6 млрд.т, газа - 28,2 трлн.куб.м.

Эти данные показывают, что Баренцевоморско-Карская провинция соизмерима по общему потенциалу с хорошо известными провинциями Западной и Восточной Сибири и Европейского Севера. Уже в настоящее время ресурсная база арктического шельфа РФ по разведанным запасам нефти и газа промышленных категорий вполне сопоставима с объемами запасов УВ месторождений, выявленных на прилегающих прибрежных территориях.

В распределенном фонде недр числятся 23 участка, из которых на участка выданы эксплуатационные лицензии, на 2 участка - совмещенные (поиск и эксплуатация), и на 19 - на геологическое изучение и поиск. На уже распределенном фонде лицензионных участков в настоящее время работают ЗАО «Арктикшельфнефтегаз», ЗАО «Синтезнефтегаз», ЗАО «Севернефтегаз» и ЗАО «Севморнефтегаз». Если к финансированию работ на шельфе привлечь ресурсы стабилизационного фонда, то освоение морских месторождений пойдет более быстрыми темпами [1].

Несмотря на значительные прогнозные ресурсы нефти и газа на шельфовых окраинах России доля подготовленных перспективных ресурсов и разведанных запасов здесь невелика. В этой связи крайне важно продолжить региональные и поисковые работы для подготовки геологических объектов к лицензированию. При ограниченных госбюджетных средствах важной составляющей частью поисковых работ могут стать неэксклюзивные (спекулятивные) съемки, которые проводятся заинтересованными компаниями в соответствии с лицензиями, выданными владельцем недр. Опыт привлечения нефтегазодобывающих компаний к проведению таких работ имеется в западных странах. Материалы исследований, как правило, полученные с применением новейшего оборудования и технологий, становятся доступными государственным органам управления недрами (копии передаются в государственный банк геолого-геофизических данных), что позволяет производить оценку ресурсов недр и осуществлять стратегическое планирование недропользования. Наличие достоверных данных поможет устанавливать более обоснованные платежи (бонусные, рентные) за пользование недрами, особенно по участкам, выставляемым на лицензионные раунды.

Первоочередными объектами на акватории Баренцева моря могут стать крупные геотектонические структуры, такие как Адмиралтейский вал, западная периферийная часть Центрально-Баренцевского поднятия, Кольская моноклиналь, южная часть Приновоземельского шельфа;

в Печорском море Русское поднятие. В Карском море основными объектами с целью регионального изучения и оценки перспектив нефтегазоносности, а также для оценки локализованных ресурсов и их прироста могут быть Обручевский вал и Нярмейско-Скуратовское поднятие.

Необходимо предусмотреть обязательное возобновление программы параметрического бурения на шельфе с целью завершения регионального этапа изучения территорий и оценки перспектив их нефтегазоносности. Проведение только сейсмических работ не может обеспечить существенный прирост ресурсов углеводородов. Решению задачи подготовки сырьевой базы подчинена разработанная Программа лицензирования по северным и дальневосточным морям, содержащая характеристику участков, предназначенных для проведения конкурсов и аукционов на право поиска, разведки и добычи углеводородного сырья, и конкурсов на геологическое изучение.

6.2. Разработка месторождений углеводородного сырья Основной объем перспективных ресурсов газа (около 70%) приходится на западный сектор Арктики (Баренцево и Карское моря). Разведанность запасов не превышает 12%, но и при столь низком уровне здесь уже открыты уникальные газовые и газоконденсатные месторождения (Штокмановское, Русановское, Ленинградское и другие). Согласно последней официальной оценке, объем начальных извлекаемых ресурсов (НИР) газа арктических морей составляет 69. трлн.м3 или порядка 90% всех морских ресурсов газа РФ.


Однако освоение этих ресурсов, находящихся в суровых природно климатических условиях, при наличии мощного ледового покрова и значительной подвижности ледовых полей, лимитируется отсутствием реально существующих технических средств и технологий, в результате чего значительная их часть должна быть отнесена в настоящее время к категории технически недоступных. С учетом этого фактора при экономической оценке энергетического потенциала арктического шельфа ресурсы углеводородов (УВ) следует разделить по степени технической доступности и выделить ту часть, которая может рентабельно разрабатываться при существующих или перспективных экономических условиях.

Специалисты ВНИГРИ считают, что по газу в сегодняшних условиях доступно 56% начальных ресурсов (39 трлн.м3), при этом рентабельные ресурсы при ВНР 10% (расчетная цена газа 230 долл./т) оценивается в 18 трлн.м3 или около половины технически доступных.

Расположенное в центральной части Баренцева моря Штокмановское месторождение – самое разведанное на российском арктическом шельфе и крупнейшее в мире для этого типа. Его разведанные запасы 3,7 трлн.м3, что способно обеспечить добычу газа практически в таком же объеме, как все норвежские месторождения вместе взятые. По оценкам аналитиков, разработка Штокмана позволит не только возместить для Европы снижение добычи в Норвегии, но и частично удовлетворить, в случае строительства завода СПГ, рынок США.

Первая фаза освоения месторождения рассчитана на добычу 30 млрд.м газа и производство 20 млн. т сжиженного природного газа на двух производственных линиях. С выходом на проектную мощность будет добываться от 71 до 95 млрд.м3 газа.

Таблица 6.1 - Варианты схем подачи газа со Штокмановского месторождения Показатели Единица Варианты измерения 1 2 3 млрд. м 1. Добыча газа 71.0 71.0 94.6 94. 2. Производство СПГ млн. т 45.0 30.0 45.0 30. 3. Подача для потребления в млрд. м Мурманской области 4.7 4.7 4.7 4. 4. Подача в газопровод Видяево млрд. м Волхов - 25.8 27.0 49. По приведенным в табл. 6.1 цифрам ясно видно, что по своим масштабам Штокмановский проект превосходит все мировые аналоги. К примере, мощности будущего завода СПГ в 3-4 раза превысят объем производства завода по сжижению газа на острове Мелкойя (проект Snehvit, Норвегия).

Подготовка к освоению ШГКМ ведется более 15 лет, но ряд ключевых вопросов все еще остается неразрешенным. И первый из них – выбор технического способа добычи. Рассматривается два альтернативных варианта:

платформенный или бесплатформенный. Первый подразумевает обустройство месторождения с установкой морской платформы для подготовки газа, а второй - полностью подводное обустройство месторождения с управлением всеми процессами с берега или со специальных судов.

Самым уязвимым местом Штокмановского проекта остается налоговый режим. СПГ Россия ранее не экспортировала, поэтому таможенное ведомство предполагает пошлину взимать за него такую же как за сжиженный пропан или бутан, - 40 евро за тонну. Как считает зам.председателя правления «Газпрома»

Александр Рязанов – «Это очень много. Конечно, предстоят специальные решения для того, чтобы определить пошлину, которая была бы приемлема для реализации проекта» [2].

В то же время Газпром не является сторонником освоения ШГКМ на условиях соглашения о разделе продукции (СПР). В существующем виде закон практически не работает. Для принятия нового закона или модернизации действующего с «настойкой» на шельф понадобится слишком много времени.

Можно ожидать, что, опережая появление новых нормативных актов, монополия будет всячески добиваться при осуществлении проекта налоговых преференций.

Как было записано в представленной «Газпромом» в апреле 2005 г.

«Декларации о намерениях инвестирования в строительство объектов и обустройство Штокмановского газоконденсатного месторождения с учетом применения технологии снижения газа», до конца 2005 г. предусматривалось заключить соглашение о совместном предприятии, к середине 2007 г. завершить разработку технического проекта и провести конкурс на строительство, до конца 2008 г. - провести коммерческие переговоры.

Обустройство месторождения планировалось начать в середине 2009 г. с первой подачей газа в 2010 г. и выходом на проектную мощность к началу 2012 г.

Первая отгрузка сжиженного газа на экспорт была запланирована на начало 2011 г. В стоимостном выражении строительство проектируемой системы оценивалось в 12 млрд.долл., из них: 2.9 млрд.долл. - добычной комплекс, 1. млрд.долл. - прокладка трубопровода, 4.4 млрд.долл. - газо-сжижающий завод и строительство танкерного флота - 3.3 млрд.долл. Кроме того, 50 млн.долл.

предполагалось затратить на строительство газопровода до Мурманска.

Основное технологическое оборудование (кроме судов) предполагалось заказать на отечественных предприятиях.

Сопоставление продекламированных Газпромом темпов освоения ШГКМ с результатами работ мирового лидера в разработке глубоководных месторождений в условиях холодных субарктических морей – Норвегии – дает основание сомневаться в реальности декларации. Если для отработки ШГКМ будет избран бесплатформенный способ, то логично рассматривать проект освоения месторождения «Сневит» как пилотный эксперимент в масштабе примерно 1:5 по отношению к Штокмановскому проекту. Концерн «Статойл»

приступил к работам по обустройству подводных промыслов на Сневите и строительству газопровода и завода СПГ еще в 2001 году и не смог уложиться в плановые сроки – 5 лет. При этом протяженность морского трубопровода в проекте Сневит всего лишь 360 км, а от Штокмана до Видяево - 640 км, глубина моря на ШГКМ в 2 раза больше, к тому же ситуация осложняется ледовой обстановкой.

По мнению норвежских экспертов, структура стоимостных параметров Штокмана будет другой: 60% стоимости проекта составит завод СПГ, 25% затраты на морские промыслы и транспортировку газа, 15% - бурение и закачивание скважин (в случае бесплатформенного варианта) [3].

В отношении Штокмана на сегодняшний день нет конкретного стратегического плана. Зато есть много косвенных признаков, что ситуация в ближайшее время вряд ли прояснится с главным вопросом – финансированием.

Согласно декларации 2005 г. газ с ШГКМ будет поступать в Северо Европейский газопровод (СЕГ). Между тем проект СЕГ пока не решил проблемы с будущими рынками сбыта. Почти никто из европейских контрагентов не заявил о реальной заинтересованности в газе, поступающим через эту систему. Предварительно согласился купить определенные объемы только BASF, но это не более 5 млрд.м3 газа, а в июне 2006 г. было заявлено, что совокупная мощность двух ниток СЕГ составит 55 млрд.м3. При этом о степени приоритетности Северо-Европейского газопровода говорит то, что на его инвестирование в 2005-2007 гг. «Газпром» выделяет столько же средств, сколько на освоение Ямала.

Уже сейчас ясно, что окончательного решения по Штокману в «Газпроме»

не существует. Технологическая и маркетинговая схемы СПГ сложны, декламированные сроки (2012 г.) когда проект должен выйти на 20 миллиардную отметку, будут пропущены. Эта ситуация не нова: и по Штокмановскому, и по Ямальским месторождениям лицензионные сроки уже пропускались в середине 90-х годов [4].

В настоящее время в стадии освоения на арктическом шельфе находится только одно нефтяное месторождение – Приразломное в Печорском море, причем сроки его ввода уже неоднократно сдвигались.

Согласно последней официальной количественной оценке, объем начальных извлекаемых запасов нефти арктических морей России составляет 9. млрд.т или около 70% всех ресурсов нефти акваторий (46% из них локализовано в Западной Арктике).

Стратегией изучения и освоения нефтегазовых ресурсов шельфа к году предусмотрен прирост извлекаемых суммарных ресурсов нефти до 23- млрд.т, что в 3 раза превышает общий показатель запасов Российской Федерации на начало 2007 г.

При экономической оценке нефтяного потенциала (как и газового) ресурсы следует разделить по степени технической доступности, а из них выделить ту часть, которая может рентабельно разрабатываться при существующих и перспективных инновационных решениях. Специалисты ВНИГРИ считают, что по нефти доступно порядка 7 млрд.т (72% начальных ресурсов), при этом в западно-арктических морях 80%, а в восточно арктических - не более половины.

Рекомендуемой в настоящее время норме дисконтирования удовлетворяют лишь крупные, высокодебитные месторождения нефти с запасами 80-100 млн.т и дебитами скважин не менее 800 т/сутки. В Печорском море таких лишь три Приразломное, Медынское-море и Варандей-море.

По предварительным результатам экономической оценки, объем нормативно рентабельных ресурсов нефти (ВНР 10%) оценивается в 1.7 млрд.

т, что составляет около четверти от технически доступных ресурсов (при цене нефти 45-50 долл./барр.). Величина же высокорентабельных ресурсов с внутренней нормой рентабельности более 17% составила лишь около 200- млн.т, т.е. не более 15% от величины нормативно рентабельных запасов.

На европейском арктическом шельфе (Баренцево и Печорское моря) ресурсы жидких УВ (нефть и конденсат) составляют 3.6 млрд.т, в том числе 2. млрд.т в Печорском море. Однако разведанные запасы по категории А+В+С1 они составляют лишь 78.3 млн.т, из которых 79% (62.0 млн.т) относится к Приразломному месторождению (табл. 6.2).

Таблица 6.2 - Структура запасов нефти акватории Западной Арктики Море Месторождение Год Запасы (категории), млн т открытия А+В+С1 С2 А+В+С1+С Печорское Приразломное 1989 62.

0 94.6 156. Медынское-море 14.4 40.6 55. Варандей-море Долгинское 1999 1.9 300.0 301. Всего 78.3 435.2 513. Запасы трех месторождений (Приразломное, Медынское-море, Варандей море) относятся к распределенному фонду, остальные ресурсы - к нераспределенному. В распределенном фонде 97% запасов нефти категорий А+В+С1, в нераспределенном – 69% запасов нефти категории С2. В структуре запасов нефти распределенного фонда доля промышленных категорий А+В+С составляет 34%, тогда как в структуре запасов нераспределенного фонда – менее 1%. Лишь одно – Приразломное - месторождение разведено и подготовлено к освоению: лицензия типа НЭ принадлежит ЗАО «Севморнефтегаз». Морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) с учетом всех последних технических достижений сооружается на предприятии «Севмаш» в г.Северодвинск. Ее буксировка на месторождение планируется в конце 2008 г. и первая нефть должна быть получена в 2009 г.

Проектный пиковый уровень добычи нефти на Приразломном месторождении составляет 6.6 млн.т или 8.8% от начальных извлекаемых запасов нефти. Суммарная (накопленная) добыча за рентабельный 22-летний период эксплуатации оценивается в 74.45 млн.т, что соответствует коэффициенту нефтеизвлечения 32.2% (при утвержденном ГКЗ - 0.3).

Район Приразломного месторождения отличается значительной удаленностью от промышленно развитых территорий и инфраструктур, в нем практически отсутствуют транспортные коммуникации. Использование морского транспорта значительно затрудняется из-за сложной навигационной обстановки, ограничивается мелководной прибрежной зоной и отсутствием соответствующих портов. Эти проблемы решаются за счет применения инновационной морской транспортно-технологической схемы [5].

Подготовленная к транспортировке нефть будет накапливаться в нефтехранилищах платформы в объеме до 110 тыс.м3. Далее нефть будет транспортироваться челночными танкерами усиленного ледового класса типа DАТ дедвейтом 70 тыс.т до плавучего (рейдового) терминала в Кольском заливе и затем линейными танкерами дедвейтом 150-200 тыс.т будет направляться на экспорт. Налив челночных танкеров будет производиться круглогодично непосредственно с борта платформы с помощью двух отгрузочных устройств.

Безопасность налива в зимнее время будет усилена многофункциональными судами снабжения ледового класса, которые также будут обеспечивать доставку грузов и перевозку персонала на платформу, экологическую безопасность и спасение персонала в аварийных ситуациях.

Береговые базы обеспечения эксплуатации МЛСП «Приразломная»

планируется разместить в Мурманске, Архангельске, Северодвинске и пос.Варандей. База в Мурманске предназначена для хранения и отгрузки грузов снабжения, которые поступают из центральных районов страны, а также из-за рубежа. На платформу грузы планируется доставлять в основном спецфлотом «Севморнефтегаза» из Мурманска и Архангельска и частично вертолетами из поселка Варандей. Производственно-ремонтная база в Северодвинске на территории «Севмашпредприятия» обеспечит сборку, испытания и ремонт оборудования в период эксплуатации платформы.

Перевалочным пунктом системы вывоза нефти с Приразломного месторождения на рынки является плавучая база в Печенгском заливе (бухта Девкина заводь). В ее состав входят плавучее нефтехранилище, причал грузоподъемностью 220 тыс.т с насосной станцией, бункеровочной базой и противопожарным оборудованием.

Перевалочная база в Варандее предназначена для временного проживания и доставки персонала на платформу вертолетами. До поселка вахты будут доставляться самолетами из Архангельска, Мурманска и Москвы.

В 2002 году Министерство природных ресурсов РФ предоставило ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» (дочерняя компания «Роснефти») право пользования недрами по Медынско-Варандейскому, Поморскому, Колоколморскому участкам Баренцева моря сроком до 2025 г. В 2005-2006 гг. компания завершила геологическое изучение центральных блоков Медынской и Варандейской структур, а свою первую нефть АШНГ ожидает в 2010 г.

Концепция освоения Медынско-Варандейского участка разработана комплексно в увязке с системами транспортировки нефти и снабжения морского промысла, с учетом возможностей отечественных предприятий, с оценкой необходимых морских операций по сборке, монтажу, доставке и установке на месторождении создаваемых морских сооружений.

Все основные технические, технологические и строительные решения приняты с учетом сложных природных условий, которые являются неблагоприятными по следующим показателям: штормовой период (сентябрь ноябрь) с высотой волн до 6 м, обледенение надводных и подводных конструкций, частые и продолжительные туманы, мелководность морских акваторий, мерзлотность грунтов, короткое холодное лето и продолжительный зимний период с температурой воздуха, опускающейся до -45 С, тяжелые ледовые условия в зимне-весенний период времени (ровный лед толщиной до 2.0 м), мощные навалы льда на морские стационарные сооружения и берег и т.п.

Медынско-Варандейский участок общей площадью 2561 км2 расположен в юго-восточной части Баренцева моря (мелководная акватория Печорского моря с глубинами до 19 м) в 1 тыс.км от Мурманска и в 410 км от Нарьян-Мара.

Участок имеет шесть основных структур [6].

Суммарные ресурсы нефти по лицензионному участку оцениваются следующим образом: геологические – 700 млн.т, извлекаемые – 163 млн.т.

Разведанные запасы составляют 110 млн.т. Более 75% указанных ресурсов и запасов относится к высоковязким и трудноизвлекаемым. Для их извлечения потребуются специальные технологии, рассмотренные в главе 5 настоящей работы.

Предполагается, что месторождения Медынское-море и Варандей-море будут разрабатываться только с ледостойких стационарных платформ (МЛСП).

Использование технологии подводного закачивания скважин на рассматриваемом участке малоперспективно из-за относительно небольших глубин и риска ледового воздействия.

По первоначальным планам «Арктикшельфнефтегаз» предполагал получить первую продукцию в 2010 г., однако, как и при освоении Приразломного месторождения, сейчас очевидно, что срок будет пролонгирован на 2-3 года. Что касается долгосрочных прогнозов, то предполагается, что нефть на этом участке будет добываться в течение 30 лет и на пике годовая добыча превысит 6 млн. т. Планируется последовательный ввод МЛГП и мощностей по добыче нефти с интервалом в 3-5 лет, при этом площадка постоянного уровня добычи нефти 5-6 млн.т сохраняется в течение 9-10 лет. Можно предположить также, что за 30-летний период только первая платформа исчерпает свой ресурс, остальные платформы могут продолжить разработку за пределами этого срока.

В качестве начального пункта обустройства рассматривается месторождение Варандей-море 1. Для него предложено два основных варианта обустройства. Первый – с использованием инфраструктуры Варандейского отгрузочного терминала, принадлежащего ЛУКОЙЛУ;

второй – без использования этой инфраструктуры, самостоятельный. Технологические аспекты разработки кратко рассмотрены в разделе 5.2.

Особое внимание в проведенных исследованиях уделено морской транспортно-технологической системе вывоза нефти, которая должна обеспечить надежную, безопасную и рентабельную перевозку нефти с месторождений на рынок сбыта. При этом, несмотря на сложнейшие природные условия, потребуется обеспечить ритмичность отгрузки нефти в полном соответствии с темпом ее добычи.

Вывоз нефти с лицензионного участка планируется с перевалкой в Кольском заливе в п. Лавна (см. «Развитие Мурманского транспортного узла…»). Для отгрузки вывоза нефти с платформ рекомендуются челночные танкеры новой постройки с ледовой категорией ЛУ-6 дедвейтом 40 тыс.т. Для вывоза ранней нефти возможно использование имеющихся танкеров типа «Астрахань» дедвейтом около 20 тыс.т. Для доставки нефти на рынки сбыта рекомендуется аренда линейных (не ледовых) танкеров дедвейтом до 250 тыс.т.

В качестве ледоколов в зимний период предусматриваются специальные многофункциональные ледокольные суда.

Местом размещения базы снабжения платформ будет территория комплексной производственной базы «Лавна» и площадка перевалочной базы в п.Причальный. В качестве места организации оперативных баз намечены Нарьян-Мар и п. Варандей. Смена персонала платформ предполагает доставку вертолетами до Нарьян-Мара и далее самолетами в зимний период и морским транспортом летом.

Прогнозируемые технико-экономические показатели освоения и разработки Медынско-Варандейского лицензионного участка для базовой схемы обустройства свидетельствуют о потенциальной рентабельности освоения лицензионного участка: удельные затраты оцениваются в $135-150 за тонну, внутренняя норма доходности – 12-20% (при сроке окупаемости проекта 13 лет).

Разработанная концепция подтвердила техническую реализуемость и экономическую эффективность освоения Медынско-Варандейского лицензионного участка. При этом было убедительно показано, что при существующем законодательстве как индивидуальное, так и комплексное освоение месторождений этого участка имеют низкие экономические и финансовые показатели. Поэтому при сопутствующих высоких рисках приемлемую рентабельность их разработки и инвестиционную привлекательность проекта можно прогнозировать только на условиях СРП либо при существенном послаблении действующего законодательства.

Начиная с 1990-х годов топливно-энергетический комплекс страны развивался преимущественно за счет потенциала, созданного в годы Советского Союза. Это относится как к проведению масштабных геологоразведочных работ, так и самому освоению новых месторождений, развитию технологий, сооружению транспортной инфраструктуры. В настоящий момент Правительство РФ осуществляет шаги, которые направлены на создание новых центров по нефте- и газодобыче, в первую очередь на шельфе. Это должно прекратить продолжающееся «проедание» запасов и создать альтернативные центры добычи, способные конкурировать с Западной Сибирью.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 10 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.