Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Растущая с каждым годом степень выработанности открытых месторождений приводит к необходимости вовлечения в освоение новых перспективных территорий. В России на сегодняшний день выработанность нефтегазовых месторождений превысила 50%, при этом даже максимальная разработка уже разведанных запасов не сможет дать запланированный уровень добычи нефти и газа. Достижение такого уровня невозможно без освоения шельфа Арктики, в котором сконцентрировано около 20% мировых ресурсов и который в будущем станет одним из основных источников обеспечения страны углеводородами.

Задачи, которые ставят перед нефтегазовой отраслью энергетические политики арктических стран, выполнимы только при увеличении темпов освоения региона, которые можно достичь более интенсивным проведением геологоразведочных работ (ГРР).

Однако освоение арктических запасов требует колоссальных инвестиций из-за тяжелых гидро-, метеоусловий и большой отдаленности от обжитых районов. Данный факт является причиной нерентабельности многих арктических проектов, основанных на уже существующих технологиях добычи. Каждое арктическое месторождение уникально и требует разработки специальных технических решений. Кроме того, добывающим компаниям необходимы выгодные условия со стороны государства, и одним из основных факторов, определяющих экономическую эффективность арктических проектов, является налоговый режим.

Для российской экономики, столь сильно зависящей от добычи энергоносителей, вопрос освоения Арктики очень важен. Практика показывает, что некоторые страны успешно ведут добычу нефти и газа в северных морях. Однако в России на данный момент в промышленную эксплуатацию на арктическом континентальном шельфе введено только одно месторождение. Поэтому анализ подходов к освоению арктического шельфа других стран и изучение зарубежного опыта государственного стимулирования инвестиций в разработку ресурсов Арктики сейчас крайне актуальны. экономический шельф нефтяной месторождение

При этом наибольший интерес представляет Норвегия, столь успешно развивающая свою экономику, основанную на добыче углеводородов. Кроме того, Норвегия имеет выход к тому же арктическому морю, что и Россия, и активно ведет в нем промышленную добычу.

Целью работы является сравнительный анализ подходов стран к освоению нефтегазовых ресурсов арктического шельфа и выявление возможностей применения зарубежного опыта в России. Объектом исследования являются нефтегазовые месторождения на шельфе Арктики, а предметом - процесс их освоения.

Безусловно, к настоящему времени написано немало работ о деятельности стран Арктического бассейна, раскрывающих различные аспекты освоения арктического шельфа. В данной работе в рамках выбранной темы поставлены следующие задачи:

- изучить природные и экономические условия разработки арктического шельфа России, Норвегии, США и Канады и провести их сравнительный анализ;

- оценить экономическую эффективность арктического проекта в условиях российской и норвежской налоговой системы;

- на основе расчетов провести анализ подходов России и Норвегии и оценить возможность применения норвежского опыта в России.

Экономическая эффективность проекта будет рассчитана с помощью построенной автором модели разработки условного нефтяного месторождения в южной части Баренцева моря в России.

1. Сравнительный анализ природных и экономических условий разработки арктического шельфа России, Канады, США и Норвегии

1.1 Ресурсный потенциал и геологическая изученность арктического шельфа

Возрастающая степень освоенности континентальных запасов и потребность в углеводородном сырье стали причиной активного проведения поисково-разведочных работ в акваториях Мирового океана. Углеводородные запасы шельфа Арктики, по сравнению с другими регионами, к настоящему времени практически не тронуты добывающими компаниями.

Арктической считается часть шельфа, которая находится за Полярным кругом, севернее 63?33' с.ш. Подводная часть материка включает внутренние морские воды, территориальные моря и континентальный шельф. Согласно Конвенции ООН о морском праве 1982 года, континентальным шельфом признается та часть морского дна, которая находится за пределами территориального моря (может простираться на расстояние, не превышающее 350 миль). В пределах этой территории прибрежная страна имеет исключительное право на разработку природных ресурсов.

К настоящему времени арктический шельф изучен достаточно слабо и неравномерно. Ресурсный потенциал морских недр Арктики огромен. По оценкам Геологической службы США (USGS), здесь находится около 22% необнаруженных технически извлекаемых нефтегазовых ресурсов (412 млрд. барр. н. э.), 84% которых расположено на шельфе. Среди них около 90 млрд. баррелей нефти и 47,3 трлн. м³ газа.

Причины слабой геологической изученности континентального шельфа Арктики

Дальнейшее освоение Арктики связано с увеличением объемов ГРР по изучению углеводородных ресурсов и подготовке к разработке выявленных месторождений нефти и газа. Но проведение геологоразведки, как и любой бизнес, требует сопоставления результатов с затратами. Арктический шельф характеризуется очень тяжелыми природно-климатическими условиями, следствием которых является высокая стоимость проведения работ на всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса. Перспективные территории сильно отдалены от обжитых районов, что еще больше усложняет освоение арктических месторождений. Далеко не каждое месторождение может оправдать возрастающие затраты инвесторов, что говорит о высоких рисках данной деятельности. Экономически эффективное освоение требует высокую степень изученности шельфа и колоссальные вложения. Поэтому к настоящему времени арктический шельф - только потенциальный источник углеводородов.

Большое влияние на проведение ГРР оказывает тяжелая ледовая обстановка (для многих бассейнов характерен сплошной ледовый покров). Для Арктики характерны крупные айсберги, которые наиболее часто встречаются в Баренцевом море, сильные ветры, снегопады и ледяные дожди. Именно ледовые нагрузки в большинстве случаев определяют выбор концепции освоения, объем капитальных вложений (тип сооружения), а также размер операционных и транспортных затрат (необходимость контроля ледовой обстановки, сложность транспортно-технологической системы).

Последнее время в связи с глобальным потеплением ледовый покров Арктики сокращается. Такая тенденция по прогнозам МЧС России продлится до конца нынешнего века. По мнению российских политиков, таяние арктических льдов открывает больше возможностей для освоения нефтегазовых ресурсов арктического шельфа, упрощая добычу углеводородов. Однако западные эксперты считают, что изменение климата может нанести серьезный вред экологии и создать определенные трудности для добычи в регионе.

Реальные перспективы нефтяных ресурсов арктического шельфа можно будет оценить лишь после проведения широкомасштабных поисковых работ. Поисково-разведочное бурение на арктическом шельфе отличается высокими затратами по сравнению с другими акваториями в связи с тем, что для его проведения необходимы вспомогательные суда (для управления ледовой обстановкой, для снабжения и т.д.) и с тем, что сама работа возможна только в период открытой воды.

На углеводородные запасы шельфа Арктики могут претендовать только 6 стран, имеющих прямой выход к Северному Ледовитому океану: Норвегия, Канада, США, Россия, Исландия и Дания с принадлежащим ей островом Гренландия. Нефтегазовые запасы первых четырех стран, наиболее продвинувшихся в освоении региона, распределены следующим образом (рис. 1): большая часть запасов нефти приходится на долю России и США (43,1% и 32,6% соответственно), а запасов газа - на долю России (93,1%).

Континентальный шельф за Полярным кругом имеют море Бофорта, Баренцево, Печорское, Карское, Чукотское, Норвежское, Гренландское, Восточно-Сибирское моря и море Лаптевых. Наиболее изучены разведочным бурением первые пять из них.

По данным Управления по энергетической информации США (EIA) на октябрь 2009 года, открыто 61 арктическое месторождение: 43 в России (35 из них - в Западно-Сибирском бассейне), 6 в США (Аляска), 11 в Канаде (Северо-Западные Территории) и 1 в Норвегии.

Далее рассмотрим подходы к освоению арктического шельфа нескольких стран, имеющих выходы к северным морям и наиболее продвинувшихся в их изучении: России, Норвегии, Канады и США.

Россия

Первой страной, нашедшей запасы углеводородного сырья в морских недрах Арктики, была Россия. Это было Тазовское газоносное месторождение, открытое в 1962 году. На месторождения шельфа России приходится более 60% нефтегазовых ресурсов Арктики и более 90% ее разведанных запасов (из которых более 90% составляет газ).

К основным морским бассейнам российской части арктического шельфа относятся Баренцево, Карское, Восточно-Сибирское, Чукотское, Печорское моря и море Лаптевых.

Согласно энергетической стратегии страны, освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе российских морей является одним из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России. Около 70% площади всего континентального шельфа РФ приходится на континентальный шельф Арктической зоны. Главные перспективы на добычу нефти и газа связывают именно с арктическими морями, которые содержат подавляющую долю (около 80%) начальных суммарных ресурсов углеводородов всего шельфа России, при этом, по оценкам Министерства природных ресурсов и экологии РФ, 84% приходится на газ и менее 13% - на нефть. По мнению директора ВНИИ Океанологии В. Д. Каминского, задачи энергетической стратегии России невозможно решить без освоения арктического шельфа. Стоит отметить, действующая стратегия (до 2030 года) предполагает, что практически вся арктическая шельфовая добыча газа России будет обеспечиваться Штокмановским месторождением. Однако начало его эксплуатации все время откладывается.

Оценки потенциала углеводородных ресурсов арктического шельфа РФ довольно сильно различаются в зависимости от источника предоставления информации. Российские оценки значительно превышают оценки USGS по всем акваториям. По данным Минприроды РФ (на 01.01.2011), перспективные ресурсы арктического шельфа составляют 66,6 млрд. т у. т., из которых ресурсы нефти составляют 9 млрд. т.

Проводя оценку нефтегазового потенциала арктического шельфа России, обычно рассматривают две составляющих: ресурсы западно-арктического сектора (Баренцево, Печорское и Карское моря) и ресурсы восточно-арктического сектора (море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря). На моря Западной Арктики приходится наибольшая часть ресурсов (62%), при этом данные территории преимущественно газоносны (кроме шельфа Печорского моря). Что касается Восточно-Арктических морей, то наоборот, наибольший вес в начальных суммарных ресурсах занимает нефть. Наиболее разведанной является Западная Арктика (южная зона Баренцева моря, Печорское и Карское моря).

Печорский шельф является продолжением Тимано-Печорской нефтегазовой провинции. Наиболее известным месторождением этого региона является Приразломное месторождение с запасами нефти, залегающей на глубине 20 м, около 70 млн. т. Это единственное месторождение арктического континентального шельфа РФ, где ведется промышленная добыча (с конца 2013 года). Владельцем лицензии является ООО «Газпром нефть шельф», на 100% принадлежащий компании ОАО «Газпром». На Приразломном месторождении установлена морская ледостойкая платформа, предназначенная для добычи, хранения и отгрузки нефти. Она может эксплуатироваться круглый год и работать автономно продолжительное время. Компания планирует вовлечь в разработку еще и соседние месторождения (например, Долгинское), нефть которых будет поступать на ту же платформу. Такой подход к обустройству месторождений, подразумевающий их совместную разработку, позволяет оптимизировать затраты и, соответственно, повысить экономическую эффективность освоения.

Восточно-Баренцевская нефтегазоносная провинция является самым изученным регионом российской Арктики. Практически все доказанные запасы здесь представлены газовыми и газоконденсатными месторождениями. В центральной зоне российской части Баренцева моря находится одно из крупнейших в мире газоконденсатных месторождений - Штокмановское, площадь которого составляет 1400 км². Запасы газа (по категории C1) оцениваются в 3,9 трлн. м³ (при том, что запасы газа всей Западно-Баренцевской провинции оцениваются примерно в 5 трлн. м³), запасы конденсата (по категории C1) - в 56 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500-2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения (в эксплуатацию оно до сих пор не введено).

К наиболее перспективным районам по результатам геологоразведки можно отнести еще два месторождения этого же бассейна - Лудловское и Ледовое. По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское - к крупным.

Южно-Карская нефтегазоносная область является морским продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Газоносность данного региона доказана двумя крупнейшими газовыми месторождениями - Ленинградским и Русановским (глубина залегания - 2200 и 1000-1600 м соответственно). Здесь же расположены гигантские месторождения полуострова Ямал - Харасавейское и Бованенковское и другие.

На текущий момент значительный углеводородный потенциал Карского и Баренцева морей больше представлен открытием газовых и газоконденсатных месторождений в их южных частях. Тем не менее, материалы морских геолого-геофизических работ свидетельствует о большом разнообразии структурных условий, благоприятных для скопления углеводородов всего южного обрамления Южно-Баренцевского бассейна. Поэтому изучение данной территории является одним из наиболее перспективных направлений обнаружения нефтяных месторождений.

Также установлены реальные геологические предпосылки для прогноза крупной зоны нефтенакопления на севере Баренцево-Карского шельфа. Но перспективы разработки месторождений, которые могут быть здесь открыты, очень сильно осложнены ледовыми условиями этого региона.

ОАО «НК «Роснефть» отмечает перспективы открытия достаточно существенных запасов жидких углеводородов в северной части Южно-Карской нефтегазоносной области. В результате геологического изучения данного бассейна в качестве перспективных структур выделены Университетская, Татариновская, Викуловская, Кропоткинского, Рождественского, Розевская, Рогозинская, Вилькицкого, Матусевича, Восточно-Анабарская и другие.

Восточный сектор российского арктического шельфа также обладает высоким углеводородным потенциалом. Он менее изучен по сравнению с западным в силу некоторых причин: тяжелая ледовая обстановка, труднопроходимый пролив Вилькицкого, слабая геолого-геофизическая изученность прилегающей суши, удаленность основных центров морской геологоразведки, слаборазвитая инфраструктура побережья Восточно-Арктических морей. Сейсмическая изученность данных акваторий крайне низка и составляет всего от 0,02 км/км² в Восточно-Сибирском море до 0,05 км/км² в Чукотском море и море Лаптевых. Природные условия ставят под сомнение техническую возможность извлечения ресурсов. Поэтому разведка и разработка потенциала этих районов требует развития специальных полярных технологий. По мнению геологов, наиболее перспективными среди восточно-арктических акваторий считаются крупные районы моря Лаптевых и Восточно-Сибирского моря. Официальная оценка извлекаемых ресурсов углеводородов восточной части российского арктического шельфа составляет около 12 млрд. т у. т.

Наибольшая часть открытых месторождений нефти и газа расположена в акваториях трех морей: Баренцево, Карское, Печорское. В Баренцевом море изучены разведочным бурением и подготовлены к разработке два месторождения: Штокмановское ГКМ и Мурманское ГМ; в Печорском море - три месторождения: Приразломное НМ, Медынское-море НМ и Долгинское НМ; в Карском море в Обско-Тазовской губе - два месторождения: Каменномысское ГМ и Северо-Каменномысское ГМ.

Согласно данным проекта Государственной программы разведки континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов, разработанного Минприроды России, отработано около 678,7 тыс. пог. км арктических морей, из которых на западно-арктические акватории приходится более 90%, плотность сейсмической сетки варьируется от 0,05 до 5 км/км². На морских пространствах восточно-арктических морей отработано всего около 65,4 тыс. пог. км профилей со средней плотностью менее, чем 0,035 пог. км/км².

Результатом геолого-геофизического изучения нефтегазоносности акваторий является около 1300 выявленных потенциальных углеводородных ловушек, около 190 подготовленных к бурению и более 110 разбуренных площадей, 58 открытых морских и транзитных месторождений углеводородов.

Средний показатель успешности бурения на морских площадях составил 0,48. Максимальное значение данного показателя было достигнуто в Карском и Баренцевом морях (включая Печорское) и составило 1 и 0,52 соответственно.

На шельфе России пробурена 261 морская параметрическая, поисковая и разведочная скважина, из них на шельфе западно-арктических морей пробурено 86 скважин.

ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз», являясь дочерней компанией ОАО «НОВАТЭК», в настоящее время ведет морскую добычу в арктических условиях в бассейне Тазовской губы (центральная и восточная часть Юрхаровского месторождения), но разрабатываемая территория не является континентальным шельфом РФ. За все время здесь добыто уже около 150 млрд. м³ газа. На это месторождение приходится более половины добычи газа на шельфе России.

Еще одним примером освоения арктического региона является проект «Ямал-СПГ» для разработки Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения с запасами в 1,26 трлн. м³ газа. Контрольный пакет акционерного капитала «Ямал-СПГ» принадлежит владельцу лицензии - компании «НОВАТЭК». Но привлечение иностранных партнеров продолжается, на 01.02.2014 ими являются - французская компания «Total» (20%) и китайская компания «CNPC» (20%). Здесь строится завод по производству сжиженного природного газа, и запуск первой очереди планируется на 2016 год.

С 2008 года разработка северных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции осуществляется с помощью использования нефтеналивного терминала «Варандей», позволяющего отгружать нефть на экспорт без взаимодействия с системой «Транснефти». Оператором проекта добычи и морской транспортировки «Варандей» является совместное предприятие компаний «ЛУКОЙЛ» и «ConocoPhillips» - ООО «Нарьянмарнефтегаз». Природные условия полуострова Ямал суровы и вызывают сложности, схожие с теми, которые могут возникнуть при добыче на морских месторождениях шельфа Арктики.

Возможно, опыт освоения арктических месторождений «суша-море» ускорит процесс промышленной эксплуатации континентального шельфа Арктики в России.

Канада

Если Россия первой открыла месторождение в Арктике, то первой страной, которая начала проводить там разведочное бурение, была Канада.

Первое морское месторождение за полярным кругом было открыто в 1974 году (Adgo). Нефтегазовые месторождения арктического шельфа Канады залегают в акватории моря Бофорта (на 2011 год их насчитывалось 32, большая часть которых - нефтегазовые). Извлекаемые углеводородные запасы моря Бофорта находятся на небольших глубинах моря (до 100 м), и достигают на отдельных месторождениях до 68,5 млн. т нефти и 56 млрд. м³ газа (Amauligak).

Разведка арктического региона Канады активно велась в 1970-1980 годы благодаря хорошей государственной поддержке. Еще одним стимулом инвестиций в ГРР были высокие цены на нефть в тот период.

Значительная часть разведочных работ проводилась компанией «Panarctic Oils», 45% акционерного капитала которой принадлежало федеральному правительству. Именно с этого момента началось прямое участие государства в нефтегазовой отрасли.

Почти все разведочные скважины на арктическом шельфе Канады пробурены до 90-х годов. После правительство практически перестало инвестировать в разведку, за нее стала отвечать Национальная служба энергетики Канады, и поисково-разведочные работы прекратились. На суше находилось достаточно много перспективных углеводородных запасов, добыча которых требовала гораздо меньше затрат по сравнению с шельфом Арктики, и могла нанести меньший ущерб экологии.

С того времени на шельфе Арктики была пробурена только одна скважина (в 2006 году). К настоящему времени число лицензий на разведку увеличилось, однако бурение еще не возобновилось. Канада продолжает сейсмическое изучение шельфа Арктики. В 2012 году между компаниями «Statoil» и «Chevron» было подписано соглашение о проведении 3D-сейсморазведки в море Бофорта на глубинах от 800 до 1800 м в 120 км от берега. В этом же море планируют вести разработку компании «Shell» и «BP».

За все время на морских месторождениях арктического региона Канады проводилась только пробная добыча (на Amauligak). Месторождения островов Арктического архипелага Канады сейчас тоже не разрабатываются (промышленная добыча велась только на месторождении Bent-Horn на острове Камерон, но была прекращена из-за неблагоприятных природных условий).

В конце 2013 года Канада подала заявку на расширение границ своего шельфа в Комиссию ООН, при этом она будет дополнена новыми материалами, подтверждающими принадлежность некоторых территорий Северного Ледовитого океана за пределами исключительной экономической зоны Канаде. Арктика, по словам премьер-министра Канады, имеет сейчас большое значение для страны, и уступать ее другим она не будет. Согласно политическим заявлениям, Канада все же намерена возобновлять свою поисковую активность в Арктике и осваивать нефтегазовые ресурсы континентального шельфа.

США

Более четверти века разработку месторождений Арктики ведут Соединенные Штаты Америки. Первая нефть здесь была добыта в 1977 году на месторождении Prudhoe Bay, расположенном на побережье Северного Ледовитого океана с извлекаемыми запасами около 25 млрд. барр. нефти и 700 млрд. м³ газа (на него приходится сейчас около 20% нефтедобычи США). Промышленная эксплуатация шельфа началась в 1987 году с разработки месторождения Endicot и продолжается до сих пор. Оператором обоих проектов является британская компания «BP». К 2011 году на американском шельфе моря Бофорта добыча велась на 9 месторождениях.

Углеводородные шельфовые запасы Арктики в США находятся в недрах двух морей: море Бофорта и в Чукотском море. Море Бофорта более выгодно для освоения: оно менее глубокое и расположено ближе к имеющейся инфраструктуре (Трансаляскинский нефтепровод, сооруженный для перекачивания нефти, добываемой на Prudhoe Bay). На шельфе Чукотского моря в 1990 году было открыто газовое месторождение Burger, одно из самых крупных на шельфе Аляски. Однако промышленная добыча в этом море ожидается не ранее 2022 года.

В конце 80-х годов разведочное бурение на морском дне этих морей проводилось компанией «Shell», но затем ее деятельность по исследованию шельфа Арктики была приостановлена по причине больших затрат в условиях низких цен на нефть и больших перспектив по добыче в Мексиканском заливе. Но позже «Shell» вернулась в Арктику, получив в 2005 году лицензию на разведку в море Бофорта и в 2008 году в Чукотском море. Компания проводила сейсморазведку своих лицензионных участков. Но бурение разведочных скважин, запланированное еще на 2012 год, было отложено. Сложности по освоению арктических месторождений возникли из-за технической неготовности «Shell» в условиях присутствия льдов и возможном превышении норм по загрязнению воздуха. Проведение компанией разведочных работ на шельфе Чукотского моря пока приостановлено.

Разведка арктических месторождений США осложнена строгим контролем со стороны государственных органов. Поисково-разведочная деятельность может нанести серьезный вред экологии. Поэтому многие участки сейчас не доступны для освоения. Чтобы начать бурение, компании должны получить разрешение в Агентстве по охране окружающей среды. Они должны доказать безопасность применяемого оборудования, разработать меры по снижению утечки нефти и план ликвидации аварийных разливов.

Согласно объявленному президентом США плану бурения на 2012-2017 гг., континентальный шельф Аляски остается открытым для освоения: аукцион по продаже участков в Чукотском море и море Бофорта пройдет в 2016 и 2017 годах.

К настоящему времени геологоразведкой изучены только прибрежные акватории северных морей, в этих районах уже проводилось разведочное бурение. Добывающим арктическим регионом в США остается мелководная часть Северного склона Аляски, где добыча ведется либо с берега, либо с искусственных островов (9 месторождений). Однако Арктическая Аляска имеет большой ресурсный потенциал. Ожидаемый прирост запасов в 2050 году по сравнению с 2005 составит 678 млн. т нефти и 588 млрд. м³ газа в море Бофорта, 1301 млн. т нефти и 1400 млрд. м³ газа в Чукотском море.

Большое количество перспективных нефтегазовых запасов этих морей сосредоточено на внешнем континентальном шельфе (за пределами 3-мильной зоны), добыча на котором разрешена властями США с 2008 года и ведется только на одном месторождении - Northstar, расположенном в море Бофорта в 6 милях от побережья Аляски. Оператор Northstar, компания «BP», в скором времени планирует начать добычу еще на одном месторождении на шельфе этого моря, находящемся на таком же расстоянии от берега, как и Northstar, - Liberty (план развития и добычи будет предоставлен BOEM к концу 2014 года).

Норвегия

Шельф Баренцева моря последнее время активно исследуется Норвегией. Более 80 тыс. км² изучено трехмерной сейсморазведкой. Углеводородные запасы ее арктической зоны по данным Норвежского нефтяного директората (NPD) оцениваются в 1,9 млрд. барр. н. э., при этом только 15% приходится на нефть.

На данный момент единственным норвежским месторождением на континентальном шельфе Арктики, на котором ведется промышленная добыча, остается газоносный Snohvit, открытый в 1981-1984 годах. По данным Норвежского нефтяного директората (на апрель 2013 года) извлекаемые запасы газа на Snohvit оцениваются в 176,7 млрд. м³, а конденсата - в 22,6 млн. м³. Оператором является национальная компания «Statoil» с 33,5% долей в лицензии. Доля прямого государственного участия (SDFI) в Snohvit, выражаемая долей «Petoro», равна 30%, остальное приходится на частных норвежских партнеров.

Добывающая система Snohvit полностью находится под водой и управляется с берега. Газ поступает на завод по сжижению природного газа, построенный в городе Хаммерфест. Часть углекислого газа, выделяемого во время освоения Snohvit, направляется в нагнетательные скважины для дальнейшей добычи газа, а часть - закачивается в подземные хранилища. Несмотря на имеющуюся систему улавливания и захоронения CO₂, аварии все-таки имеют место.

В 2014 году Норвегия планирует начать добычу еще на одном месторождении континентального шельфа Арктики - на нефтяном месторождении Goliat, открытом в 2000 году и извлекаемые запасы которого составляют 192 млн. барр. н. э. В 2013 году начало проекта уже было отложено по причине возникновения проблем со строительством платформы. Хранить и отгружать добытую нефть будут прямо в море. Оператором Goliat является частная компания «Eni Norge» с долей 65%, остальная часть принадлежит государственной «Statoil».

К 2012 году консорциумом из компаний «Statoil», «Eni» и «Petoro» были открыты месторождения Skrugard и Havis, расположенные севернее Snohvit. Их запасы, по оценкам «Statoil», составляют 70 млн. т н. э. Бурение поисково-разведочных скважин «Statoil» на территории Hoop в норвежской части Баренцева моря, пока что самой северной территории, где ведутся такие работы, было запланировано на 2013 год, но было отложено до 2014. Площади Hoop уже изучены 3D-сейсморазведкой, проводимой геофизической компанией «TGS-NOPEC».

Норвегия намерена продолжать изучение арктического шельфа, включая территории с более тяжелыми природными условиями. Сокращение темпов добычи, наблюдаемое в стране последнее время, делает необходимым продолжение изучения Арктики в поисках рентабельных углеводородных запасов.

К настоящему времени Норвегией была проведена геологоразведка недавно присоединенных территорий в Баренцевом море: углеводородные ресурсы, согласно докладу NPD, оценены в 1,9 млрд. барр. (около 15% приходится на нефть). Не исключено, что дальнейшее исследование шельфа увеличит размер их неразведанных запасов. На 2014 год запланировано проведение трехмерной сейсморазведки на перспективных территориях, по итогам которой будет объявлен результат 23 лицензионного раунда в Норвегии.

К настоящему времени наименее разведанным регионом, обладающим морскими углеводородными запасами, остается Арктика. Арктический шельф, обладая огромнейшим количеством неразведанных запасов нефти и газа, привлекает большое внимание в условиях ограниченности ресурсов и истощения месторождений, расположенных на суше или в море в более благоприятных условиях. Однако интерес добывающих компаний может оказаться не таким уж и большим при наличии рентабельных запасов в традиционных районах.

Сейсмической разведкой хорошо изучены моря Бофорта (шельф США и Канады), Чукотское (шельф США), Баренцево, Печорское, Карское моря (плотность профилей - 1 пог. км/км² и более). Малоисследованными остаются арктические акватории России: российская часть Чукотского моря, Восточно-Сибирское море и море Лаптевых (плотность профилей - 0,05 пог. км/км² и менее).

На данный момент промышленная добыча на морских арктических месторождениях осуществляется только в США, Норвегии и России. В США разрабатываются месторождения прибрежной зоны Аляски. На континентальном шельфе Арктики (за пределами 12 миль от берега) добычу нефти и газа ведет Норвегия (проект Snohvit) и Россия (Приразломное месторождение).

Наибольший ресурсный потенциал в Арктике имеет российский континентальный шельф. Однако исследован он слабее по сравнению с северными акваториями других стран. Баренцево море в России изучено в 20 раз меньше, чем в Норвегии, а Чукотское море - в 10 раз меньше, чем в США.

Далее в этой главе будут рассмотрены технологический аспект разработки месторождений арктического шельфа и система государственного регулирования данной деятельности, в которых кроются основные причины медленного освоения Арктики.

1.2 Технологический аспект освоения арктического шельфа

К настоящему времени промышленное освоение континентального шельфа Арктики только начинается. Однако в геологическом изучении имеется хороший мировой опыт.

Для поисково-разведочного бурения в Арктике зачастую используются те же буровые установки, что и в других регионах (например, только одна из четырех установок, функционирующих на шельфе Аляски, уникальна и предназначена для работы в ледовых условиях). Наименее затратным является разведочное бурение с помощью самоподъемных буровых установок, однако их применение ограничено глубиной моря до 100 м. На больших глубинах могут использоваться полупогружные буровые установки, отличающиеся высокой устойчивостью на воде. Для более глубоких участков (до 3500 м) применяются буровые суда, способные самостоятельно передвигаться. Однако суточная арендная плата последнего типа выше всего. Помимо аренды буровых установок, значительной статьей расходов разведочного бурения в арктических акваториях является содержание вспомогательных судов (для управления ледовой обстановкой, для снабжения, ликвидации разливов во время аварий и т.д.).

Технологические решения реализации арктических шельфовых проектов должны учитывать все особенности работы в суровых природных условиях. К таким особенностям можно отнести минусовые температуры, сильные подводные течения, наличие многолетней мерзлоты под водой, риски повреждения оборудования паковым льдом и айсбергами, удаленность от инфраструктуры и рынков сбыта, риски экологического ущерба и проблемы промышленной безопасности. Тяжелые арктические условия выдвигают на передний план проблему технической реализуемости проекта. Рентабельность самого проекта во многом зависит от его технической проработанности.

Большой опыт разведочного бурения на арктическом шельфе имеет Канада. Первой применялась технология искусственных островов, которые располагались на мелководье. Однако их строительство оказалось достаточно дорогим. В период открытой воды использовались буровые судна. Позже была построена установка более высокого ледового класса - плавучая буровая (Kulluk), которая может работать даже осенью, на глубинах до 100 м. Затем стала применяться технология кессонных буровых платформ, позволяющая бурить круглый год. Буровые платформы Glomar и Molikpaq были реконструированы и сейчас используются для добычи на месторождениях в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». В 1997 году в Канаде была построена единственная в мире платформа гравитационного типа (Hibernia). Она может выдержать столкновение с айсбергом весом до 6 млн. т.

Технологический аспект освоения арктического континентального шельфа в Норвегии

Норвегия владеет опытом реализации арктического проекта, полностью основанного на подводной добывающей системе, которая контролируется с берега. Проект Snohvit имеет максимальную в мире длину подключения системы к берегу (центральное месторождение находится примерно в 140 км от берега). Технология управления мультифазным потоком на таком расстоянии является техническим достижением, которое открывает новые возможности для подводной добычи. Еще одной новейшей технологией является повторное нагнетание в пласт под водой попутного углекислого газа, отделяющегося от добытого газа. Дистанционное управление осуществляется с помощью одинарного шлангокабеля - крайне важного элемента всей системы. Помимо резервных систем коммуникации, имеется возможность спутникового управления со специального судна. Подводная фонтанная арматура, которой оснащены скважины, имеет клапаны большого диаметра, что позволяет уменьшить потерю давления. Давление, необходимое для добычи газа, создается непосредственно в подводной арматуре.

В рамках первой фазы разработки проекта (месторождения Snohvit и Albatross) используется 10 скважин (9 добывающих и 1 нагнетательная). Позже в эксплуатацию будет введено еще 9 скважин. Опорные основания месторождений соединены с центральным основанием, откуда газ поступает на берег по одинарному трубопроводу. После сепарации CO₂ газ сжижается на заводе СПГ, самом северном в мире (71?с. ш.).

Технология Snohvit применима и для других проектов. Однако серьезным ограничением может стать сверхбольшая удаленность месторождений от берега (в основном, это проекты по добыче газа). По мнению экспертов, техническое решение сокращения времени реакции подводного оборудования при управлении проектами на больших расстояниях уже имеется (например, использование под водой на скважинах специальных накопителей), поэтому сложностей с гидравлической системой возникнуть не должно. Коммуникационная система развивается с каждым годом все более быстрыми темпами и тоже не должна стать препятствием использования технологии. Трансатлантические дистанции уже доказали способность оптико-волоконной технологии, применяемой на Snohvit, обеспечивать высокую скорость передачи информации. Проблемы может вызвать система шлангокабелей: под вопросом оказывается экономическая целесообразность использования такой системы и ее техническая реализуемость. Длина главного шлангокабеля Snohvit (144,3 м) - мировой рекорд. Для еще больших расстояний возможен вариант производства шлангокабеля по частям и его сборки в один только во время установки. Серьезные сложности могут возникнуть с передачей электроэнергии: обеспечение переменного тока стандартной частоты напряжения (50 Гц) сильно зависит от расстояния. Одним из вариантов решения данного вопроса является использование низких частот переменного тока на больших дистанциях, но данный способ тоже имеет свои ограничения. Он применим для функционирования традиционных подводных систем. Однако есть оборудование, требующее мегаваттный уровень электроснабжения, обеспечение которого невозможно с помощью низкочастотного метода. Например, это подводные компрессоры, которые эффективны на больших расстояниях от берега. Они компенсируют потерю давления при извлечении газа из пласта. Решением проблемы может стать технология использования постоянного тока высокого напряжения, которая применяется сейчас только на суше. Проект Snohvit открыл большие перспективы на дальнейшее развитие подводной отрасли нефтегазовой промышленности. Для этого нужно еще много исследовательских разработок, которые откроют возможность добычи на морских месторождениях в крайне тяжелых арктических условиях.

Проект Goliat будет реализован тоже с помощью добывающей системы, расположенной полностью под водой. Добытая нефть будет отгружаться в море с плавучей платформы без дополнительных сооружений на суше.

Технология подводной добычи еще мало опробована и капитальные затраты на ее применение достаточно высоки. Но она имеет ряд преимуществ: возможность постепенного ввода месторождений в разработку, что позволяет раньше начать добычу углеводородов, возможность обслуживания большого числа скважин (это важно, когда несколько структур разрабатываются одновременно), возможность уменьшить влияние тяжелых природных условий. Подводный добывающий комплекс может использоваться в арктических морях, защищенных от образования пакового льда. В российской части Баренцева моря условия гораздо суровее. Норвежский опыт может быть применен в России, вероятнее всего, для месторождений в Тазовской и Обской губах.

Опыт освоения недр Арктики другими странами переворачивает представление о нефтяной промышленности как о «нефтяной игле», тормозящей инновационное развитие страны. На самом деле речь идёт о разработке самых передовых, «космических» технологий. И для России, как правильно отмечает заместитель Председателя Правительства РФ Д.О. Рогозин, освоение Арктики может и должно стать катализатором модернизации нефтегазовой отрасли, столь сильно нуждающейся сейчас в техническом перевооружении.

Технологический аспект освоения арктического континентального шельфа в России

Разработка Приразломного месторождения осуществляется с помощью морской ледостойкой платформы, обеспечивающей бурение скважин, добычу, подготовку, отгрузку и хранение нефти. Стационарная платформа способна работать автономно, устойчива к ледовым нагрузкам, поэтому может использоваться круглый год. Кроме того, она может принимать нефть с соседних месторождений, что позволит значительно сократить затраты на их промышленное обустройство.

Освоение Штокмановского месторождения планируется с помощью подводной добывающей системы и платформ судового типа, которые можно увести в случае приближения айсбергов. Добытый газ и газовый конденсат будут доставляться по подводным магистральным трубопроводам в виде двухфазного потока с последующим разделением на берегу. Также Штокмановский проект включает в себя строительство завода СПГ.

Для шельфовых месторождений, которые не могут быть разработаны с берега, можно выделить несколько способов освоения, принципиально отличающихся друг от друга:

· искусственные острова (при глубине моря до 15 м);

· подводные добычные комплексы с берега (при относительно близком расположении месторождения к берегу);

· подводные добычные комплексы с плавающих платформ (при отсутствии пакового льда);

· стационарные платформы.

Существует успешный опыт работ со стационарных гравитационных платформ на небольших глубинах при наличии массивного пакового льда. Данная технология применима на небольших глубинах до 100 м, так как с увеличением глубины очень сильно возрастают капитальные затраты такого сооружения и риск столкновения с айсбергом. На больших глубинах в условиях чистой воды целесообразнее использовать плавающие платформы. Стационарные платформы используются в основном для нефтяных месторождений Арктики. Примером служит Приразломное месторождение, также высока вероятность использования этого типа для Университетской структуры.

Не всегда бурение с платформы охватывает все месторождение, некоторые его части могут быть расположены на больших глубинах с паковым льдом. В таком случае требуется подсоединение подводных скважин, с увеличением числа которых растет стоимость буровых работ и сроки их выполнения. Но такой метод гораздо экономичнее в сравнении с установлением дополнительной платформы. Экономическая эффективность такого технологического решения все же ниже по сравнению с бурением со стационарной платформы из-за увеличения затрат и сроков бурения. Такой способ освоения может быть применен для некоторых структур Восточно-Приновоземельских участков (Карское море) и для Долгинского месторождения (Печорское море) в период чистой воды.

На глубинах более 100 м и при небольших расстояниях от берега или места возможной установки стационарной платформы возможно использование технического подхода, когда все скважины являются подводными и соединены с платформой трубопроводом. Такой подход может быть применен для месторождений Карского моря на глубинах более 100 м, например, для Викуловской структуры Восточно-Приновоземельского-1 участка.

На больших глубинах и расстояниях в условиях чистой воды возможно использование плавающей платформы с подводными скважинами. Данная концепция освоения отличается высокими эксплуатационные расходами. Она требует достаточно большие затраты на круглогодичное содержание судов для регулирования и слежения за ледовой обстановкой.

Норвежский опыт показывает, что использование плавающей платформы в условиях айсберговых вод вполне конкурентно с экономической точки зрения по сравнению с установкой платформы гравитационного типа.

Транспортировка углеводородов с нефтегазовых шельфовых месторождений может осуществляться как по системе нефте- и газопроводов, рассчитанной на обеспечение внутренних потребностей России и на экспорт в другие страны, так и по Северному морскому пути, открывающему доступ к рынкам запада (США и Западная Европа) и востока - (США и Азиатско-Тихоокеанский регион). Добытый природный газ может перевозиться в сжиженном состоянии (СПГ) на танкерах, что упрощает его доставку при экспорте в удаленные регионы.

При освоении арктического шельфа большое значение имеет уже существующая инфраструктура прибрежных территорий, и в первую очередь - система трубопроводов.

Концепция разработки арктических месторождений, а значит и рентабельность самих проектов, во многом определяется географическим положением, ледовой нагрузкой и глубиной моря. Для России характерны крайне суровые природно-климатические условия (наличие пакового льда). Для Норвегии, например, характерны более благоприятные условия освоения Баренцева моря, защищенного теплым течением Гольфстрим.

Итак, на основе мирового опыта можно сделать вывод, что технологии освоения шельфа уже есть, но универсального технического решения все же не существует. Каждый арктический проект индивидуален и требует специального технологического подхода. Собственно, это замечание верно и относительно проектов на суше. Профессор В.Д. Лысенко замечает: «Все месторождения разные; особенно разные, можно сказать непредвиденно разные, месторождения гигантских размеров… Беды отдельных гигантских месторождений начались с того, что при проектировании разработки были применены типовые решения и не были учтены их существенные особенности».

Основной проблемой освоения Арктики является очень высокая стоимость применения технических решений, имеющихся на данный момент. Большие затраты определяют экономическую неэффективность разработки многих арктических месторождений.

Значительная часть нефтегазовых запасов России расположена в крайне суровых природно-климатических условиях Арктики, для работы в которых нужны новые технологии. Поэтому разработка морских месторождений Арктики требует дальнейшего развития технологий, которые сделают сложные арктические проекты рентабельными.

Освоение арктического шельфа является мощным драйвером технологического развития нефтегазового сектора любой из рассматриваемых стран.

1.3 Государственное регулирование освоения арктического шельфа

Государственное регулирование освоения арктического шельфа заключается в формировании системы предоставления углеводородных ресурсов в пользование нефтегазовым компаниям и системы налогообложения деятельности по их добыче.

Сравнительный анализ систем предоставления ресурсов в пользование компаниям в России, Норвегии, Канаде и США

В государствах с федеративным устройством вопросы, касающиеся определения прав на шельф разных уровней власти, стали решаться лишь тогда, когда появилась надежная технология добычи на шельфе (в середине ХХ века). На сегодня степень их решения различается по странам. Так, племена, обитающие в дельте реки Нигер, до сих пор не согласны делить богатства шельфа с центральным правительством Нигерии. И в России в 1990-е гг. всерьёз обсуждалась возможность разделения полномочий в отношении шельфа между регионами и Москвой. А успешный опыт освоения шельфа Мексиканского залива США говорит о том, что «регионализация» может быть полезной.

Россия

Континентальный шельф России находится в федеральном ведении, его недра принадлежат государству и предоставляются в пользование Федеральным агентством по недропользованию.

Согласно Постановлению РФ от 8.01.2009 г. №4, лицензии на пользование недрами, расположенными на континентальном шельфе России, в том числе и в арктическом регионе, выдаются без проведения конкурса или аукциона на основании решения Правительства РФ.

В соответствии с принятыми поправками в Законе РФ «О недрах», пользователями недр на участках континентального шельфа могут быть только компании с государственным участием более 50% (доля в уставном капитале более 50% и (или) распоряжение более чем 50% голосов, приходящихся на голосующие акции).

Еще одним важным условием доступа компаний является требование о наличии пятилетнего опыта работы на континентальном шельфе РФ. При этом из закона четко не понятно, распространяется ли опыт материнской компании на дочернюю и наоборот.

Согласно закону только две компании могут быть допущены к континентальному шельфу России - ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть». Летом 2013 году в качестве исключения право на доступ к разработке российской Арктики получила еще одна компания - ОАО «Зарубежнефть», которая не имела его до этого, несмотря на 100% принадлежность государству и более чем 25-летний опыт работы на вьетнамском шельфе (совместное предприятие «Vietsovpetro»). Причиной разрешения работать на шельфе стало владение «Зарубежнефтью» дочерней компанией (100% акций минус одна) - «Арктикморнефтегазразведка», которая является государственной и работает на шельфе более 5 лет и, таким образом, отвечает всем законодательным требованиям. «Арктикморнефтегазразведка» была аттестована Министерством природных ресурсов и экологии РФ для освоения арктического шельфа. Участки, на которые претендовала «Зарубежнефть» в Арктике, - это Печорский и Колоколморский в Печорском море.

Последнее время очень активно обсуждается вопрос о либерализации доступа к арктическим ресурсам частных компаний.

Пока что единственной возможностью для участия в добыче на континентальном шельфе Арктики является создание совместного предприятия с государственными компаниями, которые остаются владельцами лицензий. Однако такой вариант тотального государственного контроля не является привлекательным для частных компаний.

Еще в 2010 году главы Минприроды и Минэнерго поднимали вопрос необходимости «демонополизации» освоения и разработки российского шельфа. В 2012 году Министерство природных ресурсов выступало с предложением сделать геологоразведку отдельным видом пользования недрами континентального шельфа, выдавать частным компаниям лицензии на проведение геологоразведочных работ без конкурса при условии, что в случае открытия крупного месторождения у «Газпрома» и «Роснефти» будет опцион на вхождение в проект с 50% плюс одной акцией. Также предлагалось гарантировать частным компаниям участие в разработке месторождений на шельфе, которые они откроют сами.

Основным аргументом сторонников допуска частного капитала к континентальному шельфу Арктики является продвижение в разработке нефтегазовых ресурсов данного региона, ускорение затянувшегося процесса. Участие большего числа компаний будет способствовать диверсификации рисков, которые сейчас принимают на себя «Газпром» и «Роснефть». К тому же, либерализация доступа к недрам арктического шельфа будет иметь не только экономический, но и социальный эффект (рабочие места, повышение общего уровня жизни жителей северных районов, развитие местной инфраструктуры).

На данный момент этот вопрос остается только предметом дискуссий, никаких законодательных актов, позволяющих частным компаниям приобретать лицензии на разработку арктического шельфа, еще не принято.

На сегодняшний день большая часть разведанных нефтегазовых запасов арктического шельфа России уже распределена между двумя компаниями. Как показывает практика, «Газпром» и «Роснефть» ведут разработку неактивно. К тому же, в силу нехватки своих возможностей они привлекают иностранных партнеров.

Промышленная эксплуатация с недавнего времени начата только компанией «Газпром» на Приразломном месторождении. Изначально его освоение предполагалось совместными усилиями компаний «Роснефть» и «Газпром», но в 2005 году пакет акций первой был продан.

Еще в 2010 году «Роснефть» получила лицензии на изучение таких участков арктического шельфа, как Восточно-Приновоземельские - 1, 2, 3 в Карском море и Южно-Русский в Печорском море.

«Роснефть» провела геолого-геофизические работы на Южно-Русском участке, в результате чего были оценены геологические риски и ресурсы углеводородов. Компания определила приоритетные поисковые направления, в рамках которых в ближайшие годы будет продолжаться изучение перспективных объектов.

Стратегическим партнером «Роснефти» по освоению трех Восточно-Приновоземельских участков стала американская компания «ExxonMobil», доля которой в проекте составляет 33,3% в соответствии с соглашением, подписанным осенью 2011 года. На данных участках уже выявлены крупные перспективные структуры, однако изучение геологического строения продолжится до 2016 года, и первая поисковая скважина будет пробурена только в 2015 году.