Экономические предпосылки и возможные результаты изучения и освоение нефтяных месторождениях

Изучение и освоение ресурсов УВ российского шельфа характеризуется специфическими особенностями, которые существенным образом влияют на рентабельность их разработки. К важнейшим из этих особенностей относятся:

сосредоточение основного объема морских ресурсов и запасов нефти и газа на шельфах арктических морей, что требует создания специальных технических средств для поисков, разведки и разработки морских месторождений в экстремальных ледовых условиях;

практически полное отсутствие в арктических регионах необходимой береговой инфраструктуры, создание которой требует привлечения многомиллиардных инвестиций;

необходимость создания системы транспортировки сырья для ввода в промышленный оборот разведанных месторождений УВ. В случае трубопроводного транспорта такая система, учитывая отдаленность арктических бассейнов от потребителей, сможет обеспечивать рентабельность прокачки нефти и газа лишь при их определенных экономически оправданных объемах; при этом по мере возрастания длины трубопровода растут и минимально оправданные объемы прокачки.

Указанные особенности существенно увеличивают совокупные затраты на освоение ресурсного потенциала и выдвигают жесткие требования к геолого-промысловым характеристикам открываемых месторождений УВ.

В связи с этим для начала широкомасштабного промышленного освоения морского нефтегазоносного региона требуется опережающая аккумуляция разведанных запасов в объемах, гарантирующих не только устойчивую добычу нефти и газа, но обеспечивающих заполнение нефте- и газопроводов за весь срок их эксплуатации. Принимая физический срок эксплуатации трубопровода равным 30 годам, аккумулированный объем разведанных запасов к моменту его проектирования должен составлять величину, равную предусматриваемой пропускной способности, умноженной на срок эксплуатации.

В настоящее время можно считать, что поиски и разведка морских месторождений нефти и газа осуществимы в любых природно-климатических условиях. Что касается разработки морских месторождений УВ, то технических средств ее организации в условиях многометровых по толщине подвижных льдов арктических морей пока не существует. Поэтому ресурсы арктического шельфа следует разделить по степени технической доступности, а из технически доступных выделить ту часть, которая может рентабельно разрабатываться при существующих или перспективных экономических условиях.

Учитывая большой объем технически недоступных ресурсов, необходимо организовать целенаправленные научные исследования и конструкторские разработки по созданию новых технических решений и средств, способных обеспечить вовлечение этой группы ресурсов в промышленный оборот.

Промышленная значимость морских технически доступных ресурсов УВ определяется путем их экономической оценки, на величину которой оказывают влияние следующие факторы:

геолого-промысловые характеристики месторождений (объем запасов, глубина продуктивных горизонтов, начальные дебиты скважин, глубина моря);

географо-экономические условия районов работ (ледовая обстановка акваторий, обустроенность региона и др.);

уровень приемлемой для инвесторов нормы прибыли при освоении и разработке месторождений УВ на шельфе (определяется с учетом геологического и других рисков).

Анализируя эти факторы применительно к российским акваториям, необходимо отметить следующие положения.

Согласно оценкам российских и зарубежных экспертов экономически эффективное освоение ресурсов УВ континентального шельфа России будет целесообразно и начнется, по-видимому, с крупных и гигантских месторождений нефти, газа и конденсата, промышленные запасы которых и их добычные характеристики гарантируют инвестору не только компенсацию в приемлемые сроки значительных затрат на создание и развитие добычной и транспортной инфраструктур, но и получение прибылей.

Месторождения, в принципе удовлетворяющие этим условиям, уже открыты на акваториях. Это – известные газовые гиганты в Баренцевом и Карском и крупные нефтяные месторождения в Печорском, Каспийском и Охотском морях. Результаты геолого- экономического анализа свидетельствуют, что выполнение дополнительных объемов поисковых и разведочных работ может обеспечить прирост еще не менее 30-45 млрд т у.т., сосредоточенных в том числе в крупных и гигантских скоплениях. Дальнейшее развитие морской и береговой инфраструктуры позволит включить в освоение крупные и средние по запасам месторождения УВ в примыкающих районах акваторий.

По географо-экономическим условиям, определяющим доступность освоения ресурсов УВ шельфа и соответственно интерес к ним потенциальных инвесторов, акватории распадаются на две группы. К первой относятся недра Западной Арктики, Охотского моря, южных морей России и, в меньшей степени, моря Лаптевых, где, с одной стороны, имеются или с высокой вероятностью прогнозируются крупные промышленные запасы УВ, а с другой – имеются условия для их освоения или предпосылки для создания таких условий в течение планируемого периода. К второй – моря Восточной Арктики, где существуют принципиальные возможности открытия в период до 2020 г. крупных и гигантских месторождений, однако создание условий для их освоения, по-видимому, выходит за рамки планируемого периода. В связи с этим они могут рассматриваться как районы потенциальных инвестиционных интересов.

К аналогичному заключению приводит и изучение возможностей освоения ресурсов УВ с учетом изменения уровней цен на сырье, приемлемых для инвестора норм рентабельности на основе действующей системы налогообложения. Анализ сравнительных затрат на поиски, добычу и транспортировку 1 т нефти на российских акваториях в оценках российских и зарубежных экспертов и данных мировой практики показывает, что на ближайшую перспективу наиболее оптимальными для освоения нефтяных залежей при уровне цен от 95 до 190 дол. за 1 т (от 15 до 30 дол. за 1 баррель) оказываются Баренцево, Охотское и южные моря России, затраты в которых на проведение указанных работ близки к мировым и в то же время к нижней границе интервала изменения цен. Освоение залежей в восточно-арктических морях (включая море Лаптевых) сопряжено с наибольшими затратами и в большей степени зависит от колебания уровня цен на нефть.

Экспертные оценки привлекательности нефтяных проектов с учетом определенных таким образом затрат и приемлемой для инвестора внутренней нормы рентабельности (15 %) показывают, что нефтяные проекты в южной части Баренцева моря и Азовском море становятся привлекательными при наличии месторождений с промышленными запасами более 50 млн т (крупные месторождения); в восточной зоне Баренцева моря, глубоководных областях Каспийского и Черного морей с запасами 100-500 млн т (крупнейшие месторождения), а в районах Восточной Арктики – с запасами более 500-1000 млн т (гиганты и сверхгиганты). Отсюда следует, что геолого-геофизические работы всех уровней начиная с регионального на рассмотренных акваториях должны быть ориентированы на поиски крупных и гигантских залежей.

Если исходить из текущего состояния технологий разработки морских нефтегазовых месторождений и текущей ресурсной базы, то объем рентабельных морских извлекаемых ресурсов жидких УВ составляет около 20 % их общей величины (около 2,6 млрд т). Рентабельные ресурсы газа, прогнозируемые в крупных и крупнейших перспективных объектах, составляют треть их общего объема (свыше 26 трлн м3).

Добычные возможности морской ресурсной базы УВ России позволяют организовать новые крупные нефтегазодобывающие центры, суммарный объем годовой добычи нефти в которых к 2020 г. может быть доведен до 95 млн т, газа – до 320 млрд м3. Для обеспечения таких уровней добычи необходимы создание соответствующих технических средств, интенсификация геолого-разведочных работ с целью опережающего прироста запасов нефти и газа в объемах, гарантирующих полное возмещение затрат на обустройство месторождений, создание промышленной и транспортной инфраструктур.

Всего, по имеющимся оценкам, необходимо подготовить за рассматриваемый период 23-26 млрд т запасов и перспективных ресурсов нефти и 90-100 трлн м3 газа.

Для выбора и обоснования направлений поисковых работ в 2004-2010 гг. потребуется выделить на проведение региональных работ на период до 2010 г. 7,3 млрд р., а на период 2011-2020 гг. – около 23 млрд р. Таким образом, суммарная величина затрат средств федерального бюджета на выполнение региональных геолого-разведочных работ, которые обеспечат расширенное воспроизводство и аккумуляцию запасов, необходимых для устойчивого развития ТЭК страны после 2020 г., составит 30,3 млрд р. (в ценах 2003 г.) или около 1 млрд дол.

Проведение поисковых, поисково-оценочных и разведочных работ, промышленное обустройство месторождений, развитие промышленной и транспортной инфраструктур предполагается осуществлять за счет средств инвесторов под контролем со стороны государства.

По ориентировочным оценкам, учитывающим приведенные выше экономические предпосылки, инвестиционная емкость этого комплекса работ, включая расходы на транспортировку УВ, по наиболее вероятным нефтяным проектам на площадях с подготовленными промышленными запасами составит от 30,5 до 49,4 млрд дол. По аналогичным проектам в газовой сфере инвестиционная емкость может составить по разным оценкам от 35,5 до 57,3 млрд дол. Таким образом, суммарная инвестиционная емкость проектов по освоению УВ- потенциала акваторий составляет 66,0-106,7 млрд дол.

Реализация предлагаемой стратегии изучения и освоения морского нефтегазового потенциала может принести весьма значительный экономический эффект. При условии экспортной реализации всей добываемой нефти и газа валютная выручка составит (при средней цене нефти 22 дол/баррель или 139 дол/т, газа – 110 дол/тыс. м3) за нефть 132 млрд дол., за газ – 270 млрд дол.

Ожидаемый доход в бюджет от недропользования в виде разовых платежей оценивается величиной порядка 5,0 млрд дол. Поступления в виде налогов и платежей за добычу нефти и газа составят: по нефти – 33,0 млрд дол., по газу – 67,5 млрд дол. Таким образом, за период до 2020 г. общий доход государства от реализации предлагаемой стратегии может составить около 105,0 млрд дол. Как косвенный доход государства могут рассматриваться инвестиции в развитие нефтегазодобывающей и транспортной инфраструктур, технологическое обеспечение и улучшение в связи с этим социально-экономических условий в приморских арктических и дальневосточных регионах (за счет значительного увеличения числа рабочих мест и соответственно занятости населения). В числе основных объектов инфраструктуры, которые будут построены с использованием мощностей российской промышленности, – 7-8 добычных платформ, 6 из которых ледостойкие, предназначенные для работы в условиях западно-арктического шельфа; не менее 2200-2500 км нефте- и газопроводов, из которых 600-700 км будут представлять собой подводные сооружения; 1-2 морских нефтяных (нефтегазовых) терминала на западно-арктическом побережье (Печорского моря и мурманский берег Баренцева моря), специальные суда для перевозки сжатого и сжиженного газа.

ExxonMobil и «Роснефть» остановят падение добычи на «Сахалине-1»

На двух месторождениях — Одопту и Чайво, входящих в проект «Сахалин-1», будет увеличена суточная добыча нефти. Еще одно месторождение — Аркутун-Даги, которое на пике будет давать около 4,5 млн т нефти, будет запущено в 2014 году. Впрочем, эксперты полагают, что это не спасет проект от падения производства.

Оператор проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegaz планирует повысить добычу нефти на месторождениях Одопту и Чайво, сообщил в пятницу в порту Восточный глава ExxonMobil Russia Гленн Уоллер. По его словам, месторождение Одопту «оказалось лучше, чем ожидалось», пояснив, что речь идет не о переоценке запасов, а об увеличении суточного производства. Конкретные цифры компания озвучит через полгода. На Чайво рост добычи будет не в разы, но он позволит компенсировать падение и «выйти на полку», добавил г-н Уоллер.

Производство нефти на «Сахалине-1» падает с 2009 года (см. таблицу). В 2011 году максимальная добыча на Одопту планировалась на уровне 35—36 тыс. барр. в сутки, по итогам года — 1,5 млн т. На Чайво эти показатели составляли 120—125 тыс. барр. в сутки (в 2010 году — 140 тыс. барр. в сутки) и 5,9 млн т соответственно.

Падение добычи на «Сахалине-1» еще возможно, но оно не будет таким сильным, как за последние три года, поэтому плановые показатели могут отличаться от полученных, отмечает аналитик ИК «Тройка Диалог» Валерий Нестеров.

Однако дополнительные объемы углеводородов даст месторождение Аркутун-Даги, которое будет запущено в 2014 году. На максимальный уровень добычи в 4,5 млн т оно выйдет к 2017 году. «Полка добычи продержится четыре-пять лет», — добавил Гленн Уоллер. В совокупности эти три месторождения должны обеспечить стабильную добычу углеводородов до 2055 года.

Буровая платформа «Беркут» для месторождения Аркутун-Даги, входящего в проект «Сахалин-1», будет готова через два года. В пятницу Exxon Neftrgaz объявила о завершении строительства основания гравитационного типа для нее, которое в начале июня из сухого дока в порту Восточный отбуксируют к месторождению. В 2013 году на основании будет установлена верхняя часть платформы (строительство ведется в Южной Корее). Она рассчитана на круглогодичную эксплуатацию в зоне сейсмической активности, способна выдерживать низкие температуры до минус 44 градусов, волны высотой до 18 м и ледовый покров толщиной до 2 м.

Платформа станет самой крупной морской нефтегазодобывающей платформой в России. Компания не стала озвучивать объем инвестиций в ее строительство. По оценке Валерия Нестерова, стоимость подобной платформы может составлять от 0,5—1 млрд долл. и выше в зависимости от географических широт, ледовых и других условий.

«Роснефти» и ExxonMobil потребуется еще не менее 15 морских платформ для совместных проектов в Карском море. «Я думаю, «Беркут» — это только первая платформа, у нас еще будут десятки других платформ. Мы будем учиться на этом опыте и пытаться повторить его в других проектах», — сказал Гленн Уоллер.

Проект «Сахалин-1» включает разработку трех месторождений. Их потенциальные запасы исчисляются в 307 млн т (2,3 млрд барр.) нефти и 485 млрд куб. м (17,1 трлн куб. футов) природного газа. Консорциум «Сахалин-1» включает в себя дочерние компании «Роснефти»: «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз — Шельф» (11,5%); японскую Sodeco (30%); индийскую ONGC (20%). Американской Exxon Neftegas Limited принадлежит 30% в проекте.

Таблица 2.

Добыча углеводородов по проекту «Сахалин-1 »

«Сахалин-1» представляет собой прекрасный пример получения как прямых, так и косвенных вы-

год для России от международно-го сотрудничества при освоении шельфовых месторождений.

— Прямые поступления за весь срок реализации «Сахалин-1» в виде налогов, роялти и доли государ-ства оцениваются в сумму свы-ше 50 млрд долларов США.

— С началом промышленного освоения в Фонд развития Сахалинской об-ласти поступили средства в размере 100 млн долларов США, и 60 млн долларов США запланировано в виде

бонусов с добычи углеводородов со всех месторождений «Сахалин-1».

— С 2005 года обеспечиваются ста-бильные поставки природного газа

потребителям Хабаровского края.

— Более 500 россиян работают непосредственно в компании ЭНЛ.

— Многие граждане России и жители о-ва Сахалин получили возможность обучения на международных кур-сах повышения квалификации для совершенствования знаний, умений и профессиональных навыков

— Компания ЭНЛ продолжает осущест-влять программы обучения и подготовки технических специалистов для работы на эксплутационных объектах компании.

— На начало 2009 года более 141 млн долларов США инвестировано в модернизацию больниц, клиник, дорог, мостов, портов и других объек-тов инфраструктуры.

— По состоянию на июнь 2009 года рос-сийским компаниям или совместным предприятиям с российским участием присуждены контракты на общую сумму свыше 6 млрд долларов США, что со-ставляет две трети от всех контрактов,

заключенных в рамках «Сахалин-1».

— С начала реализации проекта в бюд-жет Российской Федерации поступило более 2,2 млрд. долларов США в виде роялти и доли в добыче нефти и газа, включая более 514 млн. долларов США — в бюджет Сахалинской области.

Итогами работы в первом квартале 2013года нефтедобывающими предприятиями Сахалинской области стала добыча 4,1 млн. тонн нефти. Относительно прошлого года, за такой же период, этот показатель вырос почти на 3%. очти на 3%.

В 2012 году консорциум «Сахалин-1» предоставил 5 миллионов долларов США на создание Сахалинского технического нефтегазового института и оснащение его научно-технической лабораторией, закупку оборудования для лаборатории геологической и аналитической химии и разработку технических программ.С 1997 г. компания «ЭНЛ» активно участвует в различных благотворительных инициативах, финансируемых как от имени 25.12.12

Добыча нефти по проекту "Сахалин-1" перевалила отметку в 50 млн тонн.

Добыча нефти по проекту "Сахали-1" перевалила отметку в 50 млн тонн. Углеводороды этого проекта отгружаются из порта Де-Кастри Хабаровского края. С начала ввода в эксплуатацию в Де-Кастри в 2006 году нефтяного терминала порт обработал 550 танкеров-гигантов, объем отгруженной нефти составил 51 млн тонн, об этом сегодня сообщила пресс-служба американской компании "Эксон Нефтегаз Лимитед" /ЭНЛ/ - оператора проекта "Сахалин-1".

всех участников консорциума «Сахалин-1», так и корпорации «Эксон Мобил».

Запасы проекта "Сахалин-1", который включает месторождения Аркутун-Даги, Одопту и Чайво, оцениваются в 2,3 миллиарда баррелей нефти и 485 миллиардов кубометров газа. Основные запасы газа сконцентрированы на месторождении Чайво.

Участники активно добывают нефть, но так и не приступили к разработке газа, поскольку Exxon Neftegas не может договориться с "Газпромом" о его экспорте. В российской газовой монополии считают, что сырье должно отправляться на внутренний рынок. В то же время, "Газпром" является единственной компанией, которая по российскому законодательству имеет право экспортировать газ, поэтому без ее согласия Exxon не может вывезти топливо из России.

В конце 2010 года аудиторы Счетной палаты заявили, что Exxon пыталась снизить производственные показатели и завысить суммарные затраты на "Сахалине-1".

6.2. Реализация сахалинских нефтегазовых проектов способна развить экономику и энергетику отдаленных северных российских регионов