Круг оффшорных недропользователей следует расширить
Bконце ноября 2012 года вице-премьер Правительства России Аркадий Дворкович заявил, что «вопрос о круге компаний, имеющих право работать на российском шельфе, будет обсуждаться примерно до февраля 2013 года. Ряд компаний проявляют заинтересованность в том, чтобы включиться в эту работу. Пока еще окончательное решение не принято». Между тем решение проблемы расширения перечня недропользователей-инвесторов, допущенных к разработке российских шельфовых месторождений, в настоящее время представляется ключевой для обеспечения ускорения освоения прибрежных недр. Если ничего не менять, то при существующих темпах разведки и введения в промышленную разработку российских морских месторождений процесс этот по оценке Минприроды России может затянуться примерно на 150 лет.
На пути к коренной ломке действующего подхода к допуску компаний к работам на шельфе, когда к ним де-факто привлекаются только «Газпром» и «Роснефть» при младшем партнерстве сторонних компаний, имеется существенное препятствие. А именно позиция самих «Газпрома» и «Роснефти». В конце сентября 2012 года их главы – Алексей Миллер и Игорь Сечин – направили Президенту Российской Федерации Владимиру Путину письмо, в котором выразили озабоченность планами «либерализации доступа к освоению участков недр континентального шельфа в части допуска к его освоению частных компаний».
В этом письме указывается, что «недоработанные проекты нормативных правовых актов, предусматривающих корректировку положений статей 2.1 и 9 закона «О недрах» и расширяющие субъектный состав данных правоотношений путем допуска частных компаний, в том числе с иностранным участием, к процедурам получения лицензий на континентальном шельфе были внесены Минприроды в Правительство России».
В документе утверждается, что «с учетом текущей ситуации по разработке данного законопроекта, отсутствия единого мнения всех заинтересованных субъектов по ключевым для нефтегазовой отрасли вопросам его рассмотрение и принятие нанесут прямой ущерб компаниям «Газпром» и «Роснефть», а также их акционерам». Далее Алексей Миллер и Игорь Сечин попросили дать поручения по доработке законопроектных инициатив, «в том числе в целях исключения выявленных рисков корректировки действующего законодательства, ориентированных не на развитие шельфа, а на докапитализацию ряда частных компаний с иностранным капиталом».
Таким образом, негативная реакция госкомпаний на допущение конкурентов к разработке морских углеводородных запасов в письме выражена весьма недвусмысленно.
При этом многие эксперты нефтегазовой отрасли считают, что для «Газпрома» и «Роснефти» наиболее важны и перспективны проекты в Восточной Сибири и на полуострове Ямал, а оффшорные проекты отодвинуты на второй план. И работы на море в основном проводятся ими в целях повышения капитализации компаний.
Действительно, по состоянию на конец 2012 года наиболее крупные проекты по оффшорной добыче нефти и газа в России реализовались либо на Дальнем Востоке страны, на острове Сахалин, либо на Каспийском и Балтийском морях. И первую скрипку при воплощении этих добычных проектов в жизнь сыграли негосударственные компании – российский «ЛУКОЙЛ», а также его иностранные коллеги. Чтобы убедиться в этом, достаточно хотя бы просмотреть детальное описание дальневосточных проектов, приведенное в третьем томе отчета компании RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года».
Дальний Восток есть и будет лидером
В упомянутом отчете RPI отмечено, что шельф Дальнего Востока Российской Федерации — не самый богатый углеводородными ресурсами регион страны. По оценкам Министерства природных ресурсов России доля начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата дальневосточных морей не превышает 13% от суммарной величины ресурсов всего российского шельфа. По этому показателю недра Дальнего Востока уступают как шельфу южных российских морей, так и российскому сектору Арктики. Однако именно на Дальнем Востоке достигнуты в настоящее время наибольшие успехи в области добычи углеводородов среди других шельфовых регионов России.
В частности, у берегов острова Сахалин впервые в России началась промышленная разработка крупных морских месторождений нефти и газа – в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
Эти проекты еще с 90-х годов реализовывались при определяющем участии зарубежных нефтегазовых компаний. Позднее иностранные партнеры работали также над проектами «Сахалин-5» и на Западно-Камчатском шельфе.
В отчете на основе достаточно исчерпывающего анализа фактов сделан вывод, что интенсивная разведка и последующее освоение разведанных дальневосточных морских месторождений позволит удержать лидерство Дальнего Востока по объемам шельфовой добычи углеводородов по крайней мере в течение ближайших пяти-семи лет.
Этот вывод, вместе прогнозами объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также добычи на шельфе дальневосточных морей, основан на рассмотренных двух сценариях — оптимистичном (сценарий 1) и пессимистичном (сценарий 2).
Оба сценария учитывают наиболее значимые риски, которые имеют место в процессе освоения месторождений и разведки лицензионных участков на российском дальневосточном шельфе — в акваториях Берингова, Охотского и Японского морей. В отчете приняты во внимание следующие риски:
» неподтверждения прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке;
» отсутствия денежных средств для продолжения работ.
В отличие от северного российского шельфа, риск отсутствия необходимого технологического оборудования для освоения месторождений или разведки лицензионных участков в регионе ниже. Практика показывает, что при отсутствии, например, буровых установок, они арендуются и транспортируются даже из отдаленных районов, таких как Малайзия или Бразилия.
Все три перечисленных риска (неподтверждения прогнозов, отсутствия финансов и технологического оборудования) каждый по отдельности полностью блокируют процесс освоения месторождений. Поэтому в отчете они не были ранжированы по значимости.
Берингово море
Проекты
В настоящее время Берингово море остается частью слабо изученным или вообще неизученным районом, где только фрагментарно проводились сейсмические исследования. Начальные суммарные запасы шельфа Берингова моря составляют 1,1%-1,4% от суммарных морских геологических ресурсов России.
В акватории моря расположены лицензионные участки «Анадырь-1,2,3». До 2002 года геологические ресурсы нефти в пределах проекта «Анадырь-1» оценивались в пределах 320-560 млн т нефти. Бурение, проведенное на структуре Центральной (входит в «Анадырь-1»), которая рассматривалась как весьма перспективный объект с точки зрения наличия залежей углеводородов, не показало промышленных притоков нефти.
Геологические ресурсы в рамках проекта «Анадырь 2» не превышают 450 млн т нефтяного эквивалента. Однако в районе не проводилось разведочное бурение.
Геологические ресурсы проекта «Анадырь-3» находятся в пределах 255 млн т нефтяного эквивалента. Эта цифра также не подтверждена результатами разведочного бурения.
За последние несколько лет работ по разработке шельфа Берингова моря не проводилось.
Для Берингова моря в отчете RPI сделаны два прогноза (на основе сценариев 1 и 2 – см. выше), касающиеся главным образом процесса выдачи лицензий для разведки и добычи.
Для этого моря сценарий 1 предполагает, что участок «Анадырь-1» продолжает находиться в стадии разведки, и добыча углеводородов на его территории начинается уже за пределами 2020 года. Участки «Анадырь-2,3» передаются из нераспределенного фонда недропользователям. Это происходит в 2012-2015 годах. Недропользователи в 2018-2022 года проводят на участках разведочное бурение с положительными результатами.
Сценарий 2 (пессимистический) отличается от сценария 1 меньшим количеством скважин и объемов проходки в период до 2020 года. В Беринговом море на участке «Анадырь-1» разведочное бурение не подтверждает наличия промышленно значимых запасов углеводородов.
Участки «Анадырь-2,3» не передаются недропользователям, либо такая передача происходит после 2015-2016 годов, что отодвигает начало разведочного бурения на их территории на период после 2020 года.
Прогноз добычи углеводородов
В Беринговом море в рамках сценариев 1 и 2 добыча углеводородов в период до 2020 года, согласно прогнозу RPI, не начнется.
Прогноз бурения и потребности в платформах
По сценарию 1 в акватории моря будет пробурены четыре разведочные скважины, в сценарии 2 их количество сокращено до одной скважины. В связи с этим в этом районе в рамках сценария 1 спрос ограничится одной-двумя буровыми установками. Они будут работать на участках «Анадырь-1» и «Анадырь-2,3». По сценарию 2 понадобится одна буровая установка, предназначенная для бурения на участке «Анадырь-1».
Охотское море
Проекты
В наиболее продвинутом состоянии на Дальнем Востоке находятся проекты, разрабатываемые на условиях соглашений о разделе продукции (СРП) – «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Наряду с материковым Харьягинским месторождением, расположенным в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, они остались единственными объектами, эксплуатируемыми в России на условиях СРП.
В проект «Сахалин-1» входит разработка месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе острова Сахалин. Его реализация осуществляется международным консорциумом, состоящим из российских, индийских, японских и американских участников: «Эксон Нефтегаз Лимитед» (оператор проекта, доля участия — 30%), «Роснефти» (20%), японской SODECO (30%) и индийской государственная нефтяной компании ONGC (20%).
«Сахалин-1» -активно развивающийся проект. В сентябре 2012 года его оператор завершил установку основания гравитационного типа для новой морской платформы, которая будет работать на месторождении Аркутун-Даги, только подготавливаемом к разработке. В этот проект с начала разработки и до 2011 года включительно уже вложено около $11 млрд.
В проект «Сахалин-2» включено освоение двух нефтегазовых месторождений на северо-востоке сахалинского шельфа: Пильтун-Астохского (преимущественно нефтяного) и Лунского (преимущественно газового) . Оператор проекта — компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd., акционерами которой являются: «Газпром» ( 50% плюс 1 акция), Shell Sakhalin Holdings B.V. ( 27,5% минус 1 акция), Mitsui Sakhalin Holdings B.V. (12,5%), Diamond Gas Sakhalin (дочернее предприятие Mitsubish) — 10%). Причем именно иностранные компании в свое время инициировали начало работ по проекту. Общая стоимость проекта достигает $20 млрд, и без зарубежного партнерства изыскать такие средства было бы невозможно.
Хотя на сахалинском шельфе заметно представлены «Роснефть» и «Газпром», но темпы их работ не сопоставимы с уровнем развития проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
«Роснефть» имеет 20%-ную долю в проекте «Сахалин-1», располагает 74,9% долей в проекте освоения Венинского блока (часть проекта «Сахалин-3»), владеет 51%-ой долей в проекте «Сахалин-5», обладает лицензиями на освоение лицензионных блоков «Магадан-1,2,3», Лисянский и Кашеваровский участки, Лебединский участок и участок Астрахановское море-Некрасовский.
В конце августа 2012 года «Роснефть» и Statoil подписали акционерное и операционное соглашения для создания совместных предприятий по работе в частности на Лисянском, Кашеваровском участках и участке «Магадан-1». Доля российской компании в СП будет составлять 66,67%, Statoil — 33,33%. Statoil профинансирует 100% затрат на этапе разведки, который включает обязательное бурение поисковых скважин в 2016-2021 годах.
Почти одновременно с появлением на Сахалине Statoil другая иностранная компания –BP- вышла из совместного с «Роснефтью» проекта «Сахалин-5».
Геологоразведочные работы на Венинском участке («Сахалин-3») велись с конца 1960-х годов, с середины 90-х годов осуществлялась сейсморазведка. На основании интерпретации сейсмических материалов выявлено шесть перспективных структур на блоке.
Первая поисковая скважина на Южно-Айяшской структуре Венинского блока была пробурена «Роснефтью», испытана и ликвидирована в 2006 году. В 2008 году в результате бурения скважины Венинская-1 было открыто Северо-Венинское газоконденсатное месторождение. В 2009 году на Венинском участке была пробурена скважина Северо-Венинская-2, которая позволила более точно оценить запасы месторождения. В результате бурения скважины Венинская-3 было открыто небольшое нефтегазоконденсатное месторождение Нововенинское. Однако в 2010-2011 годах буровые и сейморазведочные работы на блоке «Роснефтью» были приостановлены.
«Газпром» с 2007 года стал обладателем 50% плюс одной акции в проекте «Сахалин-2». В июне 2009 года «Газфлот», дочерняя компания «Газпрома», получил лицензию на геологоразведку участка Западно-Камчатского шельфа. «Газпрому» принадлежат лицензии на три участка проекта «Сахалин-3»: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский и Киринское газоконденсатное месторождение (лицензия передана в 2008 году в соответствии с Распоряжением Правительства РФ).
Из всех перечисленных месторождений и участков первым будет введено в промышленную разработку Киринское месторождение. Однако начало промышленной добычи на нем перенесено с осени 2012 года на 2013 год, что уже вызвало озабоченность местных властей.
Перспективы Западно-Камчатского шельфа с точки зрения наличия на нем промышленно значимых запасов углеводородов с каждым годом становятся все более сомнительными.
В акватории Охотского моря также находятся нераспределенные участки «Сахалин-6,7», «Корякия-1,2», «Камчатский-1» и «Хабаровск-1,2», дальнейшую судьбу которых спрогнозировать весьма сложно.
Прогноз добычи углеводородов
В отчете RPI в сценарии 1 предполагается, что к 2020 году суммарная добыча нефти в Охотском море достигает 23,2 млн т в год, газа – 83,7 млрд куб. м. В его рамках добыча нефти и конденсата на шельфе Охотского моря в период до 2020 года будет производиться на месторождениях проекта «Сахалин-1», Пильтун- Астохском и Лунском месторождениях, Венинском блоке, Лисянском и Кашеваровском участках Хабаровского края.
Сценарий 1 предполагает, что добыча газа в период до 2020 года осуществляется на месторождениях проекта «Сахалин-1», Пильтун- Астохском и Лунском месторождениях, Венинском блоке, Восточно-Одоптинском, Аяшском и Киринском блоках, Лисянском и Кашеваровском участках Хабаровского края.
В рамках сценария 2 максимальный объем добычи нефти в Охотском море в 2012-2020 годах стабилизируется на уровне в 15,7 млн т в год. Суммарный объем добычи газа в 2012-2020 годах выходит на плато 28-30 млрд куб. м. В 2013 году за счет Киринского месторождения добыча увеличивается до 29,5 млрд. куб. м в год.
По сценарию 2 добыча нефти и конденсата в Охотском море до 2018-2020 года будет осуществляться на шельфе острова Сахалин на месторождениях проекта «Сахалин-1», Пильтун-Астохском и Лунском месторождениях. Сценарий 2 для добычи газа на шельфе Охотского моря сводится к тому, что в стадию промышленного освоения вводятся месторождения проекта «Сахалин-1», Пильтун- Астохское и Лунское месторождения, а также Киринский блок.
Прогноз бурения и потребности в платформах
В сценарии 1 RPI прогнозирует, что к 2020 году в Охотском море в сумме будет пробурено 105 эксплуатационных и 42 разведочных скважин. В сценарии 2 их количество сокращено соответственно до 24 и 42 соответственно.
В сценарии 1 в Охотском море будет наблюдаться спрос на буровые установки, колеблющийся от года к году. Максимальная одновременная потребность в буровых установках в период до 2020 года не превысит 6-8 установок.
В сценарии 1 на шельфе Охотского моря в 2012-2020 годах потребность в добычных платформах ограничится 10-11 единицами. Причем четыре единицы из этого количества уже работают (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2»). Еще одна (для месторождения Аркутун-Даги – «Сахалин-1») находится в стадии монтажа. Остальной спрос на платформы будет приходиться на период после 2020 года.
В Охотском море в рамках сценария 2 в течение 2012-2020 годов потребность в буровых установках для разведочного бурения колеблется год от года, но в среднем она не возрастет к 2020 году.
Максимальная годовая потребность в буровых установках не превысит при этом четырех единиц. Потребность в добычных платформах в сценарии 2 составит пять единиц, четыре их которых уже работают и еще одна строится для освоения месторождения Аркутун-Даги.
Японское море
Проекты
Японское море является слабо изученной акваторией России. Начальные суммарные ресурсы углеводородов составляют 0,7% всех шельфовых ресурсов России.
В акватории Японского моря наиболее перспективным районом в отношении наличия залежей углеводородов считается Татарский пролив. По состоянию на 2007 год в рамках проектов «Сахалин-8,9» выявлено 30 структур, среди которых пять крупных с прогнозными извлекаемыми ресурсами в 367 млн т нефти и 348 млрд куб. м газа. В пределах площади «Сахалин-9» в 2006 году открыто Изыльметьевское газовое месторождение с извлекаемыми запасами в 3,7 млрд куб. м газа.
Тем не менее, необходимо отметить, что 10 из 12 пробуренных на территории блоков «Сахалин-8,9» разведочных скважин не показали промышленных притоков углеводородов. Запасы газа по данным Министерства природных ресурсов Российской Федерации составляют 4,6 млрд. куб. м, все эти блоки находятся в нераспределенном фонде, запасы нефти не подтверждены.
Прогноз добычи углеводородов
В отчете RPI прогнозируется, что добыча в Японском море при любом сценарии в период до 2020 года не начнется.
Прогноз бурения и потребности в платформах
Специалистами компании сделан прогноз, что при оптимистичном сценарии в Японском море в период до 2020 года будет пробурены четыре разведочных скважины, а при пессимистичном сценарии бурения в этой акватории проводится не будет.
В сценарии 1 в Японском море предполагается наличие одной-двух буровых установок. Потребности в добычных платформах не предвидится.
Заключение
Приведенные выше извлечения из третьего тома отчета RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года», логически приводят к заключению, что реализация добычных проектов на российском шельфе практически не возможно без широкого привлечения широкого круга как российских, так и зарубежных нефтегазовых компаний на равноправных условиях с «Роснефтью» и «Газпромом». Во всяком случае об этом говорит весь опыт прошедших десятилетий, когда крупнейшие месторождения были освоены только при недискриминационном участии известных российских и иностранных компаний. Расширение перечня недропользователей позволит резко увеличить столь необходимый поток инвестиций в разработку оффшорных месторождений, а также привлечь самые современные мировые технологии. Без этой решительной и принципиальной смены подходов к разработке морских запасов углеводородов России не избежать обвального падения объемов добычи нефти и газа уже сразу за пределами 2020 года и последующей цепной негативной реакции всей экономики страны на деградацию базовой отрасли промышленности.
