Технологические аспекты разработки российского

Континентального шельфа

Высокие цены на нефть, сложившиеся к этому времени, открывают перед арктическими шельфовыми проектами неплохие перспективы, особенно с учетом технологического прогресса, наблюдавшегося в последние годы (рис. 16).

Рисунок 16 - Технологический прогресс в разведке и разработке месторождений нефти и газа за 50 лет работ в условиях арктического шельфа

Не омрачает эти перспективы то, что освоение арктического шельфа сопряжено с целым рядом природно-климатических, технологических, экологических, экономических и других проблем. Работа здесь крайне сложна, требует и серьезных финансовых затрат, и уникальных технологических решений.[2]

По оценкам специалистов РН-СахалинНИПИморнефть, на сегодня отсутствуют технологии для разработки 90% нефтегазовых площадей арктического шельфа, равно как и технологии ликвидации экологического ущерба, связанного с возможными утечками нефти и газа.

Этот же вывод подтверждает и проф. Ю.П. Ампилов: «Для большинства обширных арктических акваторий, включающих такие моря, как Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское, в мировой практике отсутствуют апробированные технологические решения для морской добычи».

Крайне велики экологические риски, связанные с освоением подводных месторождений углеводородов. Необходимо также учитывать и более отдаленные, но не менее значимые риски освоения Арктики, связанные с глобальным потеплением климата и широким распространением на арктическом шельфе скоплений газогидратов.

Тем не менее, на геологическое изучение и последующее освоение огромных территорий арктического шельфа были выданы лицензии, в том числе и в России. Таким образом, освоение арктического шельфа прочно вошло в число приоритетов перспективного развития мировой нефтегазовой отрасли. Причем, по медианной величине издержек производства, по оценкам МЭА, арктические проекты выигрывали по сравнению с проектами освоения нефтяных песков, сверхтяжелой нефти и битумов, нефти глубоководного шельфа и тем более получения синтетического жидкого топлива из природного газа и угля.

От низких же цен на нефть несколько лет назад в 1^ю очередь пострадали проекты, связанные с разработкой глубоководных месторождений и арктического шельфа.

Причины этого достаточно понятны. Существуют широко известные проблемы, как хрупкость природы в Арктике и ее роль в формировании глобального климата, риски для Арктики от нефтегазовых проектов, другие природно-климатические, технологические, экологические и экономические проблемы освоения нефтегазовых ресурсов арктического шельфа, которые делают этот процесс весьма затратным.

Реакция на падение цен на нефть со стороны ее производителей была вполне ожидаемой. Это и отказ от новых дорогостоящих проектов, и совершенствование технологий в целях снижения издержек производства. В частности, в апстриме, это, в первую очередь, проекты по освоению глубоководных и арктических ресурсов традиционных углеводородов, и нефтеносных песчаников. Так, по оценкам норвежской консалтинговой компании Rystad Energy, опубликованным в январе 2016 г, с начала нефтяного кризиса аннулированы или отложены 63 нефтегазовых проекта по всему миру более чем на 230 млрд долл США.

Близкие цифры приводят также аналитики Wood Mackenzie, которые прогнозируют снижение инвестиций в нефтегазовую сферу по всему миру по итогам периода с 2014 по 2016 г на 40%.

В 2016 г, по оценке инвестбанка Morgan Stanley, который проанализировал заявления 121 энергетической компании с прогнозами по инвестициям, они собирались уменьшить инвестиции еще на 25%.

Аналитики Goldman Sachs, идентифицировав 61 новый проект, отметили, что если цены на нефть останутся на низком уровне, инвестиции могут сократиться к 2020 г более чем 2 раза.

Сократили в 2015-2016 гг свои инвестиции (в долларовом исчислении) и российские компании.

Что касается собственно арктического шельфа, то в сентябре 2015 г Shell заявил о прекращении геологоразведочных и буровых работ на шельфе Аляски и свертывания своей Арктической программы стоимостью в 7 млрд долл США. О приостановке работ на арктическом шельфе Северной Америки заявили в 2015 г и другие крупнейшие компании - ExxonMobil, Chevron и BP. Итальянская Eni вновь перенесла сроки ввода нефтяной платформы на норвежском месторождении Гольят в Баренцевом море. Норвежская Statoil 28 октября 2015 г заявила, что отложила дату запуска крупнейшего проекта по освоению месторождения Mariner, инвестиции в которое составляют более 7 млрд долл США, а в ноябре объявила об отказе от работ на 16 участках в Чукотском море. В январе 2015 г Statoil, Dong Energy (Дания) и GDF Suez (Франция) вернули большинство своих разведочных лицензий на арктическом шельфе Гренландии (море Баффина).[6]

И, наконец, бессрочный запрет на новое бурение и добычу нефти и газа на арктическом шельфе США наложил Б. Обама за месяц до окончания своих президентских полномочий. Одновременно аналогичный запрет ввела и Канада.

Таким образом, в условиях низких цен на энергоресурсы произошла глубокая заморозка планов освоения арктического шельфа, который практически полностью выпадает из системы приоритетов мирового развития нефтегазовой отрасли.

Для эффективной разработки углеводородных ресурсов на шельфе Арктики нужны или высокие цены на нефть, или новые, прорывные технологии и технические решения, обеспечивающие существенное снижение издержек производства. Свою роль могут сыграть и шаги соответствующих государств по созданию условий рентабельной разработки шельфа Арктики.

В 2015 - 2016 гг действительно цены были низкими, но сегодня, благодаря соглашению России со странами ОПЕК, цены существенно выросли и составляют 75-80 $ за баррель и они являются комфортными как для российской экономики в целом, так и для освоения шельфовых месторождений. Но лучшим и надежным решением является, не смотря на цены на нефть, непрерывно работать по созданию новых технологий и технических средств.

Для разработки шельфовых месторождений нужен опыт, и в каком-то объеме он у российских компаний, разумеется, есть. Этот опыт, особенно сахалинский, где добыча ведется уже десятилетия (исторически освоение российского шельфа началось на Сахалине в 1975 году), пригодится при освоении арктического шельфа. Субарктические условия Охотского моря достаточно сложны для работы, и международные компании позиционируют свои сахалинские проекты как одни из наиболее высокотехнологичных активов. Но, как указывают нефтяники, широко распространенного опыта добычи нефти в Арктике просто нет. Между условиями ведения работ на шельфе Дальнего Востока, где опыта накоплено достаточно, и в Арктике существуют заметные различия, а потому нужны особые технологические решения, и аналогов им в мировой практике не существует. Наряду со сложными природно-климатическими условиями это является одним из факторов, из-за которых освоение месторождений арктического шельфа мероприятие не просто высокозатратное, но и высокорискованное. При этом действующая редакция закона о недрах фактически ограничивает круг основных недропользователей двумя государственными компаниями — «Газпромом» и «Роснефтью». Однако реализовывать сложные проекты все равно удобнее в кооперации с другими компаниями. В последние месяцы «Роснефть», обладающая лицензиями на целый ряд участков на континентальном шельфе, подписала стратегические соглашения об их освоении с американской ExxonMobil (участки в Карском и Черном морях), итальянской Eni (Черное и Баренцево моря) и нор- вежской Statoil (Охотское и Баренцево моря). Согласно этим договоренностям, иностранные партнеры получают треть в создаваемых совместных предприятиях (это максимально возможная доля, учитывая положения закона о недрах, которые лимитируют участие частных компаний в шельфовых проектах). Взамен иностранные партнеры финансируют геологоразведку и предоставляют «Роснефти» право купить долю в их зарубежных проектах. Подключая к своим проектам крупные международные компании, «Роснефть» решает сразу несколько задач: разделяет риски, привлекает инвестиции в геологоразведку и разработку месторождений, получает доступ к последним разработкам в технике и технологиях добычи нефти. Поиски технологий Отсутствие необходимых технологий, опыта и кадров сыграло, по мнению аналитиков, решающую роль в формировании партнерства «Роснефти» с западными компаниями. Не случайно, к примеру, частью соглашения «Роснефти» с ExxonMobil является программа обмена техническими и управленческими кадрами. Предполагается, что она затронет специалистов во многих областях: геологов, геофизиков, технологов по разработке пластов, специалистов по финансам, логистике, безопасности, охране труда, экологии и регулированию отрасли. Стоит заметить, каждая компания-партнер имеет свой уникальный опыт разработки месторождений — как на суше, так и на шельфе северных морей. ExxonMobil, Eni и Statoil владеют собственными разработками для каждой стадии освоения месторождений шельфа, оригинальными технологиями разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. И это отчасти (помимо сугубо финансовых соображений) объясняет, почему для «Роснефти» не имело смысла ограничиваться каким-то одним вариантом сотрудничества.

Все проекты «Роснефти» технологически сложны, характеристики лицензионных участков подтверждают эту оценку — так, для Восточно-Приновоземельских участков, освоение которых предполагается вести вместе с ExxonMobil, характерна непростая ледовая обстановка (ледовый период продолжается 270–300 дней в году). При этом высокая экологическая чувствительность региона диктует более строгие требования к безопасности проведения работ. Месторождения на Черном море тоже легкой жизни не обещают: участки шельфа, лицензии на которые принадлежат «Роснефти», отличаются большими глубинами и наличием агрессивной среды, содержащей сероводород. На Туапсинском блоке глубины составляют от 40 до 2 тыс. м, а на соседнем Западно-Черноморском участке, куда приглашена в качестве партнера итальянская Eni, — от 600 до 2,25 тыс. м. Впрочем, ExxonMobil на судьбу совсем не сетует: в компании говорят, что шельфы Карского и Черного морей «являются одними из наиболее перспективных и наименее изученных в мире с большой вероятностью нахождения на них запасов нефти и газа». «Как и в случае с проектом «Сахалин-1», успех данного предприятия связан с разработкой высокоэффективных технологий и процессов. В рамках этой работы нами будет создан Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок, который будет оказывать поддержку в создании новых технологических решений, необходимых для разработки этих ресурсов. Создаваемые нами совместно с «Роснефтью» технологии и процессы позволят открыть новые рубежи в разработке и производстве энергоресурсов»,— заявили BG в американской компании. Упрек отечественному производителю. Если бы речь шла просто о покупке готовых технологий, ситуация могла бы выглядеть иначе. Купить какие-то технологии, конечно, можно, но, возражают нефтяники, «что потом с ними делать?» Для разработки месторождений нужны еще и техника, и расходные материалы для этих технологий, так что «Роснефти» пришлось бы организовать «натуральное хозяйство», в котором все нужное для добычи должно было бы производиться самостоятельно. Если же следовать логике разделения труда, то следует помнить, что «Роснефть», подчеркивают в компании, занимается прежде всего нефтедобычей, а для геолого- разведочных работ, инженерно-геологических изысканий, бурения и обустройства месторождений привлекает высококвалифицированных подрядчиков, имеющих необходимое современное оборудование и практический опыт ведения таких работ. И если для этого требуется специальная техника — это забота подрядчиков. Пример, который приводят специалисты «Роснефти»,— организация разработки месторождений на принципах интеллектуального месторождения. «Не могу назвать российские компании, выпускающие оборудование для управления потоками скважинной жидкости на забое скважин, оборудование, которое может быть смонтировано на глубинах морей, приспособленное к работе в условиях низких температур или агрессивной окружающей среды»,— заметил один из собеседников BG. Хотя, конечно, подобная критика не может радовать тех, кто считает, что разработка арктического шельфа должна вестись с использованием отечественного оборудования. Такую точку зрения, к примеру, высказывал на недавнем круглом столе в Торгово-промышленной палате Российской Федерации президент Союза производителей нефтегазового оборудования Александр Романихин. По его мнению, освоение шельфа необходимо вести на условиях соглашений о разделе продукции (СРП) хотя бы потому, что СРП предусматривают поставку не менее 70% оборудования и работ отечественными компаниями. Стабильность в хорошем смысле Главным аргументом в пользу освоения шельфа на условиях СРП, выдвигавшимся ранее участниками рынка, являлось то, что соглашения о разделе продукции были фактически единственным способом гарантировать стабильность налогового режима — как правило, на весь срок жизни проекта. Правда, режим СРП формирует стабильные правила игры не только в части налогообложения, поэтому учитывать объективные изменения макроэкономических условий становится сложнее и стабильность режима СРП может быть как достоинством, так и недостатком (особенно это касается шельфовых проектов, разведка и добыча по которым может длиться до полувека), предупреждают в «Роснефти». С другой стороны, иногда лучше застраховаться от ухудшения внешних условий, чем надеяться на то, что они могут улучшиться. В то же время с точки зрения государственного регулирования СРП приносят только сложности — хотя бы уже потому, что к каждому месторождению приходится подходить со своей меркой. Наличие единых фискальных условий для всех шельфовых проектов государству представляется более рациональным. Решение об условиях разработки месторождений на шельфе, предложенное правительством весной, в значительной мере устраивает обе стороны. «Новый налоговый режим предполагает полный отказ от экспортных пошлин и налога на имущество, введение ставок на добычу в размере 5–30% в зависимости от сложности условий разработки. Принципиально, что законодательно будет закреплена неизменность налоговых условий на срок до 15 лет от момента начала разработки месторождений»,— объяснял суть принятого пакета мер Игорь Сечин (тогда заместитель председателя правительства). В иных условиях работа на шельфе была бы просто нерентабельна. Но новые налоговые нормы в сочетании с гарантией стабильности налоговых требований, как говорят в ExxonMobil, «будут достаточным условием для того, чтобы позволить начать разработку этих ресурсов». Другой партнер «Роснефти», компания Statoil, также подчеркивает значение принятых решений. «Нефтегазовый бизнес — это бизнес с долгосрочными перспективами, и для него нужны стабильные налоговые и нормативно- правовые рамки. Улучшения в этой сфере, о которых было заявлено в этом году правительством, будут иметь критически важное значение для успешной реализации нашего партнерства»,— заявили BG в компании. Эти изменения, с одной стороны, позволяют инвестору рассчитывать на коммерческую привлекательность в случае успешности геологоразведки, с другой — формулируются таким образом, что воспользоваться льготными шельфовыми налогами в полной мере можно только при эффективной организации работ. Необоснованное затягивание геологоразведки будет негативно сказываться на экономике проектов. В «Роснефти» считают, что изменений одних только налоговых норм недостаточно — нужна комплексная оптимизация законодательства, в частности в области таможенного и пограничного контроля при ведении работ на шельфе (компания уже выдвигала ряд инициатив в этом направлении). О необходимости совершенствовать правовое поле говорят и в ExxonMobil. «Передовые технологии строительства, бурения и добычи имеют ключевое значение для успешной разработки углеводородного сырья в тяжелых условиях Арктики. В связи с этим важно, чтобы нормативно-правовая база России не препятствовала применению новых технологий, у которых еще, возможно, нет утвержденных норм эксплуатации»,— подчеркивают в американской компании.

Для разработки шельфовых месторождений нужен опыт, и в каком-то объеме он у российских компаний, разумеется, есть. Этот опыт, особенно сахалинский, где добыча ведется уже десятилетия (исторически освоение российского шельфа началось на Сахалине в 1975 году), пригодится при освоении арктического шельфа. Субарктические условия Охотского моря достаточно сложны для работы, и международные компании позиционируют свои сахалинские проекты как одни из наиболее высокотехнологичных активов. Но, как указывают нефтяники, широко распространенного опыта добычи нефти в Арктике просто нет. Между условиями ведения работ на шельфе Дальнего Востока, где опыта накоплено достаточно, и в Арктике существуют заметные различия, а потому нужны особые технологические решения, и аналогов им в мировой практике не существует. Наряду со сложными природно-климатическими условиями это является одним из факторов, из-за которых освоение месторождений арктического шельфа мероприятие не просто высокозатратное, но и высокорискованное. При этом действующая редакция закона о недрах фактически ограничивает круг основных недропользователей двумя государственными компаниями — «Газпромом» и «Роснефтью». Однако реализовывать сложные проекты все равно удобнее в кооперации с другими компаниями. В последние месяцы «Роснефть», обладающая лицензиями на целый ряд участков на континентальном шельфе, подписала стратегические соглашения об их освоении с американской ExxonMobil (участки в Карском и Черном морях), итальянской Eni (Черное и Баренцево моря) и нор- вежской Statoil (Охотское и Баренцево моря). Согласно этим договоренностям, иностранные партнеры получают треть в создаваемых совместных предприятиях (это максимально возможная доля, учитывая положения закона о недрах, которые лимитируют участие частных компаний в шельфовых проектах). Взамен иностранные партнеры финансируют геологоразведку и предоставляют «Роснефти» право купить долю в их зарубежных проектах. Подключая к своим проектам крупные международные компании, «Роснефть» решает сразу несколько задач: разделяет риски, привлекает инвестиции в геологоразведку и разработку месторождений, получает доступ к последним разработкам в технике и технологиях добычи нефти. Поиски технологий Отсутствие необходимых технологий, опыта и кадров сыграло, по мнению аналитиков, решающую роль в формировании партнерства «Роснефти» с западными компаниями. Не случайно, к примеру, частью соглашения «Роснефти» с ExxonMobil является программа обмена техническими и управленческими кадрами. Предполагается, что она затронет специалистов во многих областях: геологов, геофизиков, технологов по разработке пластов, специалистов по финансам, логистике, безопасности, охране труда, экологии и регулированию отрасли. Стоит заметить, каждая компания-партнер имеет свой уникальный опыт разработки месторождений — как на суше, так и на шельфе северных морей. ExxonMobil, Eni и Statoil владеют собственными разработками для каждой стадии освоения месторождений шельфа, оригинальными технологиями разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. И это отчасти (помимо сугубо финансовых соображений) объясняет, почему для «Роснефти» не имело смысла ограничиваться каким-то одним вариантом сотрудничества.

Все проекты «Роснефти» технологически сложны, характеристики лицензионных участков подтверждают эту оценку — так, для Восточно-Приновоземельских участков, освоение которых предполагается вести вместе с ExxonMobil, характерна непростая ледовая обстановка (ледовый период продолжается 270–300 дней в году). При этом высокая экологическая чувствительность региона диктует более строгие требования к безопасности проведения работ. Месторождения на Черном море тоже легкой жизни не обещают: участки шельфа, лицензии на которые принадлежат «Роснефти», отличаются большими глубинами и наличием агрессивной среды, содержащей сероводород. На Туапсинском блоке глубины составляют от 40 до 2 тыс. м, а на соседнем Западно-Черноморском участке, куда приглашена в качестве партнера итальянская Eni, — от 600 до 2,25 тыс. м. Впрочем, ExxonMobil на судьбу совсем не сетует: в компании говорят, что шельфы Карского и Черного морей «являются одними из наиболее перспективных и наименее изученных в мире с большой вероятностью нахождения на них запасов нефти и газа». «Как и в случае с проектом «Сахалин-1», успех данного предприятия связан с разработкой высокоэффективных технологий и процессов. В рамках этой работы нами будет создан Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок, который будет оказывать поддержку в создании новых технологических решений, необходимых для разработки этих ресурсов. Создаваемые нами совместно с «Роснефтью» технологии и процессы позволят открыть новые рубежи в разработке и производстве энергоресурсов»,— заявили BG в американской компании. Упрек отечественному производителю. Если бы речь шла просто о покупке готовых технологий, ситуация могла бы выглядеть иначе. Купить какие-то технологии, конечно, можно, но, возражают нефтяники, «что потом с ними делать?» Для разработки месторождений нужны еще и техника, и расходные материалы для этих технологий, так что «Роснефти» пришлось бы организовать «натуральное хозяйство», в котором все нужное для добычи должно было бы производиться самостоятельно. Если же следовать логике разделения труда, то следует помнить, что «Роснефть», подчеркивают в компании, занимается прежде всего нефтедобычей, а для геолого- разведочных работ, инженерно-геологических изысканий, бурения и обустройства месторождений привлекает высококвалифицированных подрядчиков, имеющих необходимое современное оборудование и практический опыт ведения таких работ. И если для этого требуется специальная техника — это забота подрядчиков. Пример, который приводят специалисты «Роснефти»,— организация разработки месторождений на принципах интеллектуального месторождения. «Не могу назвать российские компании, выпускающие оборудование для управления потоками скважинной жидкости на забое скважин, оборудование, которое может быть смонтировано на глубинах морей, приспособленное к работе в условиях низких температур или агрессивной окружающей среды»,— заметил один из собеседников BG. Хотя, конечно, подобная критика не может радовать тех, кто считает, что разработка арктического шельфа должна вестись с использованием отечественного оборудования. Такую точку зрения, к примеру, высказывал на недавнем круглом столе в Торгово-промышленной палате Российской Федерации президент Союза производителей нефтегазового оборудования Александр Романихин. По его мнению, освоение шельфа необходимо вести на условиях соглашений о разделе продукции (СРП) хотя бы потому, что СРП предусматривают поставку не менее 70% оборудования и работ отечественными компаниями. Стабильность в хорошем смысле Главным аргументом в пользу освоения шельфа на условиях СРП, выдвигавшимся ранее участниками рынка, являлось то, что соглашения о разделе продукции были фактически единственным способом гарантировать стабильность налогового режима — как правило, на весь срок жизни проекта. Правда, режим СРП формирует стабильные правила игры не только в части налогообложения, поэтому учитывать объективные изменения макроэкономических условий становится сложнее и стабильность режима СРП может быть как достоинством, так и недостатком (особенно это касается шельфовых проектов, разведка и добыча по которым может длиться до полувека), предупреждают в «Роснефти». С другой стороны, иногда лучше застраховаться от ухудшения внешних условий, чем надеяться на то, что они могут улучшиться. В то же время с точки зрения государственного регулирования СРП приносят только сложности — хотя бы уже потому, что к каждому месторождению приходится подходить со своей меркой. Наличие единых фискальных условий для всех шельфовых проектов государству представляется более рациональным. Решение об условиях разработки месторождений на шельфе, предложенное правительством весной, в значительной мере устраивает обе стороны. «Новый налоговый режим предполагает полный отказ от экспортных пошлин и налога на имущество, введение ставок на добычу в размере 5–30% в зависимости от сложности условий разработки. Принципиально, что законодательно будет закреплена неизменность налоговых условий на срок до 15 лет от момента начала разработки месторождений»,— объяснял суть принятого пакета мер Игорь Сечин (тогда заместитель председателя правительства). В иных условиях работа на шельфе была бы просто нерентабельна. Но новые налоговые нормы в сочетании с гарантией стабильности налоговых требований, как говорят в ExxonMobil, «будут достаточным условием для того, чтобы позволить начать разработку этих ресурсов». Другой партнер «Роснефти», компания Statoil, также подчеркивает значение принятых решений. «Нефтегазовый бизнес — это бизнес с долгосрочными перспективами, и для него нужны стабильные налоговые и нормативно- правовые рамки. Улучшения в этой сфере, о которых было заявлено в этом году правительством, будут иметь критически важное значение для успешной реализации нашего партнерства»,— заявили BG в компании. Эти изменения, с одной стороны, позволяют инвестору рассчитывать на коммерческую привлекательность в случае успешности геологоразведки, с другой — формулируются таким образом, что воспользоваться льготными шельфовыми налогами в полной мере можно только при эффективной организации работ. Необоснованное затягивание геологоразведки будет негативно сказываться на экономике проектов. В «Роснефти» считают, что изменений одних только налоговых норм недостаточно — нужна комплексная оптимизация законодательства, в частности в области таможенного и пограничного контроля при ведении работ на шельфе (компания уже выдвигала ряд инициатив в этом направлении). О необходимости совершенствовать правовое поле говорят и в ExxonMobil. «Передовые технологии строительства, бурения и добычи имеют ключевое значение для успешной разработки углеводородного сырья в тяжелых условиях Арктики. В связи с этим важно, чтобы нормативно-правовая база России не препятствовала применению новых технологий, у которых еще, возможно, нет утвержденных норм эксплуатации»,— подчеркивают в американской компании.