Единственным действующим в РФ проектом по добыче углеводородов на шельфе Арктики является Приразломное месторождение (глубина моря 19-20 м), первая партия нефти с которого была отгружена в 2014 году.
Добыча нефти на месторождении за последние годы составляет около 3,2 млн тонн в год. По данным ЦДУ ТЭК в 2021 году в РФ добыто 524 млн тонн.
Юрхаровское газоконденсатное месторождение формально также находится на шельфе Тазовской губы, но это, скорее, устье реки, средняя глубина – 4 м.
Из ближайших планов «Газпрома» по освоению Арктического шельфа – в 2025 году – запуск месторождение Каменномысское-море в Обской губе Карского моря, также устье реки, глубина – 11-17 м.
Неудачный проект
Самым ярким и неудачным примером освоения шельфа Арктики является Штокмановское газоконденсатное месторождение (ШГКМ).
Глубина моря в районе месторождения колеблется от 320 до 340 м.
Бурение первой поисковой скважины глубиной 3153 м было произведено еще в 1988 году, в начале 90-х проект ШКГМ декларировался как альтернатива проекту Troll, который был успешно запущен Норвегией в 1996 году, но так и остался не реализованным. В 2021 году «Газпром» сообщил, что реализация проекта может начаться в 2029 году (по данным Газпрома, запасы месторождения по категории С1 — 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата — Caspian Barrel). Минэнерго РФ считает возможным реализацию СПГ-проекта на базе ШГКМ к 2035 г.
Факторы, влияющие на темпы и масштабы освоения арктического шельфа
Геологический фактор. Одной из проблем Арктического шельфа является его недостаточная изученность, как сейсморазведкой, так и поисковым бурением (за исключением отдельных участков). По экспертным оценкам, разведанность нефтяной ресурсной базы арктического шельфа составляет всего около 10 %, газовой – порядка 20 %. Большинство открытых месторождений нуждаются в доразведке.
Технологический фактор. Российские технологии для освоения шельфа на сегодня практически отсутствуют, а проверенных технических решений, связанных с добычей углеводородов на глубинах моря более 50 м в условиях сложной ледовой обстановки, не существует даже в мировой практике. Прорабатываются отдельные элементы технических решений для подобных условий, однако не ясны ни сроки их реализации, ни степень полноты и комплексности требуемых решений. Для справки: расходы на НИОКР «Газпрома» в 2020 году составили 21,4 млрд рублей, столько же, сколько за 2 предыдущих года вместе взятых, однако это примерно в 10 раньше меньше, чем у Норвежского Equinor (Statoil).
Транспортный фактор. Вариант танкерной вывозки продукции в условиях сложной ледовой обстановки требует строительства специализированного флота нефтеналивных или СПГ-танкеров ледового класса. Флот таких танкеров может исчисляться десятками единиц. В России такие суда ранее не производились, только в 2020 году ССК «Звезда» стала первой в стране верфью с международной лицензией на строительство СПГ-газовозов с мембранной системой хранения.
Экологический фактор. Ликвидация последствий аварии 2010 года на глубоководной платформе Deepwater Horizon стоила корпорации British Petroleum десятки миллиардов долларов. Отдельно можно отметить, что на сегодня в мире не существует эффективных технологий устранения аварийных разливов нефти или выбросов газа в условиях ледовой обстановки.
Экономический фактор. Из открытых на арктическом шельфе месторождений лишь половина соответствует принятому условию рентабельности 10%. Невысокие цены на углеводороды также не способствуют окупаемости возможных проектов.
Таким образом, в настоящее время освоение арктического шельфа находится на подготовительном этапе, на большинстве шельфовых участков ведутся лишь геологические изыскания. Решение прочих вопросов требует годы научных изысканий и практических решений. Ближайшие десять лет не стоит ждать значительных сдвигов в освоении арктического шельфа.
Александр Баврин, аналитик Института региональной экспертизы – специально для Telegram-канала СевМорПуть
