Оценка геоэкономических условий и инновационных возможностей освоения

углеводородных месторождений арктического шельфа РФ1

Селин В.С., Цукерман В.А.

Институт экономических проблем Кольского научного центра РАН

Новые тенденции в позицирование государств и компаний на арктическом шельфе

связано с ожидаемым в ближайшие 15 лет крупномасштабным освоением месторождений

углеводородного сырья. Однако расстановка сил и приоритетов здесь достаточно противоречива, в том числе в связи с отсутствием признанных мировым сообществом подходов к демаркации шельфовых границ.

Собственно, в настоящее время нет даже научно обоснованных методических подходов к определению границ мировой Арктики на суше, несмотря на большое число авторитетных международных организаций, занимающихся арктическими проблемами, статус, структура, состав участников и направления деятельности которых приведены в приложении к настоящей статье. Единственный доступный документ, в котором авторы нашли попытку систематизировать подходы к выделению зоны Арктики – это программа ООН "Арктика", разрабатывавшаяся в 1995 году с активным привлечением российский участников, в том числе Института экономических проблем Кольского научного центра РАН. В ней выделялись три основных варианта:

природно-климатический – по южной границе зоны тундры;

географический – по Северному полярному кругу (66°33 северной широты);

демографический – по плотности населения (менее 1 чел./км2) в принятых на национальном уровне границах арктических территорий.

За исключением второго подхода остальные имеют определенную долю условности, так как граница зоны тундры достаточно подвижна, особенно в периоды циклического или глобального потепления (похолодания). Что касается демографического фактора, то он тоже имеет очень высокий уровень колеблемости. Так, в российской Арктике довольно высокая плотность населения на Кольском полуострове, на Таймыре (с учетом г.Норильска) и Чукотке. Впрочем, известно, что не менее неравномерно распределено население и на планетарной суше в целом: на 7% территории проживает 70% человечества.

Поэтому для общих сравнений наиболее приемлемым является все-таки географический подход, в соответствии с которым площадь мировой Арктики составляет млн км2, в том числе 8 млн км2 - суша. При численности населения около 1.5 млн чел.

средняя плотность его составляет 0.2 чел/км2. Однако, если взять границы нашей арктической зоны, определенные еще решением государственной комиссии при Совете Министров СССР по делам Арктики от 24.04.1989 г., то указанная выше численность населения уменьшится, так как в принятых административных границах не будет учтено большинство крупных городов Мурманской области, расположенных за Северным полярным кругом. Но зато добавится полностью Ямало-Ненецкий автономный округ, подавляющее большинство населения которого проживает южнее Полярного круга.

Решением комиссии зона была определена в следующих границах:

- Печенгский, Кольский, Ловозерский районы Мурманской области;

- Ненецкий национальный округ Архангельской области;

- Ямало-Ненецкий национальный округ Тюменской области;

- Таймыркий (Долгано-Ненецкий) национальный округ Красноярского края;

Исследование выполнено при поддержке РФФИ (проект №№07-06-96905), поддержке в рамках региональной целевой программы «Развитие науки, научно-технической и инновационной деятельности в Мурманской области на 2006-2008 гг.» (проект № 1.2.18.) - Аллаиховский, Анабарский, Булунский, Устьянский, Нижнеколымский районы Якутской АССР;

- Чукотский национальный округ Магаданской области;

- земли и острова, указанные в Постановлении Президиума ЦИК СССР от 15 апреля 1926 г. "Об объявлении территорией Союза ССР земель и островов, расположенных в Северном Ледовитом океане, внутренние воды и территориальное море, прилегающие к северному побережью Российской Федерации.

Кроме того, отмечалось, что в пределах исключительной экономической зоны и континентального шельфа Российская Федерация обладает суверенными правами и юрисдикцией в соответствии с Конвенцией ООН по морскому праву 1982 г.

В принятых границах площадь российской Арктики составляет около 7 млн км2, в том числе площадь суши – 3.1 млн км2 с численностью населения около 850 тыс.чел. при средней плотности около 0.27 чел/км2.

Таким образом, в выполнявшемся в Институте экономических проблем КНЦ РАН региональном проекте РФФИ "Исследование экономических условий и инновационных возможностей обеспечения конкурентоспособности месторождений энергетического сырья, локализованных на акваториях с временным и постоянным ледовым покровом в Баренцевоморско-Карской нефтяной шельфовой провинции" предметом исследований выступают шельфовые месторождения западной части российской Арктики в географических (административных) границах, ее экономический потенциал и возможности его использования в различных вариантах динамики национальных и международных факторов. Предметом исследований выступают научные основы регулирования экономических процессов, то есть единство направлений, принципов и методов государственного воздействия с целью повышения эффективности использования ресурсов с соблюдением баланса национальных и региональных интересов.

При исследовании геоэкономического позицирования и перспективной динамики социально-экономических процессов в российской Арктике следует исходить из двух основополагающих принципов:

глобальности – то есть российская Арктика является составной частью мировой Арктики и все процессы в ней необходимо исследовать с учетом международных тенденций и нормативных актов, расстановки действующих здесь сил;

суверенности – то есть российская Арктика является важнейшей частью национальной социально-экономической системы и все меры регулирования должны быть направлены на защиту национальных интересов и суверенитета Российской Федерации.

К сожалению, международные тенденции в Арктике очень существенно отличаются от отечественных практически по всем основным направлениям:

демографическое – в российской части за годы реформ население уменьшилось более чем на 30%, а в зарубежной оно почти настолько же выросло. В результате деловой центр штата Аляска г.Анкоридж по населению вплотную приблизился к г.Мурманску, хотя еще в 1990 г. отставал по этому показателю в два раза;

финансовое – только арктические регионы РФ перечисляют в федеральных бюджет больше, чем получают в виде обратных транфертов. При этом уровень их бюджетной обеспеченности даже несколько ниже, чем в среднем по стране;

инфраструктурное – состояние инфраструктуры серьезно сдерживает реализацию инвестиционных проектов, в том числе в части освоения углеводородного сырья шельфа. В настоящее время на грани полной остановки находится значительная часть портов.

Протяженность автомобильных дорог с твердым покрытием в Республике Саха (Якутия) менее 2 тыс.км, а в том же штате Аляска, который в два раза меньше по площади, превышает 20 тыс.км.

С точки зрения долговременных тенденций можно предполагать, что одним из важнейших факторов, определяющих расстановку и взаимодействие различных сил в XXI веке, будет борьба за ресурсы. В этой связи вероятно объективное нарастание геоэкономических противоречий в Арктике, связанное с ее ресурсным потенциалом и транспортным значением с одной стороны, и с отсутствием признанной и нормативно оформленной демаркацией морских пространств и шельфа – с другой.

В настоящее время основные риски в неразграниченных пространствах арктического бассейна носят не только политический, но и экономический характер. Борьба ведется за ресурсы рыболовства, так на Берингово море приходится почти 50% общего вылова США, а для Норвегии продукция рыболовства вторая по значимости статья экспорта (более 3.0 млрд евро). Углеводородные ресурсы арктического шельфа превышают 100 млрд т.у.т., из них практически 2/3 приходится на российскую Арктику, в то время как объем добычи на норвежском шельфе будет неуклонно падать (сейчас обеспечивает почти половину общего объема потребления в ЕС). Особое значение приобретают транспортные коридоры и их режим (национально-ресурсный или свободный). Как правило, конкуренция в этих сферах сопряжена, а мотивы сторон при рассмотрении с точки зрения указанных направлений тесно переплетены. При этом противоречия определяются борьбой за правовой контроль за пространствами, финансовый и технологический контроль за видами деятельности. Военный контроль (как и экологическая политика) – дополнительный инструмент обеспечения экономических интересов.

Расстановка сил в мировой Арктике достаточно противоречива, при этом экономические интересы переплетены с политическими, но первые чаще превалируют. Так, даже у таких интегрированных партнеров, как США и Канада возникали неоднократные разногласия в отношении арктических проливов, в том числе в связи с ориентацией на возможные климатические изменения. Серьезные споры существуют у той же Канады с Данией из-за небольшого островка Ханса, затерянного в арктических льдах между датской Гренландией и крупным канадским островом Эльсмер. Считается, что прилегающая акватория богата ценными морепродуктами, а шельф – запасами нефти, поэтому удовлетворяющее обе стороны решение не видится даже в проекте. Есть разногласия в отношении отдельных участков Арктики между Данией и Норвегией, хотя все перечисленные страны являются членами НАТО. Все эти моменты Российская Федерация должна не только учитывать, но и использовать в процессе позицирования.

Можно отметить, что к арктическим регионам проявляется интерес многими государствами, входящими в различные международные организации, основная часть которых приведена в приложении А к настоящей статье. Наиболее представительным из них является Арктический совет, министерские сессии которого проводятся один раз в два года.

Он включает восемь стран-участников, пять стран-наблюдателей и более десяти различных неправительственных организаций. Основным направлением деятельности является содействие устойчивому развитию Арктики.

Определенный интерес представляет структура Совета Баренцева/Евро-арктического региона, в которую, помимо высшего органа, входит региональный совет, включающий руководителей административных единиц (от России – Архангельской и Мурманской области, Республик Коми и Карелия, Ненецкого автономного округа; от Норвегии – губерний Нурланд, Финмарк и Тромс; от Швеции – губерний Норботтен и Вестерботтен; от Финляндии – губернии Лапландия, союзов коммун Кайнуу и Северной Астроботнии).

Характерно, что в состав БЕАР входит шесть основных участников и целых 9 стран наблюдателей, в том числе очень далекие от Баренцева моря Польша, Франция, Италия и др.

Их интерес, конечно, не риторический – Европейский Союз уже сейчас приобретает по экспорту более 50% энергоносителей, а к 2015 г. эта цифра может вырасти до 70%. Но об этом ниже. А здесь хочется отметить еще одну интересную деталь. Через полгода после организации БЕАР образовался Северный форум (также смотри приложение А), который создавался уже под эгидой США со штаб-квартирой в Анкоридже (Аляска). Вошли практически те же регионы Скандинавии, но не вступила Дания. По-видимому, вследствие известных противоречий с Канадой. А вот от России почему-то не были включены области Европейского Севера (за исключением Республики Коми). Хотя это единственная международная организация, объявившая о намерении заниматься проблемами Северного морского пути. Но без Мурманской и Архангельской областей, в которых базируется основной состав ледокольного флота.

Зато в Северный форум вошли практически все регионы Азиатского Севера РФ, а вспомогательный секретариат находится в Якутске (Республика Саха). Такая несогласованность не служит, конечно, укреплению национальных позиций в Арктике.

Особенно учитывая нарастающие претензии к Российской Федерации в рамках освоения арктических акваторий.

Впрочем, то же самое можно сказать и про планы отдельных ведомств. Так, Министерство природных ресурсов России приняло в 2006 г. Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа на период до 2020 года. В процессе реализации предусмотренных Стратегией мероприятий ожидается достижение к 2020 году следующих результатов:

- будут аккумулированы извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов в объемах 23млрд т нефти и 90-100 трлн м3 газа, включая разведанные запасы нефти в объеме 10-13 млрд т, газа – 10-20 трлн м3;

- накопленные объемы извлекаемых запасов и перспективных ресурсов гарантируют недропользователю возврат инвестиций на организацию добычи сырья и образуют базу для развития региональных центров нефтегазодобычи, активного замещения старых промысловых районов новыми морскими провинциями после 2020 г.;

- ожидаемые объемы добычи нефти на участках недр континентального шельфа Российской Федерации составят к 2010 г. до 10 млн т., к 2020 г. – до 95 млн т.; объем добычи газа к 2010 г. – 30 млрд м3, к 2020 г. – не менее 150 млрд м3;

- ожидаемый объем привлечения инвестиций в развитие морского нефтегазового и судостроительного комплексов составят 2.1-3.3 трлн руб., затраты федерального бюджета в период с 2006 г. по 2020 г. – около 33 млрд руб.;

- ожидаемый суммарный доход бюджета Российской Федерации от реализации Стратегии составит 3.2-4.0 трлн руб., в том числе от разовых платежей – до 150 млрд - развитие региональных центров нефтегазодобычи обеспечит значительный рост энерговооруженности экономики приморских субъектов РФ и оптимизируют их социально-экономическую сферу.

В документе не приводится распределение прогнозных объемов по отдельным провинциям, однако по имеющимся оценка все остальные "шельфы" (кроме арктического) могут дать к 2020 г. не более 40 млрд м3 природного газа. В тоже время и в Арктике в достаточной мере вероятно освоение только Штокмановского газоконденсатного месторождения, которое выйдет на максимальный объем в 90 млрд м3 не ранее 2017 г.

Остальные шельфовые структуры не подготовлены и не оцениваются даже в категории С2, то есть по существу являются ресурсами. Обращает на себя внимание и еще одна цифра – предполагаемые инвестиции в развитие морского нефтегазового комплекса с 2006 г. по г. должна составить около 33 млрд руб. При этом разведочные работы только на одном крупном месторождении (например, Русановском или Ленинградском) оцениваются в 15- млрд руб. Оставшихся средств хватит на строительство не более 2 атомных ледоколов, в то время как к 2018 г. пять из ныне действующих выйдут из строя и в эксплуатации останется только введенный в 2006 г. "50 лет Победы".

Вместе с тем, не вызывает сомнения, что перспективы экономического развития арктических территорий, а, следовательно, позицирование государства и ведущих компаний на шельфе связано исключительно с естественными конкурентными преимуществами, которые можно объединить в две большие группы:

- природные ресурсы, перспективные к освоению в ближайшие 20-30 лет с учетом инновационных процессов;

- транспортные системы, как в настоящее время, так и в перспективе связанные именно с транспортировкой сырьевых ресурсов, в том числе с учетом возможных климатических изменений.

Для реалистичной оценки конкурентных преимуществ целесообразно, на наш взгляд, последовательно рассмотреть ресурсный потенциал Российской Федерации, а затем роль в этом потенциале арктического шельфа. Как видно из таблицы 1, тезис о масштабности запасов нефти в национальной экономике весьма сомнителен [1]. При удельном весе их в мировых менее 5% наша экономика работает в очень истощительном режиме, производя более 15% мировой добычи нефти. Не случайно во многих экспертных заключениях звучат опасения, что уже за пределами 2010 г. спад неизбежен.

Соотношение доказанных извлекаемых запасов нефти и объема добычи в основных странах Страна Доказанные запасы, млн.т Объем добычи, млн.т Соотношение Конечно, есть и еще более несбалансированные системы с точки зрения собственных источников. Например, США. Но они уже в течение 15 лет последовательно сокращают объем добычи (в 1990 г. он превышал 400 млн тонн) и ориентируются на дальнейшее наращивание импорта. Необходимо отметить наличие в Северной Америке огромного стратегического запаса – Канада располагается по этому показателю на втором месте, а по обеспеченности запасами на первом. Так что американский рынок вряд ли перспективен для российской нефти, а тем более для арктической, отличающейся повышенными затратами и рисками.

Другое положение складывается с природным газом. Как видно из таблицы 2, Россия обладает в этой сфере стратегическими преимуществами: более чем 25% мировых запасов и таким же удельным весом производства. Традиционно основным потребителем его является Европа, куда поступает более 90% российского экспорта. В ближайшее время положение только осложнится, так как за пределами 2012 г. начнется существенное сокращение добычи Соотношение разведанных запасов газа и объема добычи в основных странах Разведанные запасы, млрд.м3 Объем добычи, млрд.м3 Соотношение как газа, так и нефти в Северном море, в результате Европейский Союз будет испытывать острую необходимость замещения выбывающих источников. В этом аспекте газ Штокмана, при всех технологических проблемах и высоких затратах, является приоритетным для этого рынка.

Однако и Североамериканский рынок примерно в этом же периоде начнет испытывать серьезный дефицит. Традиционно природный газ считался энергетическим сырьем местного потребления и передавался исключительно по трубам. Прорыв наступил в начале 90-х годов прошлого века, когда были освоены технологии массового производства и доставки потребителям сжиженного природного газа (СПГ). Как видно из таблицы 3, производство сжиженного газа, еще в 1995 г. составлявшее менее 10 млн тонн, уже в 2002 г.

превысило 100 млн тонн и в 2007 г. ожидается на уровне 270 млн тонн [1]. То есть в настоящее время сжижается почти 15% мировой добычи СПГ, что составляет около 40% всего экспорта. Необходимо иметь в виду, что почти 90% этой продукции потребляется странами Азиатско-Тихоокеанского региона, в первую очередь Японией и Южной Кореей.

Североамериканский и Европейский рынки только начинают осваивать сжиженный газ.

Производство сжиженного природного газа по регионам мира (млн.т СПГ/год) учета заводов на Кольском полуострове и на Ямале) В этом аспекте строительство заводов по сжижению на Сахалине, а в перспективе и на Кольском полуострове является не только технологическим прорывом для России, но и важнейшим шагом в диверсификации поставок на мировые рынки. Причем газ для этих предприятий предполагается поставлять с месторождений арктического шельфа. Но чтобы понять реальную ситуацию, необходимо иметь в виду, что если брать не ресурсы, а запасы, то доля этих провинций в общем российском балансе углеводородного сырья крайне невелика. Как видно из таблицы 4, по запасам газа она составляет 8% по нефти и вовсе 1%. В газовой составляющей из отмеченных процентов подавляющую часть составляет уже упоминавшееся Штокмановское месторождение. Других подготовленных запасов сегодня нет, а средства, выделяемые государством на их подготовку, как было видно из Стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа на период до года, крайне малы для масштабного освоения этого важнейшего мегарегиона.

С другой стороны, можно выделить факторы, определяющие корпоративный и государственный интерес к этому направлению. Во-первых, освоение морских объектов сырья – это высокотехнологичные задачи, определяющие инновационное развитие целых отраслей и регионов, формирование новых кластеров конкурентоспособности. Это очень важно, особенно учитывая наше отставание более чем от 20 стран, осваивающих морские месторождения углеводородов, включая глубоководные (глубины более 500 м), которое исчисляется уже не годами, а десятилетиями.

Распределение разведанных запасов нефти и газа по нефтегазоносным провинциям России Примечание Запасы газа в Арктике около 40%, нефти около 10%.

2. Прогнозные ресурсы газа на шельфе составляют 40% от общероссийских, в том числе на арктическом - 32%.

Во-вторых, последнее время значительно активизировались различные общественные (а иногда и политические организации) и клубы в обсуждении вопросов освоения шельфа.

Постоянно проводится линия о необходимости его передачи под международный контроль, если суверенные права соответствующих государств на его освоение практически не используются. Не вызывает сомнения, что "крен" делается именно в сторону России, к которой относится 20% площади мирового шельфа, при этом 85% классифицируется как категория Д, то есть не только не разрабатываемые, но и практически не разведенные.

Преобладающая часть морских углеводородов залегает в Баренцевом и Карском морях (западный арктический шельф) и в Охотском море (Дальневосточный шельф).

Бурение разведочных скважин проведено всего на 11 прогнозных залежах, в результате подтверждены только 6% начальных суммарных запасов шельфовой нефти и 11% начальных суммарных запасов газа [1, с.10].

Сейчас на морских акваториях России проектируется и реализуется свыше нефтегазовых проектов. Из них в стадии эксплуатации находятся три месторождения на Охотском море – Одопту-море (оператор "Роснефть"), Сахалин-1 и Сахалин-2 (Sakhalin Energy), и одно на Балтийском море – Кравцовское месторождение ("Лукойл").

Приразломное месторождение в Печорском море ("Севморнефтегаз", дочерняя компания "Роснефти" и "Газпрома") должно было дать нефть еще в начале 2006 г., однако его ввод постоянно откладывается, в том числе в связи со сложными условиями отработки и поиском новых технологических решений.

Почти все другие проекты оцениваются как будущие, добычу там планируется начать за пределами 2015 г. В этих условиях, согласно уже упоминавшимся выше оптимистическим вариантам прогнозов Министерства природных ресурсов РФ, добыча нефти на шельфе может к 2010 г. достичь 10-15 млн.т в год (2-3% суммарной добычи), а к 2020 г. дойти до 85млн.т (до 20%). Добыча газа может достичь 30 млрд.м3 в 2010 г. (4% суммарной добычи) и 150 млрд.м3 в год к 2020 г. (20-25% суммарной добычи страны). Основная часть нефти и газа, добываемая на российском шельфе, будет приурочена все к тем же провинциям: морям Западной Арктики (в первую очередь Баренцево море), к Охотскому и Каспийскому морям.

Развитие проектов по освоению шельфа требует огромных инвестиций, современного оборудования и создания для освоения месторождений инфраструктуры и систем транспортировки. Например, общие капитальные вложения, необходимые для реализации пяти текущих проектов (Одопту-море, Сахалин-1 и Сахалин-2, Приразломное и Кравцовское) оцениваются более чем в 20 млрд. долл. США. А Штокмановский проект с учетом строительства завода по сжижению природного газа один превысит 60 млрд. долл.

США, т.е. окажется одним из самих дорогих ресурсных проектов в мире. В этой связи казалось бы целесообразным активное привлечение зарубежных инвестиций. Однако на деле "Газпром" в 2006 г. уже вторично (первый раз в 1996 г.) "разорвал" декларацию о намерениях с пятью ведущими инвесторами (Statoil, Total, Conoco и др.), иностранные партнеры успешно "выдавливаются" с Сахалина. В настоящее время эти контакты возобновляются, но уже в сокращенном варианте (со Total и Statoil – Hydro), что явно не соответствует технологическим и особенно финансовым масштабам проблемы.

В этой связи можно предположить, что в будущих проектах основными игроками будут российские нефтегазовые гиганты: "Роснефть" на шельфах Баренцева, Черного, Азовского и Каспийского морей, "ЛУКОЙЛ" планирует освоение Каспийского, Балтийского и Азовского морей, "Газпром" – Баренцева, Карского и Каспийского.

Однако российские компании обладают ограниченным опытом освоения морских месторождений. Более того, многие типы сложного оборудования, необходимые для работы на шельфе, Россия вообще не производит, а большинство используемых в настоящее время буровых установок построено еще в советское время.

В результате цикла работ в Баренцевом и Карском морях, выполненных в 1970-80-х гг., была открыта и подготовлена к освоению Западно-Арктическая шельфовая нефтегазоносная провинция (включающая нефтегазоносные и перспективные структуры Баренцева, Печорского и Карского морей), недра которой содержат до 80% ресурсов арктического шельфа России. В пределах провинции было выявлено и разведано более промышленных нефтяных, нефте-, газоконденсатных и газовых месторождений, включая уникальных (Штокмановское и Ледовое в Баренцевом море, Ленинградское и Русановское – в Карском) и 4 крупных. На Западно-Арктическом шельфе России открыты не только акваториальные продолжения бассейнов суши (Тимано-Печорская и Западно-Сибирская НГП), но и самостоятельные, возможно, более богатые шельфовые нефтегазоносные бассейны (Баренцевская НГП) (табл.5).

Промышленные месторождения Западно-Арктической шельфовой нефтегазоносной Северо-Гуляевское, 1986 нефтегазоконденсатное среднее В обозримой перспективе Западно-Арктический шельф России станет областью интенсивной разработки морских месторождений нефти и газа, как одна из основных энергетических провинций страны (рис.1). Будут установлены нефтегазодобывающие платформы, созданы новые терминалы и насосные станции, построена сеть трубопроводов.

Ведь, по существу, по месторождениям, которые должны дать продукцию в 2019-2020 годах, проектные изыскания должны быть завершены до 2010-2011 годов, а с 2012 г. начаты активные подготовительно-эксплуатационные работы.

Однако на крупнейших газовых и газоконденсатных месторождениях Баренцева (кроме Штокмановского) и Карского морей разведочные работы в течение последних 15 лет практически не проводились и уровень их подготовленности крайне низкий.

Рисунок 1 – Основные месторождения углеводородного сырья в западном секторе Техническая доступность ресурсов углеводородов на акваториях определяется, прежде всего, двумя факторами: глубиной залегания и природно-климатическими условиями, главным образом, ледовой обстановкой.

Выполненный ведущими институтами (ВНИГРИ, ЦНИИ им. акад. Крылова) страны анализ применяемых и проектируемых технических средств для освоения морских месторождений нефти и газа позволяет сделать вывод, что в настоящее время поиск и разведка месторождений углеводородов могут проводиться в любых природноклиматических условиях шельфа в силу возможности сезонного проведения поисковоразведочного бурения в межледниковый период. Что касается разработки, то в особых ледовых условиях арктических морей существующие и конструируемые в России и за рубежом технические средства позволяют ее осуществлять лишь на глубинах моря до 50 м.

На больших глубинах применение надводных средств в тяжелых ледовых условиях практически нереально, так как они должны быть достаточно массивными и обладать большими габаритами, в том числе осадкой, что исключает возможность их транспортировки на месторождения. Подводно-подледные технологии в настоящее время находятся в стадии проектных исследований и не имеют практического подтверждения их надежности и безопасности. Поэтому ресурсы УВ арктических акваторий, находящиеся на глубинах моря свыше 50 м, в настоящее время можно считать технически недоступными [3].

Исключением является центральная часть Баренцева моря, для которой в настоящее время рассматривается возможность осуществления разработки подводно-подледным способом на глубинах свыше 50 м (Штокмановское газоконденсатное месторождение).

Поэтому данную часть Баренцева моря в случае утверждения проекта можно будет считать условно технически доступной.

Учитывая большой объем технически недоступных ресурсов, необходима организация масштабных научных исследований и конструкторских разработок, направленных на создание новых технических решений и средств, способных обеспечить вовлечение этой группы ресурсов в промышленный оборот.

Следует отметить, что граница технической доступности не является неизменной и может расширяться с развитием научно-технического прогресса. Кроме того, последние двадцать лет наблюдается активный процесс таяния льдов, темпы которого в последнее время возросли. При этом становятся технически доступными дополнительные ресурсы УВ.

Предлагается следующая ориентировочная величина надбавок за риск к ставке дисконтирования в зависимости от степени изученности и экономико-географического положения морских месторождений нефти и газа (табл.6).

Организация добычи на арктическом шельфе возможна на объектах, представляющих реальный интерес для инвесторов, то есть при стандартных условиях, когда доход от освоения покрывает капитальные и текущие затраты и обеспечивает приемлемую прибыль с учетом возникающих дополнительных инвестиционных рисков (геологический, технологический, экономический, политический, географо-климатический и т.п.).

кий слабо развитой (от- Берингово, запасы высо- с отсутствием инф- арктические запасы желыми ледовыми ющими специальных решений Данное обстоятельство не всегда учитывается при разработке долгосрочных прогнозов добычи нефти и газа на арктическом шельфе, которые в своем большинстве базируются на количественных оценках ресурсов УВ без учета ограничений технического и экономического характера.

Требование к обеспечению достаточной рентабельности разработки технически доступных ресурсов УВ арктического шельфа является решающим, поскольку привлечение инвесторов к освоению высококапиталоемких морских месторождений без обеспечения приемлемой нормы рентабельности, покрывающей все виды рисков, нереально.

Необходимо отметить, что уже в ближайшей перспективе развитие глубоководных добычных комплексов (на глубинах свыше 500 м) как с плавучих платформ, так и донными установками может значительно расширить возможности доступа к месторождениям Арктики. Бурение в летний период с открытой воды и последующая добыча и транспортировка подводными системами могут значительно расширить технические возможности в освоении углеводородного сырья арктического шельфа.

Если говорить о факторах риска, связанных с глубоководностью, то сдвиги по их снижению намного больше, чем в отношении "ледовитости". За последние пять лет глубоководные области континентального шельфа (с глубинами свыше 500 м) из "пограничной" территории превратились в существенный и стратегически значимый элемент большинства операторских портфельных активов. В этот период значительные усилия, средств и время были брошены на решение все более сложных технических, коммерческих и финансовых задач в данной области. Даже с учетом всех проблем, суточная глубоководная добыча в 2003 г. составила 370 тыс. тонн нефтяного эквивалента, а в 2008 г. должна превысить 1.2 млн. т [4].

Несмотря на стоимость и факторы риска, проекты глубоководной разработки сулят участвующим в них компаниям значительные дивиденды. Однако российские операторы в настоящее время даже не намечают реализацию глубоководных проектов, за исключением прокладки трубопроводов, в первую очередь Северо-Европейского газопровода. Со временем это может обусловить стратегическое отставание в определенных технических сферах, хотя в российской Арктике подавляющее число открытых месторождений углеводородного сырья расположено в мелководной акватории (менее 200 м) и только около 30% - на глубинах свыше 300 м.

Освоение ресурсов шельфа и побережья арктических морей немыслимо без создания эффективной транспортной и инженерной инфраструктур, которые смогут функционировать в экстремальных природных условиях.

Создаваемая для освоения Западно-Арктического шельфа транспортная схема охватывает шельф и побережье Баренцева, Белого, Печорского и Карского морей. В настоящее время устойчиво функционируют три транспортных проекта: терминал ЛУКОЙЛа в Варандее, отгрузка нефти с острова Колгуев и поставки нефти из Обской губы.

Очевидно, что освоение месторождений углеводородов будет происходить с использованием Северного морского пути, а объемы перевозок будут неуклонно расти. В связи с созданием магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, по которому на начальном этапе планируется поставлять нефть Западной Сибири и Красноярского края, создание новых экспортных магистральных нефтепроводов из глубинных регионов России с выходом на побережье Баренцева моря маловероятно.

Изменения климата Арктики в конце XX и начале XXI столетия и арктическая деятельность привлекают пристальное внимание ученых и политиков. Имеющиеся знания пока не позволяют достаточно надежно определить количественные масштабы изменений, в Арктике, как фактор риска для самых различных видов деятельности: внешняя политика, военная безопасность, мореплавание, использование минеральных и биологических ресурсов, охрана окружающей среды, социально-экономический комплекс.

Потепление Арктики во многих районах, вероятно, облегчит доступ к морским месторождениям и приведет к росту морских перевозок. Изменения климата могут существенно повлиять на ледовые условия, особенно в мелководных морях арктического шельфа, где проходят трассы Северного морского пути. Однако безледный период может стать более штормовым, а смещение ледовых массивов, появление айсбергов создадут дополнительные факторы риска для морских перевозок, добычи углеводородов. Уменьшение ледовитости арктических морей, увеличение повторяемости и силы штормовых нагонов в совокупности с повышением уровня моря может привести к усилению береговой эрозии, вследствие чего возможны осложнения для прибрежной инфраструктуры (портов, хранилищ, терминалов). Следует отметить, что наряду с ростом доступности судоходных маршрутов сухопутные маршруты перевозок и трубопроводы могут разрушаться вследствие оттаивания грунта в зоне вечной мерзлоты. По мере таяния мерзлого грунта дороги, трубопроводы, аэропорты, сооружения инженерной инфраструктуры будут деформироваться, требуя ремонта, дополнительного обслуживания, новых подходов к проектированию, что увеличит строительные и эксплуатационные затраты.

При сокращении арктического морского льда еще более обострятся вопросы о суверенитете над маршрутами судоходства и ресурсами морского дна, чаще будут возникать конфликты между конкурирующими пользователями. С ростом доступности морских путей потребуется решать вопросы по увеличению объема услуг, таких как ледокольная поддержка, совершенствование ледовых прогнозов, развитие служб спасения при чрезвычайных ситуация. Потребуется создание новых и пересмотр старых национальных и международных правил для обеспечения безопасности на море и защиты окружающей среды. Для обслуживания конкурирующих пользователей морских путей в освобождающихся ото льда или частично покрытых льдом районах потребуется присутствие наблюдателей и служб регулирующего надзора.

Таким образом, подводя краткие итоги, можно отметить следующее:

1. Недропользование на шельфе развивается достаточно активно, доминирующее положение в нем в настоящее время и в среднесрочной перспективе занимает углеводородное сырье.

2. Последние годы все большее распространение получают глубоководные проекты, особенно важные для локальных (региональных) рынков. Однако в отечественной практике они не имеют сколько-нибудь широкого значения.

3. Месторождениям арктического шельфа в силу географических и климатических особенностей присущи повышенные издержки и риски, что снижает их привлекательность в настоящее время.

4. Освоение арктического углеводородного сырья в ближайшей перспективе определяется не столько экономическими, сколько геополитическими факторами и необходимостью создания отечественных технико-технологических систем для крупномасштабного развития добычи за пределами 2020 года.

Методологически формирование инновационной политики при освоении шельфовых месторождений должно предусматривать выбор приоритетных объектов (процессов), с помощью которых хозяйствующий субъект стремится содействовать в первую очередь систематическим поискам новых технических и технологических возможностей. Анализ существующих подходов, используемых для оценки эффективности инновационных решений, свидетельствует о необходимости их развития и адаптации применительно к нефтегазовым проектам [1].

Стратегическое управление инновациями является комплексным понятием и не замыкается только на перспективном планировании крупномасштабных новшеств, оно включает в себя: ситуационный анализ и прогноз влияния внутренней (технологии, ресурсы, управление) и внешней (рынки, правительство, конкуренция) среды; потенциал сферы исследований и разработок, подготовку кадров, систему кластера и его организационные формы.

Анализ деятельности нефтегазового комплекса позволяет выделить наиболее характерные черты и цели инновационного развития:

- обеспечение конкурентоспособности (надежности и экономичности) систем отработки месторождений в особых условиях шельфа арктических морей;

- повышение технико-технологической обоснованности проектов проведения геологогеофизических работ;

- увеличение нормативного срока эксплуатации оборудования за счет технического мониторинга и совершенствования технической нормативной базы;

- использование комплексного подхода к решению ключевых проблем и приоритета роста конкурентоспособности и устойчивости;

- повышение технической и технологической культуры производства на всех стадиях и этапах (основной принцип – точное и неукоснительное следование проектным требованиям и условиям);

- применение новых технических решений и новых технологий бурения глубоких скважин, наклонных и горизонтальных скважин при освоении морских месторождений;

- использование широкого комплекса разработанных и проектирование новых методов повышения нефте- и газоотдачи пластов;

- совершенствование системы управления инновационной деятельность на всех стадиях освоения ресурсов, включая планирование, финансирование и материальнотехническое обеспечение;

- разработка методов и технических решений для реализации крупных инновационных проектов отраслевого (кластерного) значения.

Обоснование и подготовка инновационных проектов для освоения шельфовых месторождений углеводородного сырья является сложным и длительным процессом, по существу, пакетом комплексных исследований и не может быть достаточно подробно рассмотрено в рамках аналитического обзора. Поэтому ниже будут рассмотрены только основные проблемы и возможные решения по планируемым к освоению в ближайшей перспективе месторождениям.

Целый ряд путей для снижения затрат морских работ и повышения таким образом их эффективности рассмотрел и ВНИИГАЗ. Остановимся на наиболее значимых их них. Для изучения геологического строения акваторий весьма широко применяются геофизические, главным образом, сейсмические методы исследований. Геофизические суда обладают достаточно хорошей мореходностью и значительной автономностью плавания, что позволяет им большой период времени работать на профиле практически круглосуточно. Кроме того, они вооружены наиболее современными геофизическими комплексами, обеспечивающими проведение всех модификаций сейсмических методов, включая 3D, а также контроль и предварительную обработку материалов в море [5].

Благодаря высокой производительности и хорошей технической оснащенности геофизических судов морские геофизические исследования обеспечивают значительно более высокое качество, и информативность материалов при затратах, как правило, в несколько раз ниже, чем при проведении работ на суше. Так, если стоимость 1 км профиля модификации 2D на Баренцевом море стоит $300-500, то на прилегающей суше, где требуется прокладка просеки, бурение скважин, эта стоимость составляет уже несколько тысяч долларов за 1 км.

Относительно невысокая стоимость морских геофизических работ и их повышенная информативность позволяют значительно увеличить область применения геофизических методов, используя их для построения и уточнения трехмерной модели месторождения после бурения первых поисковых скважин, а также обеспечить тем самым условия для существенного уменьшения числа морских поисково-разведочных скважин (стоимость каждой из них в настоящее время может превышать $50 млн.).

В мировой практике разработки морских месторождений широкое применение находят горизонтальные скважины, возможности бурения которых постоянно возрастают. В настоящее время уже обеспечивается отход горизонтального ствола скважин на расстояние более 5 км и до 12 км; допустима проходка нескольких горизонтальных стволов из одного вертикального. Каждая из таких скважин может заменить несколько вертикальных или наклонных скважин. При этом, наряду с сокращением непосредственно затрат на строительство скважин, уменьшаются и затраты на сооружение гидротехнических сооружений, поскольку их размеры в определенной мере зависят от числа располагаемых устьев скважин.

Одним из наиболее активно развивающихся направлений по оптимизации затрат на обустройство морских месторождений в настоящее время стало применение подводных систем разработки морских месторождений. Это направление традиционно было ориентировано на освоение главным образом глубоководных месторождений. Одним из наиболее ярких примеров здесь может служить обустройство норвежского газового месторождения Ormen Lange на глубинах моря порядка 1 тыс. метров. Применение подводных добычных комплексов позволяет на начальной стадии избежать необходимости строительства стационарных или плавучих гидротехнических сооружений.

Однако на последующих этапах освоения газовых месторождений возникают проблемы с поддержанием давления в трубопроводах, и для их решения необходимы либо установка технологических платформ с компрессорными станциями, либо создание подводных компрессорных станций. В результате эти варианты превращаются в смешанные, сохраняя при этом достаточно высокую эффективность благодаря экономии средств на начальной, самой дорогой с позиций учета фактора времени стадии освоения месторождения. Эта экономия по крупному глубоководному месторождению может составлять более $1 млрд.

Новым направлением мирового опыта в области применения подводных технологий добычи может служить освоение прибрежных месторождений газа, расположенных на относительно небольших глубинах в условиях замерзающих акваторий. Применение в таких условиях подводных добычных комплексов позволяет, во-первых, значительно (до двух раз) сократить капитальные вложения на строительство гидротехнических сооружений, стоимость которых измеряется сотнями миллионов долларов, во-вторых, расширить площадь дренирования залежей эксплуатационными скважинами и тем самым повысить темпы добычи газа.

В результате этого значительно увеличивается темп отбора запасов и соответственно повышается эффективность разработки месторождений. Кроме того, близкое расположение мелководных месторождений к берегу позволяет сооружать компрессорные станции на берегу, ограничившись только необходимой отсыпкой грунта. Многолетние исследования специалистов ВНИИГАЗа показали, что весьма большое значение для освоения морских месторождений нефти и газа имеют вопросы их комплексного освоения [5].

Во-первых, это создание единого добывающего комплекса для разработки месторождений. Такой подход позволяет разрабатывать небольшие месторождения в качестве сателлитов более крупных месторождений. При этом для месторожденийсателлитов весьма актуально применение значительно более дешевых сателлитовых платформ. Это облегченные и соответственно более дешевые платформы с минимальным технологическим обустройством, необходимым для подачи продукции на головные технологические объекты. Возможно здесь и применение подводных добычных комплексов.

Во-вторых, комплексное освоение месторождений суши и моря. В экстремальных природно-климатических условиях экономически эффективное освоения даже уникальных по запасам морских месторождений, как правило, возможно, только опираясь на уже существующую инфраструктуру. Для этого сроки освоения морских месторождений необходимо ориентировать на период снижения добычи на месторождениях суши, что позволит использовать высвобождающиеся мощности.

Немаловажным фактором для оптимизации затрат при освоении группы месторождений является возможность использования средств, генерируемых ранее введенными месторождениями, для обустройства и разработки последующих объектов.

Проведенные ВНИИГАЗом расчеты показывают, что при последовательной разработке группы морских месторождений, насчитывающей порядка семи объектов, объем привлекаемых инвестиций может составлять порядка 30% от необходимого объема капитальных вложений.

Основой для проведения эффективной политики лицензирования морских месторождений и перспективных участков шельфа призвана служить экономическая оценка прогнозируемых и выявленных морских месторождений, которая должна создать объективные представления об ожидаемых экономических результатах разработки ресурсов УВ отдельных морских месторождений и морских районов в целом.

Норвежские специалисты из Statoil считают Штокман близким аналогом Белоснежки в плане глубины и некоторых других условий освоения, и в качестве приоритетного выдвигают технологию подводного (донного) закачивания. В связи с большим расстоянием придется определяться с конденсатом: можно ли будет осуществлять его прокачку по одной трубе вместе с газом, так как строительство двух ниток будет очень дорого (не менее 5 млрд.

долл.).

Вторая техническая задача – это подача электроэнергии. При небольших расстояниях считается более эффективным вырабатывать ее на берегу с подачей к платформе (скважине) по кабелю. В мировой практике существуют и другие решения, например, когда электроэнергия вырабатывается прямо на платформе с использованием газогенераторов. При бесплатформенном методе и использовании для управления процессом соответствующего судна энергия может вырабатываться прямо на нем.

Компания Statoil представила пять вариантов технических решений для обустройства месторождения. Первый из них представляет полностью подводное освоение. По второму варианту над месторождением помещается судно, которое выполняет поддерживающую функцию. В третьем решении у судна больше функций: на нем расположена вся техника, сюда поступает продукция из скважины и проходит отделение конденсата и подготовка газа к транспортировке по трубопроводу. Два последних варианта предполагают строительство платформы для освоения Штокмановского месторождения: либо расположение ее между месторождением и берегом на глубине не более 50 м, либо установка плавающей платформы непосредственно над месторождением и осуществление на ней полного процесса подготовки газа (этот вариант близок к третьему, но с более полным циклом подготовки и производством электроэнергии). Можно отметить, что во всех решениях производство СПГ предлагается осуществлять только на берегу.

Норвежские компании имеют значительный опыт по подводному закачиванию: еще в 1986 г. в Северном море было пробурено три таких скважины с обустройством на глубине 135 метров. При этом удалось сократить затраты на разработку подобным методом на 70%.

Работа Statoil на норвежском континентальном шельфе сделала компанию крупнейшим оператором морских проектов в мире и вторым по величине оператором с подводным закачиванием продукта.

Технология подводного закачивания имеет свои очевидные преимущества по сравнению с традиционным "сухим" закачиванием, когда устье скважин находится на платформе или на берегу. В случае подводного закачивания бурение ведется с плавучего сооружения (платформы или судна) через подводный модуль, заранее спущенный на дно в районе предполагаемого бурения. Модуль снабжен определенным количеством отверстий (обычно 4 или 6), через которые и осуществляется бурение.

На каждом модуле монтируется устьевое оборудование для каждого отверстия. По предварительным оценкам, для вывода Штокмановского проекта на полную мощность потребуется не менее 24 скважин, то есть может быть установлено 4 модуля с 6-ю отверстиями или 6 модулей с 4-мя отверстиями в зависимости от конфигурации отработки.

Подводное закачивание особенно выгодно тогда, когда установка платформ невозможна или крайне нежелательна (большие глубины, сложная ледовая обстановка, крупные биологические ресурсы и т.п.). Как правило, в подводном варианте скважины непосредственно присоединяются к трубопроводу, осуществляющему транспорт продукта.

Таким продуктом в случае нефтяного месторождения является нефть, растворенный в ней газ, который может выделяться из нефти (либо в пласте, либо по мере движения по трубам в зависимости от термобарических условий) и существовать в виде самостоятельной газовой фазы. Кроме того, попутный газ может существовать уже в залежи при пластовых температуре и давлении, а также вода (неизбежно рано или поздно добывается с самой нефтью) и другие компоненты.

В случае газового и газоконденсатного месторождения такой добываемой продукцией является газ, конденсат, первоначально содержащийся в газовой фазе и выделяющийся из нее по мере падения давления, а также вода, которая всегда присутствует в пластовых системах и другие фазы (сернистые образования и т.п.). То есть в обоих случаях мы говорим о многофазном потоке на берег. Иногда осуществить такой транспорт нельзя. В этом случае необходимо подготовить продукт к трубопроводному транспорту, например, осушить добываемый газ, отделить от него жирные компоненты, например, конденсат или пропанбутановые фракции, СО2, воду и т.п. [6].

Если же транспорт многофазной продукции на берег технически и технологически осуществим, то вся продукция скважин без какой-либо предварительной подготовки подается на берег через трубопровод, соединяющий скважину с береговыми сооружениями по подготовке и переработке. Многофазный транспорт в усеченном виде может представлять собой транспорт газоконденсатной смеси без примеси воды (которая либо еще не содержится в добываемой продукции, либо отделена в системе первоначальной подготовки на платформе или на судне). Такую продукцию называют двухфазной (нефть-газ или газконденсат) в отличие от трехфазной, где присутствует еще и вода.

Известно, что Hydro из предложенных "Газпрому" нескольких вариантов (в том числе и платформенный способ) все же склоняется к технологии подводного освоения. Этот вариант является более выгодным уже потому, что здесь появляется выбор – сжиженный или сетевой газ. Так, по расчетам специалистов Hydro, на второй и более поздних стадиях проекта возникает возможность альтернативных рынков: уже к 2015 г. на европейском рынке может появиться потенциальная ниша для штокмановского газа. Более того, трубный газ для Европы на второй стадии проекта будет даже более вероятен, чем СПГ. Использовать для его транспортировки можно будет высвобождающиеся мощности трубопроводных систем в Северном море.

Основной проблемой, как считает Hydro, является подводная транспортировка многофазного потока по сложному донному рельефу на берег для дальнейшей переработки, а также большое расстояние до берега. К тому же при платформенном варианте необходимо будет использовать антифриз при закачке с платформы из-за низких температур на дне.

В российской, впрочем, как и в мировой Арктике, в настоящее время отсутствует сколько-нибудь серьезный опыт освоения месторождений УВ в акваториях с постоянным или временным ледовым покровом. Поэтому Приразломное месторождение в Печорском море является, по существу, полигоном, где отрабатываются инновационные технологии добычи нефти в таких условиях с использованием ледостойкой платформы. Ледостойкие платформы, разрабатываемые для Охотского и Балтийского морей ("Орлан", "Моликпак" и др.) рассчитаны на незначительную толщину (менее 1 м) и давление льда.

При реализации проекта Приразломного нефтяного месторождения "Севморнефтегаз" сделал ставку на использование научного потенциала и технологических мощностей передовых российских предприятий – флагманов отечественного судостроения и морской техники, таких, как ФГУП "ПО "Севмашпредприятие" и МП "Звездочка" в Архангельской области, ЦКБ морской техники "Рубин", ЦНИИ им. А.Н.Крылова, ЦНИИ КМ "Прометей" в Санкт-Петербурге, ОАО "Выборгский судостроительный завод". В ряде случаев из-за отсутствия опыта проектирования и изготовления оборудования для условий арктического шельфа у российских компаний проводилось активное сотрудничество с зарубежными партнерами. В результате более 40 компаний из 15 стран поставляют оборудование для морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) "Приразломная". Наиболее широкое сотрудничество налажено с комиссиями Норвегии, Великобритании, Италии, США, Германии, Голландии и Швеции [7].

Основной элемент обустройства Приразломного месторождения – стальная гравитационная ледостойкая платформа, общий объем капитальных вложений в проектирование и строительство которой составляет около 1 млрд. долл. США. Создание морских ледостойких платформ представляет собой новую не только для российской, но и для мировой науки и промышленности организационно-техническую проблему, затрагивающую комплекс взаимоувязанных задач. Выполнение проектных работ потребовало развития прикладных исследований в области гидрометеорологии, инженерной геологии, ледотехники, физики конструкционных материалов. Была проведена оптимизация элементов конструкций, демпфирующих возможные колебания платформы, выбрана схема сборки и транспортировки платформы на месторождение по мелководным акваториям северных морей России. Выбор рациональных конструкционных решений в различных районах корпуса платформы позволил адаптировать их к изготовлению на российских судостроительных предприятиях.

Платформа обладает собственной плавучестью и доставляется на месторождение с установленным производственным комплексом. В эксплуатационном режиме она опирается на дно моря без дополнительного крепления. Устойчивость ее на грунте обеспечивается за счет собственного веса, водяного и бетонного балласта. Установка МЛСП на дно моря будет обеспечена с точностью отклонения от вертикали ±5° в любом направлении. На платформе обеспечивается хранение подготовленной к транспортировке нефти, что соответствует пятишестисуточной производительности в период максимального уровня добычи.

Основная несущая часть платформы – кессон. В ходе выполнения работ по его строительству на базе "Севмашпредприятия" впервые разработана и реализуется технология формирования крупных металлоконструкций массой более 70 тыс. тонн на плаву.

Формирование кессона осуществляется с помощью специально изготовленных устройств герметизации стыков с использованием подводной сварки на акватории предприятия.

Верхнее строение платформы (ВСП) формируется с использованием ВСП Hutton, которое доставлено на "Севмашпредприятие" в 2003 г. и проходит там ремонт и модернизацию. Проведены специальные исследования несущих конструкций верхнего строения на ударную вязкость и трещиностойкость, а также проведение испытания образцов электрокабеля на пробой и старение. В конце 2006 года проведена уникальная операция по накатке верхнего строения платформы на опорное основание. Во второй половине 2007 г.

предстоит не менее сложная операция по бетонированию кессона и буксировке плавучего объекта массой около 250 тыс. тонн в район установки на Приразломном месторождении.

Платформа рассчитана на круглогодичный непрерывный режим работы с учетом регулярного снабжения необходимыми материалами и продовольствием через 15-60 суток.

Работы на платформе ведутся вахтовым методом. Численность обслуживающего персонала – 150 человек, смена вахты через каждый 14 суток.

На платформе в круглогодичном непрерывном режиме будут осуществляться все основные и вспомогательные производственные технологические процессы, а именно [8]:

- одновременное бурение и эксплуатация скважин;

- подготовка нефти к транспорту;

- хранение нефти и отгрузка ее в танкеры;

- утилизация отходов производства по принципу "нулевого сброса" в окружающую - вахтовое проживание производственного персонала;

- прием и дозаправка вертолетов;

- очистка пластовой и балластной воды и закачка их в разрабатываемый пласт;

- выработка электроэнергии для собственных нужд платформы;

- управление технологическими процессами и контроль за состоянием конструкций платформы и внешним воздействием;

- обеспечение внешней связи с морскими и береговыми объектами.

Одним из основных вопросов, решаемых на платформе, является технология сбора и подготовки нефти, чтобы ее параметры удовлетворяли общепринятым мировым стандартам.

Для этого эксплуатационные скважины оснащаются погруженными центробежными насосами (ЭЦН) для подъема скважинного флюида на платформу. Устья скважин оборудуются фонтанной арматурой, которая рассчитана на давление 21 МПа и оснащена фонтанными задвижками и задвижками с гидроприводом.

На платформе предусмотрены трехфазные сепарационные установки, предназначенные для гашения пульсации двухфазного потока, сепарации газа от жидкой части продукции, отделения нефти от свободной пластовой воды и сброса свободной воды.

На стадии подготовки нефти используется следующее технологическое оборудование:

электростатические коагуляторы и стриппинг-колонна. Из стриппинг-колонны очищенная нефть через охладители насосом закачивается в емкости-хранилища опорной части МЛСП.

Газ, поступающий от сепараторов, подлежит компримированию и используется главным образом как топливный газ. Излишки газа сжигаются на факеле высокого давления.

Технологический процесс добычи нефти сопровождается добычей пластовой воды, которая утилизируется через систему поддержания пластового давления (ППД). Дефицит воды для ППД восполняется использованием балластной и морской воды. Вся вода перед закачкой в продуктивный пласт проходит соответствующую подготовку.

Система разработки месторождения должна обеспечить максимальную степень извлечения нефти из недр при высоких темпах ее добычи на протяжении всего периода эксплуатации месторождения, а также при относительно небольшом фонде добывающих и нагнетательных скважин (19 и 16 соответственно). В связи с этим определяющим фактором для достижения проектного коэффициента нефтеизвлечения является применение самой современной системы разработки, которая должна в наибольшей степени соответствовать его геологическим условиям.

Бурение скважин с большой протяженностью стволов в продуктивном горизонте (до 1000-2000 м) является фактором, значительно интенсифицирующим процесс нефтеизвлечения. Геологические условия разработки – большая нефтенасыщенная толщина при небольшой анизотропии пластов месторождения является благоприятным фактором для его разработки скважинами данного типа. В последующем большие перспективы широкого применения в практике разработки морских месторождений в сложных ледовых условиях могут получить двухзабойные и многозабойные скважины с большой протяженностью стволов продуктивном горизонте. Проведенные расчеты процесса разработки свидетельствуют о двукратном увеличении дебитов нефти при использовании проектных однозабойных скважин по сравнению с обычными вертикальными и четырехкратное – двухзабойных. Особенно эффективно бурение двухзабойных скважин на отдаленные от платформы участки – в этом случае снижается проходка в непродуктивном разрезе.

Интенсивное воздействие на продуктивный горизонт путем закачивания воды при давлении на забое нагнетательных скважин до 400 атм. и снижение давления на забое добывающих скважин до 125 атм. с начала разработки позволит обеспечить высокие отборы нефти по скважинам. Перечисленные факторы интенсификации и благоприятные геологические условия разработки должны обеспечить высокие дебиты нефти по всему фонду добывающих скважин, составляющие в начальный период эксплуатации 1230- т/сут., а также большие накопленные отборы на одну скважину за рентабельный срок разработки – в среднем около 4 млн. т.

Проектный уровень добычи нефти по рекомендуемому варианту составляет 6.59 млн.

т или 8.8% от начальных извлекаемых запасов нефти. Суммарная (накопленная) добыча нефти за рентабельный 22-летний период эксплуатации оценивается в объеме 74.45 млн. т, что соответствует коэффициенту нефтеизвлечения 32.2% (при утвержденном ГКЗ – 0.3).

Проект освоения "Приразломного" месторождения является пилотным для российских и мировых компаний на арктическом шельфе в особых ледовых условиях.

Поэтому особое внимание "Севморнефтегаз" уделяет вопросам экологической безопасности, надежности применяемого оборудования и материалов, качеству производимых работ.

Одним из основных принципов, заложенных в проект, является принцип нулевого сброса.

Все продукты бурения будут полностью утилизированы с помощью закачки в специальную поглощающую скважину. Существующие инновационные технологии позволяют реализовать этот принцип даже в суровых арктических условиях.

Таким образом, одной из главных задач инновационного подхода в освоении Приразломного месторождения является интенсификация добычи нефти на всех стадиях его эксплуатации. К числу возможных мероприятий этого направления можно отнести бурение резервных дополнительных горизонтальных двухзабойных скважин с более ранним сроком ввода их в эксплуатацию.

Создаваемые береговые базы обеспечения морских нефтегазопромысловых объектов и производственные мощности по созданию морских ледостойких платформ будут использованы при освоении Штокмановского ГКМ и других месторождений арктического шельфа. Реализация проекта освоения Приразломного месторождения позволит создавать новые рабочие места по производству инновационных технологий, технических средств и сооружений для освоения углеводородных ресурсов Арктики на протяжении всего XXI века.

При проектировании обустройства Медынско-Варандейского морского участка значительное внимание уделено поиску инновационных технических решений по всем объектам обустройства месторождения. Особенно платформам, главным образом головным, как для Варандейского, так и для Медынского участков. Поскольку сооружение платформ планируется на судостроительном объединении в г.Северодвинске, то в нем будут учтены основные технологические проблемы и решения платформы "Приразломная".

Рассматривались несколько концептуальных вариантов, отличающихся способом создания (новая постройка или переоборудование), архитектурным типом (кессонные с хранилищем и четырехколонные без хранилища), материалом опорного основания (сталь, железобетон, композит, стальная опорная плита и железобетонные опорный блок или колонны) [9].

В число этих вариантов были включены модификация платформы SDC, опорного основания платформы Hutton (как в проекте "Приразломной"), а также многочисленные конструкции искусственных островов и вариант освоения с размещением оборудования на берегу. Для поиска решений по снижению начальных капитальных затрат разработан ряд вариантов обустройства с применением ледостойких блок-кондукторов (платформ свайного типа с минимальным составом оборудования. предназначенных для бурения 12- эксплуатационных скважин и подачи пластового продукта на центральную технологическую платформу либо на берег для переработки сырья).

Приемлемые инвестиционные показатели были получены для нескольких вариантов обустройства, в том числе для варианта бурения скважин через блок-кондукторы с использованием съемного бурового комплекса. При этом необходимое эксплуатационное, энергетическое и иное оборудование удалось разместить на баржах, устанавливаемых в находящейся поблизости от месторождения Варандей-море Варандейской губе. Здесь отсутствуют подвижки льда и значительное волнение, отгрузка нефти при таком варианте может осуществляться через Варандейский отгрузочный терминал. Разработка структур Варандей-море 2 и 3 планируется с использованием ледостойких блок-кондукторов и транспортировкой пластового продукта по подводным трубопроводам на эксплуатационный комплекс на прибрежной структуре Варандей-море 1 или на берег.

Что касается месторождений Медынское-море, то в качестве базового варианта предполагается осваивать их в следующей последовательности: Медынь-Центр, МедыньСевер и Медынь-Юг. Из числа рассмотренных сценариев наиболее рациональным является вариант с тремя платформами – "Центр", "Север" и "Юг". Платформа "Центр" предназначена для бурения двумя станками и эксплуатации 38 скважин, подготовки товарной нефти, ее хранения (вместимость хранилища не менее 90 тыс. тонн) и прямой отгрузки в танкеры дедвейтом до 40 тыс. тонн. Платформы "Север" (30 скважин, 1 буровая установка) и "Юг" (20 скважин, 1 буровая установка) не имеют хранилищ и систем отгрузки нефти в танкеры и соединены с платформой "Центр" подводными трубопроводами и коммуникациями. Все три платформы оснащены системами поддержания пластового давления (пластовой и морской воды). Такой вариант платформ реализуем на имеющихся производственных мощностях судостроительных предприятий Северо-Запада России и имеет приемлемые техникоэкономические и финансовые показатели. При разработке головной платформы активно использовался опыт проектирования и строительства МЛСП "Приразломная", "Орлан", "Моликпак" и др.

Таким образом, можно отметить, что в мире накоплен большой опыт отработки морских месторождений углеводородного сырья, включая глубоководные. Российские компании только начинают осваивать этот сектор, однако в ближайшее время можно ожидать здесь значительного ускорения, особенно в части нефтяных месторождений Баренцева и Печорского морей. Однако для освоения крупных и уникальных газовых и газоконденсатных месторождений Арктического шельфа со средними глубинами свыше и до 500 метров и сложной ледовой обстановкой (мощные ледовые поля с толщиной льда около 2 метров и частыми подвижками, вероятность появления айсбергов массой в десятки и сотни миллионов тонн) очевидные организационно-технические и технологические решения отсутствуют. При этом многократно возрастают риски при добыче газа и газоконденсата и соответственно увеличиваются издержки.

Поскольку, как было показано, масштабное движение на арктический шельф в ближайшие 10 лет станет абсолютно необходимым для национальной экономики, можно отметить, что принимаемые государством и ведущими нефтегазовыми компаниями усилия абсолютно неадекватны значению ресурсов российской Арктики и складывающейся геополитической и геоэкономической обстановке. Как известно, процессы глобализации, с одной стороны, облегчают движение товаров, ускоряют формирование мировых рынков, а с другой – обостряют конкуренцию, в первую очередь в сфере передовых технологий и ресурсов. В российской Арктике находятся стратегические запасы нефти и газа, по прогнозам составляющие не менее двадцати процентов от мировых. В перспективе должно возрасти значение морских коммуникаций, особенно при крупно масштабном освоении шельфовых месторождений. Однако как государственные, так и коммерческие проекты постоянно задерживаются: с опозданием на 4 года идет освоение Приразломного нефтяного месторождения, по Штокмановскому газоконденсатному не имеется даже проекта.

Грузопотоки по СМП снизились в 4 раза, в восточном секторе практически не функционируют. Предложен комплекс мер по защите суверенитета и национальных интересов в освоении природных ресурсов Арктики и их транспортировке на внешний и внутренний рынок, сохранению контроля за деятельностью отечественных и международных корпораций на объектах шельфа.

Таким образом, подводя краткий итоги проведенной в статье оценке экономических условий и инновационных возможностей освоения углеводородных месторождений арктического шельфа Российской Федерации, можно сделать следующие выводы:

- происходит объективное нарастание геоэкономических противоречий в Западной Арктике, связанное, с одной стороны, с ее ресурсным потенциалом и транспортным значением, и с отсутствием признанной мировым сообществом и нормативно оформленной демаркацией морских пространств и шельфа – с другой;

- имеется системное противоречие между необходимостью укрепления государственного присутствия и повышения потенциала отечественных компаний в Арктике и реально предпринимаемыми и прогнозируемыми мерами. Необходима разработка комплекса мер по трансформации экономической политики в регионе с использованием программно-целевого подхода;

- технико-технологические системы для отработки месторождений углеводородного сырья на средних глубинах (от 200 до 500 метров) акваторий со сложной ледовой обстановкой (большая толщина льда, подвижки ледовых полей, высокая вероятность появления айсбергов) в настоящее время отсутствуют как в отечественной, так и в мировой практике. Существует теоретическая проработка отдельных компонент;

- высокие экономические риски, низкая рентабельность и длительная окупаемость таких проектов делают их недостаточно привлекательными для потенциальных инвесторов, однако эти негативные стороны компенсируются нарастанием дефицитность Европейского и Североамериканского рынков, особенно в части природного газа;

- освоение арктического углеводородного сырья в ближайшей перспективе для отечественной экономики в целом и ведущих компаний определяется не столько экономическими, сколько геополитическими факторами и необходимостью создания отечественных технико-технологических систем для крупномасштабного развития добычи за пределами 2020 года.

1. Ильинский А.А., Мнацаканян О.С., Череповицин А.Е. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России. Стратегический анализ и концепция развития / СПб.: Наука, 2006. – 475 с.

2. Мнацаканян О.С. "Арктиморнефтегазразведка" – лидер освоения углеводородного сырья на шельфе Российской Арктики // Недропользование – XXI век, № 1, 2007. – С.81-85.

3. Назаров В.И., Калист Л.В. Экономическая оценка нефтегазового потенциала арктического шельфа России // Нефть Газ Промышленность, №6(26), 2006. – С.27-30.

4. Eurasia offshore, № 1, 2005.

5. Белоснежка против Длинного Змея // Экспорт Северо-Запада, № 47(225), 2005. – С.48-60.

6. Штокман: пять вариантов Statoil // Нефтегазовая вертикаль, № 12, 2005. – С.82-84.

7. Чернов И. Приразломное // Нефтяная вертикаль, № 16, 2005. – С.64-67.

8. Чернов И. Приразломное нефтяное месторождение – старт уже близок // Морская биржа, № 13(3), 2005. – С.2-6.

9. Кутычкин Б. Чья нефть будет первой? // Нефтегазовая вертикаль, № 16, 2006. – С.70-72.

ОСНОВНЫЕ МЕЖДУНАРОДНЫЕ ОРГАНИЗАЦИИ,

ЗАНИМАЮЩИЕСЯ ПРОБЛЕМАМИ СЕВЕРА И АРКТИКИ

• Арктический совет;

• Постоянный комитет парламентариев Арктического региона;

• Совет Баренцева/Евро-арктического региона;

• Северный форум;

• "Северное измерение" Европейского союза

АРКТИЧЕСКИЙ СОВЕТ

Статус: международная региональная структура, призванная содействовать сотрудничеству в области охраны окружающей среды и обеспечения устойчивого развития приполярных районов Год создания: 1996, 19 сентября Основные участники: Дания, Исландия, Канада, Норвегия, Россия, США, Финляндия, Швеция Постоянные участники: Циркумполярная конференция инуитов, Международная ассоциация алеутов, Совет саамов, Ассоциация коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока РФ, Арктический совет атабасканов и Международный совет гвичинов (число может быть увеличено, но не должно превышать количество государств – членов Совета) Наблюдатели: Великобритания, Нидерланды, Польша, ФРГ, Франция, Комиссия ООН по окружающей среде в Европе (ЮНЕКЕ), Постоянный комитет парламентариев Арктического региона, Северный Форум, Всемирный фонд природы, Международная Федерация обществ Красного Креста и Красного Полумесяца, Международный союз охраны здоровья в Циркумполярье и др.

Направления деятельности охватывают в основном природоохранную сферу и проблемы устойчивого развития, в том числе:

• программа арктического экологического мониторинга и оценки;

• стратегия устойчивого развития Арктики;

• предупреждение, готовность и реагирование на чрезвычайные ситуации;

• сохранение арктической флоры и фауны, защита морской среды Структура: высший орган – министерская сессия Арктического совета (проводится раз в два года). Рабочий орган – группа старших должностных лиц (заседание 3-4 раза в год)

ПОСТОЯННЫЙ КОМИТЕТ

Статус: рабочий орган Конференции парламентариев Арктического региона.

Членство в ПК соответствует членству государств в Арктическом совете Год создания: Основные участники: Дания, Исландия, Канада, Норвегия, Россия, США, Финляндия, Швеция, Европейский парламент Наблюдатели: Циркумполярная конференция инуитов, Совет саамов, Ассоциация коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока РФ Направления деятельности определяется целью ПК: подготовка и организация проведения Конференции парламентариев Арктического региона и контроль за выполнением решений. Выделены направления:

• участие во встречах Арктического совета в качестве наблюдателя и в совещаниях Совета Баренцева/Евро-арктического региона в качестве приглашенного;

• продвижение концепции устойчивого развития, помощь коренным народам Арктики путем наработки собственного потенциала в регионе;

• поддержка "Северного измерения" Европейского союза, Канадской внешнеполитической линии "Северного измерения";

• поддержка контактов со Всемирным банком, Глобальным экологическим фондом и Комиссией ООН по устойчивому развитию и окружающей среде;

• организация и поддержка деятельности Арктического университета Структура: высший орган – Конференция, в промежутках заседания Постоянного комитета проводятся не реже двух раз в год. Рабочий орган не создан, техническое обслуживание выполняет Международный департамент финского парламента

СОВЕТ БАРЕНЦЕВА/ЕВРО-АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА

Статус: международная региональная структура, призванная развивать сотрудничество стран по рациональному использованию ресурсов Баренцева моря Год создания: 1993, 11 января Основные участники: Дания, Исландия, Норвегия, Россия, Финляндия, Швеция, а также Комиссия европейских сообществ (КЕС) Наблюдатели: Великобритания, Германия, Италия, Канада, Нидерланды, Польша, США, Франция, Япония Региональный совет: от России – Архангельская и Мурманская области, республики Карелия и Коми, Ненецкий автономный округ; от Норвегии – губернии Нурланд, Финнмарк, Тромс; от Швеции – губернии Норрботтен и Вестерботтен; от Финляндии – губерния Лапландия, союзы коммун Кайнуу и Северной Астроботнии; представители коренного населения региона Направления определяются основной целью деятельности Совета (содействие устойчивому развитию региона) и включают:

• двухстороннее и многостороннее сотрудничество в области экономики, торговли, • содействие развитию связей в сфере окружающей среды, образования, культурных • реализация проектов по развитию Баренцевой/Евро-арктической транспортной зоны, преодолению торговых барьеров, повышению ядерной и радиационной • Баренцеву программу сотрудничества между губерниями (областями) Структура: высший орган – Совет БЕАР, собирается ежегодно на уровне министров иностранных дел. Рабочий орган – Комитет старших должностных лиц, проводящий заседания примерно раз в 2 месяца. Региональный совет – входят руководители административных единиц, собирается не реже 2 раз в год, разрабатывает "Баренцеву программу сотрудничества" сроком на 5 лет

СЕВЕРНЫЙ ФОРУМ

Статус: международная неправительственная организация северных регионов Год создания: 1993, 8 ноября Участники: провинции Альберта, Юкон и Северо-Западные территории (Канада);

штат Аляска (США); Управление Северной Норвегии (объединяет губернии Нурланд, Финнмарк, Тромс и Тренделаг), губернии Норрботтен и Вестерботтен (Швеция), губерния Лапландия (Финляндия); республики Коми и Саха (Якутия), г.Санкт-Петербург, ХантыМансийский, Ненецкий, Ямало-Ненецкий округа, Магаданская, Камчатская и Сахалинская области (Российская Федерация); провинция Дориод (Монголия); провинция Хейпудзян (Китай); префектура Хокайдо (Япония) Наблюдатели: Исландия, Южная Корея Направления деятельности определяются целью (улучшение качества жизни на Севере через сотрудничество и обмен опытом, знаниями и технологиями) и включают:

• мониторинг окружающей среды (разработка специальных методов исследований • управление дикой природой (изучение сравнительных данных по состоянию • восточно-западные и циркумполярные авиалинии (оптимизация существующих маршрутов и открытие новых);

• развитие малой полярной авиации;

• управление морскими ресурсами (сравнительные исследования морских ресурсов • Северный морской путь (развитие коммерческих транспортных маршрутов по Северному Ледовитому океану);

• Академия Северного Форума (координация усилий ученых для решения проблем Севера и Арктики). Под эгидой СФ действует Ассоциация северных Структура: высший орган – сессия Генеральной Ассамблеи Северного Форума (проводится раз в 2 года). Конференции и встречи координаторов – периодически. Штабквартира в Анкоридже (Аляска, США), вспомогательные секретариаты в Буде (Тренделаг, Норвегия) и Якутске (Саха, Россия)

"СЕВЕРНОЕ ИЗМЕРЕНИЕ" ЕВРОПЕЙСКОГО СОЮЗА

Статус: официального статуса не имеет, можно рассматривать как получающее закрепление в отдельных документах стремление северных стран – членов ЕС (в т.ч.

прибалтийских) не отстать от быстро развивающейся субрегиональной интеграции на юге и в Средиземноморье, в том числе с опорой на природные ресурсы России Год создания: идея выдвинута правительством Финляндии в 1997 году, первая официальная встреча по "Северному измерению" состоялась в Хельсинки в 1999 году на уровне министров иностранных дел государств-членов ЕС и стран-партнеров (включая Россию) Участники: формальное участие не определено, в соответствии с документами ЕС охватывает территории Финляндии, Швеции, Норвегии, Исландии, стран Балтии и Польши.

В России – Республику Карелия, Архангельскую, Мурманскую, Вологодскую, Псковскую, Новгородскую, Ленинградскую и Калининградскую области, г.Санкт-Петербург Направления не закреплены, но на министерских встречах (конференциях) выделяют:

• системное решение вопросов экологии и ядерной безопасности;

• развитие транспортной и приграничной инфраструктуры, энергетического • распространение программ ЕС по поощрению малого и среднего бизнеса на приграничные районы;

• введение льготных режимов трансграничного сотрудничества Структура: официальной структуры не имеет, в 2001 году в Комиссии по европейскому сотрудничеству создан координационный пункт "Северного измерения".

Имеет устойчивое финансирование на средства программ Евросоюза ТАСИС (для России), ФАРЕ (для Польши и Балтии), "Интеррег" (регионы Балтийского бассейна).