Если 10 лет назад утверждение, что будущее российской нефтедобычи — на арктическом шельфе, не встречало серьёзных возражений, то теперь обстоятельства драматически изменились. Вмешались санкции: сначала в 2014, затем в 2022 году.
Учитывая, что собственных технологий в России нет, шельфовым проектам грозит «заморозка» на неопределённый срок. Однако задачи воспроизводства сырьевой базы никто не отменял.
И здесь встаёт вопрос, на чём стоит сосредоточить ресурсы. Выделять средства на геологоразведку и освоение шельфовых месторождений или сосредоточиться на технологиях извлечения «трудной» нефти?
Россия привыкла к своему статусу ведущей сырьевой державы, а запасы нефти и газа порой кажутся неисчерпаемыми. На самом деле это, конечно, не так. По оценкам Минприроды, запасы нефти в РФ с 2010 по 2021 год сократились на треть и составили на момент отчёта чуть больше 19 млрд тонн.
Впрочем, здесь ещё один нюанс: не во всех случаях добывать «чёрное золото» экономически рентабельно. Так, специалисты АО «ВНИГРИ-Геологоразведка» в своей статье «Арктический нефтегазоносный шельф России на этапе смены мирового энергетического базиса» в журнале «Энергетическая политика» оценили размер разведанных рентабельных запасов нефти в 10 млрд тонн.
Очевидно, что необходимы серьёзные инвестиции в геологоразведку. Но перед тем как переходить к конкретным действиям, стоит определиться с приоритетами: искать новые месторождения на арктическом шельфе или сосредоточиться на изучении территорий Восточной Сибири.
Есть и ещё один вариант — развитие технологий повышения нефтеотдачи в традиционных регионах добычи. Попробуем оценить достоинства и недостатки каждого из них.
Генеральный директор АО «Росгеология» Сергей Горьков, отвечая на вопрос корреспондента dprom.online, выразил точку зрения, что сворачивать шельфовые проекты не стоит, несмотря на все сложности. Ключевой довод — только здесь сохраняется высокая возможность серьёзных открытий.
«Найти крупные месторождения, скорее всего, можно только на шельфе, и наши работы в прошлом году показали, что перспектива есть. Мы обнаружили 9-километровый, достаточно большой осадочный чехол — таких всего 4 в мире», — сказал Сергей Горьков.
На данный момент в Арктике геологи выявили 23 месторождения, большая часть которых относится к уникальным и крупным. Но добыча ведётся лишь в Приразломном и Юрхаровском месторождениях. В остальных случаях ещё требуются доразведка. Нужно учитывать и тот факт, что из 50 млрд тонн жидких углеводородов доля нефти составляет немногим более 10%. Остальное — это природный газ, отмечают специалисты «ВНИГРИ-Геологоразведка».
А что же санкции? Исторически сложилось, что в России не было компетенций по шельфовой добыче, а значит, и зависимость от импортного оборудования и технологий была здесь сильнее всего. Сергей Горьков признаёт наличие проблемы, но призывает не преувеличивать её масштабы.
«Шельфовое оборудование действительно иностранное. Но ни в этом, ни в следующем году мы не видим проблем, что мы сможем в принципе реализовать проекты на шельфе. В целом зависимость есть, но ситуация не такова, что «они выключили, и мы ничего не можем сделать». Плюс мы и Минпромторг заранее начали проекты по импортозамещению этого оборудования, поэтому на горизонте 3 лет мы понимаем, что оно будет замещено», — оптимистично заключает глава «Росгеологии».
Если говорить о запасах ТРИЗ, то здесь потенциально мы можем говорить о достаточно больших объёмах. В своём выступлении на TNF 2022 руководитель технологического офиса МУН ООО «Газпромнефть-Технологические партнёрства» Андрей Громан оценил остаточные трудноизвлекаемые запасы в 29,9 млрд тонн.
Свои подсчёты провели и специалисты «ВНИГРИ-Геологоразведка».Так за счёт выявления мелких низкодебитных залежей в старых нефтедобывающих районах можно прирастить запасы примерно на 12 млрд тонн нефти и 40 трлн кубометров газа.
В свою очередь вовлечение в разработку невостребованных запасов даст ещё 6,6 млрд тонн нефти и 28,3 трлн кубометров газа. Развитие методов повышения нефтеотдачи — это ещё от 12 до 15 млрд тонн нефти, а разведка в новых малообустроенных районах — 28 млрд тонн нефти и 53 трлн кубометров газа. Наконец, разработка сланцевых месторождений на Баженовской свите ещё — до 10 млрд тонн нефти и 8 трлн кубометров газа.
Для сравнения: по этим подсчётам освоение шельфа даст до 9 млрд тонн нефти и 95 млрд кубометров газа. Из этих цифр на первый взгляд вытекает приоритет континентальных запасов. Однако здесь не всё так просто.
Так, вовлечение в оборот малодебитных и невостребованных месторождений связано со множеством сложностей, главная из которых — низкая рентабельность при существующем уровне технологий. То же самое касается применения методов нефтеотдачи. Здесь мы сталкиваемся с той же проблемой, что и при реализации шельфовых проектов — зависимостью от импортных технологий.
Важно и то, что все эти варианты, включая освоение Баженовской свиты, по большому счёту, становятся рентабельными только при наличии налоговых льгот. С учётом сложной экономической ситуации в стране убедить финансовый блок правительства пойти на эти меры будет достаточно сложно. Если же говорить об освоении новых территорий, то это в первую очередь Восточная Сибирь. Здесь тоже есть свои сложности.
«Мы должны понимать, что здесь можно найти только средние и крупные, но не крупнейшие месторождения. При этом в основном структура залежей специфична, поэтому геологоразведка и добыча представляются непростой задачей», — отмечает Сергей Горьков.
И всё же какой выбор сделать? Или, может быть, стоит развивать эти направления параллельно?
«Если говорить о ТРИЗах на существующих месторождениях — это тоже вопрос технологий, пока у нас они носят пилотный характер. Поэтому вопрос в том, какие технологии у нас будут развиваться быстрее.
Мне кажется, надо выбирать стратегию параллельного развития, заниматься обоими направлениями. Особенно, конечно, надо смотреть шельф, который находится недалеко от берега и вполне может быть доступен для добычи», — считает Сергей Горьков.
В обычных условиях эта стратегия была наиболее оправданной, но в условиях кризиса, распылять и без того ограниченные ресурсы представляется спорным решением. И здесь, судя по всему, чаша весов всё же склоняется в пользу континентальных запасов, несмотря на все вышеописанные сложности.
Надо понимать, что при реализации шельфовых проектов, помимо собственно технологий добычи, нужно будет решить вопрос транспортировки углеводородов. А это означает либо развитие танкерного флота из судов ледового класса, либо строительство локальных трубопроводов. Оба варианта достаточно затратные. Ключевым остаётся вопрос рентабельности проектов.
По мнению специалистов «ВНИГРИ-геологоразведка», здесь многое будет зависеть от экспортных перспектив и цен на мировом рынке. С учётом цен на внутреннем рынке собственное потребление не сможет обеспечить экономическую эффективность проектов. Это становится актуальным в свете эмбарго, которое ввели ряд стран в отношении российских углеводородов.
Все эти аргументы привели к тому, что российские власти фактически сделали свой выбор в пользу континентальных проектов. Как писали «Ведомости» в апреле 2021 года, в Министерстве энергетики признали невозможность активной добычи нефти на шельфе в горизонте до 2035 года. Главные причины: отсутствие необходимых технологий и высокий порог рентабельности — $80–90 за баррель.
По оценкам специалистов Минэнерго, обеспечить стабильную добычу нефти в стране до 2035 году можно и без реализации шельфовых проектов. Таким образом, арктический шельф в ближайшие 15 лет будет выполнять роль экспериментального полигона по разработке новых технологий нефтедобычи. А задачи по восполнению сырьевой базы будут решать преимущественно за счёт континентальных запасов.
Спасибо!
Теперь редакторы в курсе.