CC BY
83Арктика и Мировой океан:
глобальные и российские тренды развития нефтегазовой отрасли
Arctic and World Ocean:
global and Russian trends
of oil and gas industry development
БОГОЯВЛЕНСКИЙ Василий Игоревич
Заместитель директора по научной работе, заведующий лабораторией «Шельф» Института проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), член Правления ВЭО России, член-корреспондент РАН, доктор технических наук Vasily I. BOGOYAVLENSKY
Deputy Director for Science, Head of "Shelf" Laboratory, Oil and gas research institute of RAS, Member of the Board of VEO of Russia, Corresponding member of RAS, doctor of technical science
БОГОЯВЛЕНСКИЙ Игорь Васильевич
Научный сотрудник Института проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) Igor V. BOGOYAVLENSKY
Researcher, Oil and gas research institute of the RAS
Аннотация: Рассмотрены основные тренды развития мировой нефтегазовой
индустрии и сделаны рекомендации по освоению ресурсов углеводородов арктических и субарктических морей России. Показано глобальное влияние «сланцевой революции», поднявшее нефтегазовый сектор экономики США на лидирующие мировые позиции, тормозящее развитие морской нефтегазовой отрасли (особенно в Арктике) и влияющее на уровень мировых цен на углеводороды. Рассмотрены основные проблемы освоения ресурсов нефти и газа на акваториях Мирового океана и Арктики. Обосновано, что из-за низкого уровня изученности лито- и гидросфер Арктики широкомасштабное освоение углеводородных ресурсов акваторий Арктики способно принести колоссальные убытки, связанные с необходимостью ликвидации
возможных катастроф, которые ранее неоднократно происходили на суше Арктики.
Abstract: The main trends in the development of the world oil and gas industry are
considered and recommendations on the development of the hydrocarbon resources of the Arctic and subarctic seas of Russia are made. The global influence of the "shale revolution" has been shown, raising the US oil and gas sector to leading global positions, inhibiting the development of the offshore oil and gas industry (especially in the Arctic) and affecting the level of world hydrocarbon prices. The main challenges of oil and gas resources development in the World Ocean and the Arctic are considered. It has been substantiated that due to the low level of knowledge of the Arctic lithosphere and hydrosphere, the large-scale development of the hydrocarbon resources of the Arctic shelf can cause enormous losses associated with the need to eliminate possible catastrophes that have repeatedly occurred in the Arctic onshore.
Ключевые слова: Нефтегазодобыча, глобальные тренды, воспроизводство минерально-сырьевой базы, «сланцевая революция», сланцевые углеводороды, шельф Арктики, Мировой океан, Арктическая зона, геоэкология.
Keywords: Oil and gas production, global trends, reproduction of the mineral
resources base, shale hydrocarbons, Arctic shelf, World Ocean, Arctic zone, geoecology.
Для правильного определения вклада и перспектив территории суши Арктической зоны Российской Федерации (АЗРФ), акваторий Арктики и Мирового океана в уровнях мировой нефтегазодобычи необходим анализ современного состояния и основных трендов развития нефтегазовой индустрии мира и ведущих нефтегазодобывающих стран, включая США и Россию.
В последние годы в нефтегазовой индустрии мира происходят или уже произошли серьезные изменения, оказывающие значительное влияние на экономику не только на локальном уровне отдельных стран, но и в глобальном масштабе [1-40]. Среди особенно важных событий отметим активную разработку и совершенствование технологий повышения нефтеотдачи и добычи углеводородов (УВ) из традиционных и нетрадиционных (unconventional) залежей, приведшие к «сланцевой революции» в США и тиражируемой другими странами. Значительно расширяются ресурсные базы давно открытых и новых нефтегазоносных бассейнов (НГБ) в Мировом океане, включая шельф и континентальный склон Бразилии, шельф Израиля, Кипра, Танзании, Мозамбика,
Австралии и ряда других стран (рис. 1). В большинстве новых открытий превалирует газ, что увеличивает конкуренцию для ПАО «Газпром» и его шельфовых проектов в Арктике. Кардинальные изменения в направления мировых поставок газа вносит активно расширяющееся производство и транспортировка сжиженного природного газа (СПГ). Не за горами «газогидратная революция», подготовка которой ведется в Китае и Японии, в чем мы убедились, побывав в этих странах.
Рисунок 1. Нефтегазоносные бассейны Мирового океана с превалированием нефти (1) и газа (2)
Особенности мировой нефтегазодобычи. Жидкие углеводороды
На фоне продолжающегося мирового экономического кризиса в 2015 г. произошло специально организованное (по мнению авторов) перепроизводство жидких УВ (ЖУВ - нефть, конденсат и жидкие УВ, выработанные из газа) [2, 16], что отрицательно сказалось на рыночной цене на все УВ. Цена на нефть марки Brent (crude oil) снизилась к 20 января 2016 г. до 28,2 долл./барр. В сентябре — октябре 2016 г., благодаря дипломатическим усилиям России, появилась надежда на улучшение ситуации — удалось договориться со странами ОПЕК о снижении квот на добычу нефти. В конце 2016 г. наметился рост цен на нефть, и в 2017 г. она стабилизировалась в районе 50-55 долл./барр., что доказало эффективность внедрения в мировую рыночную экономику элементов глобального стратегического планирования [16]. В октябре 2018 г. установлен локальный (за три года) рекорд стоимости нефти марки Brent (около 86 долл./барр. или 81,03 долл./барр. в среднем за октябрь) [22]. Отметим, что в 2018 г. среднегодовая стоимость нефти 71,3 долл./ барр. выросла на 31,6% по сравнению с 2017 г. (54,19 долл./барр.) [24].
По данным Минфина РФ средняя цена на нефть марки Urals продолжила свой рост с 41,9 долл./барр. в 2016 г. до 53 долл./барр. в 2017 г. (на 26,6%) и до 70 долл./барр. в 2018 г. (на 32%) [21]. В результате впервые после 2011 г. вместо традиционного дефицита сложился профицит
Рисунок 2. Мировые объемы производства (World) жидких углеводородов (1) и газа (2), в том числе на суше (World onshore) и в Мировом океане (World Offshore), включая мелководье (SW) и глубоководье (DW)
бюджета. Потери от ограничений добычи нефти с большим запасом компенсируются и приносят прибыль за счет значительного роста стоимости УВ. Это лишний раз свидетельствует о необходимости применения механизмов планирования в отечественной и глобальной экономиках.
В последние годы происходил стабильный рост производства и потребления ЖУВ и газа, что отображается на рис. 2, подготовленном с учетом многочисленных зарубежных источников, включая отчеты ВР, Е1А, 1НБ и др. [23, 24, 38, 39 и др.]. В 2017 г. производство ЖУВ выросло незначительно (на 0,27%) и достигло 4,379 млрд т, а в 2018 г. произошел сильный рост (на 2,17%) до 4,474 млрд т (рис. 2.1). По состоянию на 2018 г. доля добычи УВ в морских НГБ по отношению к общемировому производству ЖУВ достигла 33,9% по нефти с конденсатом (НК) и 38,6% по газу.
2
В Государственном докладе Минприроды РФ за 2016-2017 гг. отмечено, что «Россия на протяжении нескольких лет лидирует по добыче жидких углеводородов, опережая своего главного конкурента, Саудовскую Аравию..., а доля страны составила 14% мировой добычи» [19, с. 12]. Согласно данным ВР в 2017 и 2018 гг. мировые объемы добычи НК
1
составили 4065,2 и 4141 млн т [23, 24]. Россия по-прежнему лидирует -548,8 и 555,8 млн т, что составляет 13,5 и 13,4% от мировых объемов НК. На втором месте Саудовская Аравия - 506,7 и 524,5 млн т (12,5 и 12,7%). США в эти годы добыли 465,7 и 545,9 млн т (11,5 и 13,2%).
В отчете ВР имеется также информация по производству ЖУВ, составившему в 2017 и 2018 гг. 4379,9 и 4474,3 млн т [23, 24]. Среднемировые доли НК в ЖУВ составили 92,8 и 92,6%. Для сравнения отметим, что в России доля НК в объеме ЖУВ - 99 и 98,7%, в Саудовской Аравии - 90,6 и 90,7%, а в США - 81,1 и 81,6%. В итоге лидерство в суммарном производстве ЖУВ бесповоротно захватили США, произведя в 2017 и 2018 гг. 573,9 и 669,4 млн т (13,1 и 15,0%). На втором месте Саудовская Аравия - 559,3 и 578,3 млн т (12,8 и 12,9%) [23, 24]. Россия в эти годы произвела 554,3 и 563,3 млн т ЖУВ, что составляет 12,7 и 12,6% от мирового объема, и заняла третье место. Таким образом, афишируется только «одна сторона медали».
Россия, в отличие от США и Саудовской Аравии, сильно отстает в переработке газа и производит из него крайне мало ЖУВ. В Государственном докладе Минприроды России [19, с. 56] отмечено, что только в Западно-Сибирском НГБ «в 2016 г. извлечено из недр и сожжено 12,9 млн т этана, 5,7 млн т пропана, 3,6 млн т бутанов» (за 2017 и 2018 гг. информации нет). Суммарно это 22,2 млн т тяжелых УВ - хороший резерв для производства ЖУВ.
Интересен факт, что в 2017 и 2018 гг. 78 и 78,3% от мировых объемов добываемых ЖУВ были предметом экспортно-импортных операций, включая нефть, конденсат и нефтепродукты - 3,417 и 3,502 млрд т (рост 2,5%) [23, 24]. При этом в мировом объеме поставок среди стран абсолютным лидером по экспорту ЖУВ является Россия - 12,9 и 12,8% (440,3 и 449 млн т). По нетто-экспорту (экспорт минус импорт) доля России немного меньше - 12,6 и 12,54 (430,7 и 439,1 млн т). В долевом пересчете из России экспортировалось 79,4 и 79,7% общего объема добычи ЖУВ в стране! На втором месте по экспорту идет Саудовская Аравия - 12,1 и 12,4% (412,7 и 423,6 млн т), а по нетто-экспорту - 11,9 и 11,8% (405,9 и 412,7 млн т).
Китай в 2017 и 2018 гг. является абсолютным лидером по импорту ЖУВ - 14,8 и 15,6% (506,5 и 546,4 млн т), а по нетто-импорту (импорт минус экспорт) - 13,2 и 13,9% (452,2 и 488 млн т). Следом по импорту идут США - 14,7 и 14,0% (501 и 490,8 млн т), однако по нетто-импорту доли США значительно ниже - 6,4 и 4,17% (219 и 146 млн т). Судя по всему, в 2021 г. после более чем 70 лет зависимости от импорта нефти США (с 1949 г. с пиком в 2005 г. в 625 млн т) превратятся в чистого экспортера ЖУВ с уровнем около 200 млн т нефти в 2024 г. [33]. Таким образом, «сланцевая революция» порождает кардинальное (революционное) перераспределение традиционных экспортно-импортных потоков УВ.
За последнюю треть века благодаря «сланцевой революции» темпы роста добычи нефти на суше и в Мировом океане примерно равны, не считая локальные аномалии, связанные с кризисами и катастрофическими событиями в крупнейшем морском НГБ в Мексиканском заливе в 2005-2010 гг. (см. ниже). По нашим расчетам только благодаря «сланцевой революции» мировые объемы добычи нефти и газа на суше не вступили в 2005-2007 гг. в стадию стагнации (см. рис. 2.1 и 2.2 - пунктирные линии), а доля шельфового газа в 2014-2015 гг. не превысила 50% от мировой добычи (см. рис. 2.2). Это новое направление, без сомнения, притормозило реализацию ряда шельфовых проектов, особенно арктических. В частности, в российском секторе Баренцева моря был «заморожен» проект освоения гигантского Шток-мановского газоконденсатного месторождения (ГКМ), предусматривавший производство СПГ для экспорта в США.
По хорошо обоснованному заявлению исполнительного директора Международного энергетического агентства IEA (International Energy Agency) Ф. Бирола (Fatih Birol) мы живем во времена необычайных
Рис. 3.
Тренды долевой добычи углеводородов на шельфе и на суше из нетрадиционных коллекторов в США (1 - нефть, 2 - газ)
1
перемен для нефтяной промышленности: «Наступает вторая волна американской сланцевой революции. На США будет приходиться 70% роста мировой добычи нефти и около 75% роста торговли СПГ в течение следующих пяти лет. Это потрясет международные торговые потоки нефти и газа и окажет глубокое влияние на мировую энергетическую геополитику» [36]. Отметим, что ни один из ведущих экспертов мира не смог предвидеть столь бурные темпы роста объемов добычи нефти из нетрадиционных низкопроницаемых коллекторов (НПК - tight), часто для упрощения не совсем корректно называемых сланцевыми [2, 12]. В 2018 г. на фоне снижения доли (но не объема) шельфовой нефти (с 31 до 17%) доля нефти из НПК почти достигла 60% (рис. 3.1).
Несмотря на вышесказанное, США продолжают импортировать ЖУВ из России. По данным Управления энергетической информации США - EIA (U.S. Energy Information Administration) в 2017 и 2018 гг. из России было ввезено около 19,3 и 18,7 млн т нефти и нефтепродуктов (142 и 137 млн барр.), что составляет около 62,3 и 60,1% от рекордного по поставкам из России 2011 г. - 31,1 млн т (227,8 млн барр.) [37]. В 2019 г. импорт США из России может увеличиться для компенсации снижения закупок в Венесуэле, связанных с действием санкций.
Активно растущие потребности в УВ в Китае привели к реализации ряда уникальных проектов, включая тиражирование «сланцевой революции» и развитие технологий добычи газа из субаквальных залежей газовых гидратов. В Китае, как и в США, сланцевые УВ способны внести огромный вклад в энергетическую независимость страны [6]. Китай освоил американские технологии добычи сланцевого газа и имеет самые большие в мире технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа, достигающие по обновленным в 2015 г. данным EIA 31,6 трлн м3 (14,7% от мировых, в 1,8 раза больше, чем в США) [35, 40].
Газ
В 2017 и 2018 гг. мировая добыча газа выросла до 3,678 и 3,868 трлн м3 (на 3,84 и 5,17%) (рис. 2.2) [23, 24]. В 2018 г. на фоне падающей газодобычи в странах ЕЭС (на 8,8%), Венесуэле, Бразилии и др. бурный рост объемов добычи газа на 190 млрд м3 обеспечили, главным образом, 5 стран (в млрд м3 / % внутреннего роста): США (86/11,5%), Россия (34/5,3%), Иран (19,3/8,8%), Австралия (17,3/15,3%) и Китай (12,3/8,3%). Лидерами мировой добычи газа являются (в млрд м3 / % доля мировой добычи): США (831,8/21,5%), Россия (669,5/17,3%) и Иран (239,5/6,2%). При мировых запасах газа, оцененных компанией BP в 196,9 трлн м3, признанными лидерами являются (трлн м3 / % доля запасов): Россия (38,9/19,8%), Иран (31,9/16,2%), Катар (24,7/12,5%), Туркменистан (19,5/9,9%) и США (11,9/6,0%) [24].
В 2018 г. мировые экспортно-импортные операции по газу достигли 1236,4 млрд м3 (около 32% мировой добычи), включая поставки по газопроводам 805,4 (20,82%) и в виде СПГ 431 млрд м3 (11,14%). Основным экспортером газа является Россия - по газопроводам 223 млрд м3 (27,7%) и в виде СПГ 24,9 млрд м3 (5,8% поставок СПГ - 5-е место после Катара, Австралии, Малайзии и США). Основными потребителями газа являются (в млрд м3 / % мирового потребления в 3849 млрд м3): США (817,1/21,2%), Россия (454,5/11,8%), Китай (283.0/7,4%), Иран (225,6/5,9%), Япония и Канада (по 115,7/3,0%) [23, 24]. В 2018 г. самый большой прирост объемов потребления газа произошел в США и Китае (77,7 и 42,6 млрд м3). При этом в Китае темп роста потребления был в 2,4 раза выше, чем средний за период 2008-2017 гг. (17,6 млрд м3) [6].
Здесь необходимо отметить, что в США EIA традиционно рапортуются различные данные по объемам добычи газа, в том числе валовая добыча (Gross Withdrawals Gas - добыча газа по всем скважинам, включая УВ-газы, азот, сероводород, углекислый газ и др.), товарный газ (Marketed Gas) и сухой газ (Dry Gas - смесь УВ-газов, с преобладанием метана и небольшим содержанием этана и тяжелых УВ) (рис. 4) [4, 5]. Подобные пересчеты ведутся EIA и BP по всем странам. Согласно данным EIA, в США доля сухого газа в валовой газодобыче в разные годы, начиная с 1950 г., изменялась в диапазоне 71-88,7%: в 1950 - 71%, 1960 - 81%, 1970 - 88,3%, 1980 - 88,7%, 1990 - 82,7%, 2000 - 79,3%, 2010 - 79,5%, 2017 - 81,6%. Такие различия в первую очередь зависят от превалирующего состава валовой добычи газа, но также от объемов неуглеводородных газов, закачивания в пласты, сжигания и др. [4, 5]. Публикуемые ВР объемы газодобычи по США и другим странам соответствуют расчетным объемам сухого газа (Dry Gas). При этом BP и EIA уменьшают традиционно учитываемую ЦДУ ТЭК валовую добычу рос-
Рисунок 4. Сопоставление объемов добычи газа в США и России, по данным EIA, BP и ЦДУ ТЭК [4, 5]
сийского газа примерно на 9,5% (по нашим представлениям снижение должно быть еще больше) [4, 5].
Валовая добыча газа в США в 2018 г. выросла до 1047 млрд м3 (101,3 млрд куб. футов в день - 2,87 млрд м3/сут.) по сравнению с 2017 г. на 11% [39]. При этом в декабре 2018 г. был установлен абсолютный среднемесячный рекорд 3,053 млрд м3/сут. (107,8 млрд куб. футов в день). Рекорды 2018 г. выше локального рекорда 1970-1972 гг. примерно на 48,5%. Это достигнуто исключительно благодаря добыче газа из залежей в низкопроницаемых и сланцевых коллекторах с применением новых технологий многостадийного ГРП (гидроразрыва пласта -Hydraulic fracturing / fracking), доля которого превышает 60%. По данным EIA США в 2017 г. было добыто 776 млрд м3 сухого газа, что на 2,6% больше, чем в 2016 г. [38]. При этом США впервые с 1957 г. перешли из статуса нетто-импортеров в статус нетто-экспортеров с избытком добычи над потреблением в 4,1 млрд м3. В 2018 г. добыча сухого газа составила 862 млрд м3 - на 11,5% больше абсолютного рекорда 2017 г. и на 40,1% больше локального рекорда 1973 г. Объем товарного газа в 2018 г. составил 927 млрд м3.
По приведенным на рис. 4 зависимостям видно, что объемы валовой добычи газа в США были почти всегда выше, чем в России за исключением лишь четырех лет в 1989-1992 гг. Сравнивая категории производства сухого газа, отметим, что Россия лидировала в течение 25 лет -в период 1986-2010 гг. за исключением провального 2008 г. За счет начавшегося в США в 2007 г. активного роста добычи сланцевого газа (рис. 3.2), в 2011 г. США также опередили Россию по категории производства сухого газа (см. рис. 4).
В мировом энергетическом балансе на общем фоне роста добычи и потребления ЖУВ, газа и угля происходит постепенное перераспределение их долей. Согласно данным BP основная доля приходится на ЖУВ - около 33% (снижается с 50% в 1990 г.) [23]. На втором месте уголь - его доля выросла с 26% в 2000 г. до около 30% в 2011-2015 гг., но затем снизилась до 27,2% в 2018 г. Китай является основным производителем (46,7%) и потребителем (50,5%) угля. Доля газа в мировом балансе медленно, но стабильно растет с 15% в 1985 г. до 24% в 2018 г. Предполагается, что в дальнейшем доли угля и нефти будут снижаться, а газа - расти.
В последние 15 лет в самом крупном морском нефтегазовом бассейне (НГБ) Мексиканского залива ряд ужасающих по силе ураганов нанес значительный урон морской нефтегазовой индустрии и всей экономике США. В частности, в августе - сентябре 2005 г. ураганы Katrina и Rita полностью разрушили 113 и серьезно повредили 52 платформы, произошли колоссальные (около 30 тыс. м3 от одного урагана Katrina) разливы нефти и нефтепродуктов. В разрушенном и затопленном Новом Орлеане 160 тыс. домов признаны не подлежащими восстановлению.
В 2017 г. на США обрушился ураган Harvey, разливы нефти от которого были относительно небольшие (около 3 тыс. м3), но ущерб огромен. Общие экономические ущербы от ураганов оцениваются по разным данным в 153-194 млрд долл. Katrina и 125-198 млрд долл. Harvey [31].
В 2010 г. дополнительный удар по нефтегазовой отрасли США и всего мира нанесла катастрофа на месторождении Macondo, породившая самую крупную в мирное время экологическую катастрофу на шельфе. По хорошо обоснованным расчетам [32] ущерб только в США (без Мексики) составляет около 145 млрд долл. Компания BP признала, что по состоянию на начало 2019 г. ее финансовые потери на компенсацию ущерба составили 67 млрд долл. [24].
Истощение старых месторождений в НГБ Мексиканского залива, перманентные экономические кризисные явления, экологические катастрофы и появление нового привлекательного «сланцевого» направления уже привели к изменению стратегии нефтегазовой отрасли США. Если в период с 1990 по 2005 г. в Мексиканском заливе в среднем действовало около 4 тыс. платформ (примерно половина платформ мира) при максимальном количестве 4049 в 2001 г., то к концу 2018 г. по данным Бюро по безопасности и охране окружающей среды США - BSEE (Bureau of Safety and Environmental Enforcement) их число сократилось до 1867 (в 2,17 раза) [11].
В Арктике на газовом месторождении Burger в Чукотском море геологоразведочные работы (ГРР) компании Shell в 2012 г. оказались провальными и были близки к катастрофе, а результаты бурения в 2015 г. показали отсутствие коммерчески рентабельных запасов [2, 3, 16, 18]. В связи с этим Shell приостановила инвестиции на арктическом шельфе Аляски, а ее финансовые потери превысили 7 млрд долл. (включая стоимость приобретения лицензионных участков). Компании Chevron, Total и Statoil также приняли решение о прекращении или замораживании проектов освоения арктической акватории Аляски. Кроме того, в 2018 г. компания Chevron распродала все акции на шельфе Норвегии, а в июне 2019 г. компания ExxonMobil объявила о готовности продать все свои активы в 20 шельфовых проектах Норвегии с суммарной добычей в 2017 г. около 8,5 млн т нефти. Продолжает держаться лишь ConocoPhillips - оператор месторождения Ekofisk, на котором наступила стадия ликвидации платформ.
По данным Rystad Energy с середины 2014 г. из-за мирового кризиса приостановлена реализация 63 крупных проектов на сумму около 230 млрд долл., что приведет в 2026 г. к уменьшению мировой добычи на 3 млн барр./сут. (около 150 млн т в год) [30]. В их числе особенно дорогие проекты в Арктике, которые могут быть рентабельными при цене на нефть более 80 долл./барр.
Международное энергетическое агентство IEA, понимая сложности добычи нефти и газа из морских арктических месторождений, признает,
что «Арктическую нефть можно считать нетрадиционным ресурсом в силу ее относительной недоступности» наравне со сланцевыми УВ, газогидратами, сверхтяжелыми нефтями, битумами и свехглубокими залежами УВ [34]. Нетрадиционными арктические ресурсы УВ делают: недостаточная изученность региона, особенно акваторий; тяжелые природно-климатические условия, наличие льда на акваториях большую часть года; необходимость применения специальных технологий и морозостойких материалов; высокая стоимость работ, снижающая рентабельность проектов; отсутствие технологий ликвидации разливов на море в ледовых условиях; логистические проблемы, включая доставку и содержание персонала и др. На основе мирового опыта с учетом оптимистичного прогноза можно утверждать, что в ледовых условиях Арктики возможно ликвидировать не более 10-20% разлившейся нефти [2-5, 10, 16].
Бизнес в США и в ряде других стран все больше стал ориентироваться на развитие технологий повышения нефтеотдачи и добычи углеводородов (УВ) из традиционных и нетрадиционных залежей на суше. При этом себестоимость производства УВ из нетрадиционных коллекторов снизилась, а дебиты новых скважин многократно выросли, что сделало это новое направление более привлекательным, чем добыча УВ на шельфе, особенно арктическом.
В последние годы в США при освоении на суше нетрадиционных залежей УВ сформировался специфический подход, заключающийся в бурении так называемых незавершенных скважин DUC (drilled but uncompleted wells) c их временной консервацией до более благоприятной ценовой ситуации на рынке [26]. Это выгодно, так как при профиците УВ произошло значительное снижение стоимости бурения и его можно осуществлять впрок. Кроме того, в настоящее время в США существует дефицит транспортных средств, особенно трубопроводов. К концу 2019 г. завершится строительство новых трубопроводов, что в сочетании с вводом в разработку скважин DUC позволит США резко увеличить добычу нефти в 2020 г. и инициировать новый кризис цен. За два года с февраля 2017 г. по февраль 2019 г. число DUC увеличилось на 53,5% (с 5499 до 8442). Наиболее резко растет число DUC (в 2,76 раза за два года) в самом перспективном Пермском бассейне, в котором их находится около половины (45,8%) от общего числа.
В 2017 г. США впервые за 60 лет стали нетто-экспортерами газа. В дополнение к первому заводу СПГ Sabine Pass компании Cheniere в Луизиане, на котором уже действуют 5 линий суммарной годовой производственной мощностью 26,2 млн т (5-я линия запущена в марте 2019 г.), в марте 2018 г. начал работать второй завод СПГ Cove Point в штате Мэриленд мощностью 5,75 млн т [16, 28]. Особенностью работы данного завода является то, что СПГ впервые вырабатывается из слан-
цевого газа (формации Марселлус и Утика). В Техасе в феврале и июне 2019 г. началась отгрузка СПГ с первых двух линий завода Corpus Christi производительностью по 5 млн т. Также в Техасе в мае начала работу первая линия Cameron LNG мощностью 4,99 млн т. К концу года в Техасе будет введена в эксплуатацию первая линия СПГ (5,4 млн т) Freeport LNG. В итоге в 2018 г. США было экспортировано 21,1 млн т (28,7 млрд м3) СПГ - 6,7% от мирового экспорта 316,5 млн т (4-е место после Катара - 24,9%, Австралии - 21,7% и Малайзии - 7,7%) [28]. По планам к концу 2019 г. производственные мощности достигнут 49 млн т и США займут 3-е место в мире по производству СПГ, а в дальнейшем - около 100 млн т.
По данным компании IHS Markit мировой кризис привел к значительному увеличению количества простаивающих буровых установок, из-за чего в период с начала 2013 г. до апреля 2018 г. произошло четырехкратное снижение стоимости их аренды (полупогружные БУ и буровые суда - с 600 до 140 тыс. долл./сут.) [29]. Еще хуже ситуация наблюдается на рынке геофизических услуг. Из-за дефицита контрактов в 2015-2016 гг. стоимость акций основных геофизических компаний снизилась в 2,2-9 раз (PGS - 2,2 раза, Polarcus - 3,6; CGG - 4,4; EMGS - 9). Зарубежные и отечественные нефтегазодобывающие и сервисные компании переживают очень трудные времена.
На арктических акваториях пяти стран наибольшая активность наблюдается на шельфе норвежского сектора Баренцева моря, который в своей южной части благодаря Гольфстриму свободен от льда, что позволяет круглогодично проводить поисково-разведочное бурение (ПРБ) и применять традиционные технологии освоения морских месторождений. По данным Норвежского нефтяного директората NPD (Norwegian Petroleum Directorate) в 2018 г. здесь было пробурено 8 скважин ПРБ, что составляет 47,1% от рекорда 2017 г. (17 включая 12 поисковых и 5 разведочных) и 3 скважины эксплуатационного бурения (ЭБ) [27]. В период 1980-1918 гг. в Баренцевом море было пробурено 197 скважин, из которых ПРБ - 152, эксплуатационное бурение (ЭБ) - 45 (добывающие - 30, нагнетательные - 13, наблюдательные - 2). В период 1966-2018 гг. на всем шельфе Норвегии пробурено 6402 скважины (в рекордном 2015 г. - 253), включая ПРБ -1700 и ЭБ - 4702.
Объяснением высокой активности в норвежском секторе Арктики является гораздо более благоприятные природно-климатические условия, чем в других ее частях. В результате согревающего действия Северо-Атлантического течения (северное продолжение Гольфстрима) в Южной части Баренцева моря нет ледовой угрозы, поэтому ГРР могут вестись круглогодично. В результате на двух месторождениях уже ведется добыча (Snohvit с 2007 г. и Goliat с 2016 г.) и готовится к разработке в 2022 г. третье - Johan Castberg [16].
Объемы ГРР на российских акваториях Арктики значительно ниже, чем в норвежском секторе Арктики. На арктическом шельфе России с морских буровых установок пробурено 89 скважин ПРБ, включая в российской части Баренцева и Печорского морей - 56 и в Карском море с Обской и Тазовской губами - 33 [2-5, 16].
Освоение ресурсов нефти и газа в России
В Государственном докладе Минприроды России «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов РФ в 2016 и 2017 годах» в первых строках отмечено, что «Фундаментом экономики России является ее минерально-сырьевая база - совокупность разведанных и оцененных запасов и локализованных ресурсов полезных ископае-мых»[19, с. 7]. Правительство РФ понимает стоящие проблемы: касательно нефти отмечается «недостаточное обеспечение запасами разрабатываемых месторождений на период до 2035 года». Поддержать достигнутый уровень после 2025 г. может только «вовлечение в отработку трудноизвлекаемых запасов нефти» [20, с. 4]. Однако «санкции против российских нефтегазовых компаний, ограничивающие приток зарубежных инвестиций, новых технологий и оборудования в отрасль, затрудняют развитие новых проектов в России, в особенности шель-фовых и направленных на разработку трудноизвлекаемых запасов. В период 2016-2017 гг. не введено в эксплуатацию ни одного значимого месторождения» [19, с. 50].
Месторождения, открываемые на суше России в последние годы, в основном характеризуются небольшими запасами. По данным ГКЗ РФ, в период с 2003 по 2013 г. всего в России было открыто 533 новых нефтяных месторождений с суммарными запасами по категориям С1+2 2,06 млн т. В среднем ежегодно открывалось по 48 месторождений, а их осредненные запасы составили 3,9 млн т. Ситуация в 2016 г. была еще хуже: по предварительным данным МПР России (Neftegaz.ru, 11.01.2017) открыто 40 месторождений со средними запасами нефти категорий Сг+2 1,7 млн т. При этом самое крупное по геологическим и извлекаемым запасам нефти (78 и 17,4 млн т) Нерцетинское месторождение открыто ПАО «НК „Роснефть"» в АЗРФ (Ненецкий АО).
Несмотря на многолетние прогнозы о приближении в России стадии падения объемов добычи ЖУВ, в 2018 г. она выросла до рекордного уровня 555,84 млн т. Основанием для пессимистических прогнозов справедливо служили результаты постепенного снижения объемов добычи нефти в 2008-2017 гг. (в среднем на 1,55% в год от пикового значения 278,4 млн т в 2007 г.) в ключевом регионе Западно-Сибирского бассейна Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО - Югра). Отметим, что в 2018 г. немного (на 0,5%) выросла и добыча нефти в ХМАО - Югра, составившая 236,5 млн т или 42,6% от добычи страны
(на пике 2007 г. эта доля была 56,7%). Достижению рекордных результатов однозначно способствовали новые проекты в АЗРФ, обеспечившие стабильное увеличение объемов добычи ЖУВ в ЯНАО, НАО и на севере Красноярского края. Также позитивный вклад внес рост добычи ЖУВ на шельфе: до 26,6 и 27,6 млн т в 2017 и 2018 гг.
Зарубежные эксперты (BP и US EIA) в течение длительного времени занижают запасы газа России. Это связано с исторически сложившейся в России (СССР) ситуацией учета извлекаемых запасов газа исходя из 100% коэффициента извлечения (КИГ), в то время как фактически при традиционной системе разработки КИГ составляет 70-85%. Для понимания реальной ситуации с извлекаемыми запасами газа России балансовые запасы должны быть уменьшены на 15-20%. Еще более серьезные проблемы и разногласия в отечественных и зарубежных оценках стоят в понимании объемов российских запасов жидких УВ (ЖУВ — нефть и конденсат). По состоянию на конец 2014 г. по данным ЦДУ ТЭК и ГКЗ РФ общероссийские запасы ЖУВ по категориям С1+2 составляли 29,4 млрд т. В отечественной практике не учитывается техническая доступность и рентабельность освоения этих запасов. В результате эксперты BP «переоценивают» запасы России, уменьшая их примерно в два раза. Важно также понимать, что из 29,4 млн т запасов около 95,7% расположены на территории суши и лишь 4,4% — на шельфе. При этом только около 2% запасов ЖУВ сосредоточено на акваториях Арктики (в основном в Печорском море).
С учетом последних открытий в пределах официально утвержденной границы АЗРФ и шельфе Арктики открыто 365 месторождений УВ, включая 335 на суше и 30 на шельфе и в переходной зоне суша-море. По данным ГКЗ РФ в АЗРФ запасы категорий С1+2 оценены в 49,7 трлн м3 газа и 7,3 млрд т нефти, из них на шельфе 10,4 трлн м3 (20,9%) газа и 0,58 млрд т (7,9%) нефти с учетом запасов месторождения Победа, открытого в 2014 г. (И.В. Шпуров, RAO CIS Offshore, 2017). При этом около 75% запасов нефти и 92% запасов газа выявлено во времена СССР. По состоянию на начало 2019 г. накопленная добыча газа составила около 19,3 трлн м3 (28% начальных извлекаемых запасов), а нефти — около 1,73 млрд т (19,2%).
Впечатляющие результаты в глобальном масштабе достигнуты по уровню добычи газа в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и АЗРФ в целом. В АЗРФ содержится 72% запасов газа страны. Освоение УВ на суше АЗРФ началось 50 лет назад (Мессояхское в 1969 г., Медвежье в 1972 г. и т.д.), раньше, чем на Аляске (Prudhoe Bay в 1977 г.). Начиная с 1979 г. доля газа АЗРФ (ЯНАО) превышает долю общей добычи во всех остальных регионах страны, при этом максимальное значение 90% было в 1995 г., после чего последовало снижение до 79,5-79,7% в 2017—2018 гг. (рис. 5). До 2010 г. практически 100% добычи газа АЗРФ велось в ЯНАО. В 2014 г. за счет добычи и утили-
зации ПНГ на Ванкорском нефтегазовом месторождении доля ЯНАО в общей добыче арктического газа немного снизилась и составила около 99%.
Рисунок 5. Доли добычи углеводородов в АЗРФ в общем объеме добычи России
В последние годы, после снижения в 2013 — 2015 гг., добыча газа (включая попутный нефтяной газ — ПНГ) в 2016, 2017 и 2018 гг. росла до 640,2, 690,5 и 725,2 млрд м3 (на 0,2, 7,9 и 5,0%). Это обусловлено ростом поставок в Европу по газопроводам и начавшимся 8 декабря 2017 г. экспортом СПГ из Арктики по проекту «Ямал СПГ» с трех линий завода в Сабетте общей мощностью 16,5 млн т. С учетом того, что две линии начали работать в 2018 г. за этот год было отгружено 8,4 млн т СПГ (113 партий) [17]. Однако добыча газа из субаквальных залежей шельфа страны в эти годы снижалась до 63,8, 58,1 и 56,7 млрд м3. Доля ПАО «Газпром» в добыче газа в 2016—2018 гг. росла и составляла около 65,6, 68,2 и 68,6% (около 419,1, 471,0 и 497,6 млрд м3).
Россия — самая обеспеченная запасами и ресурсами газа страна в мире. Мы без особых проблем можем значительно увеличить объемы газодобычи, сдерживаемые лишь ограничениями по реализации на внешнем и внутреннем рынках.
Интересен факт, что в период 1992 — 2002 гг. газ АЗРФ в пересчете на нефтяной эквивалент (н. э.) давал свыше половины добычи всех УВ РФ (рис. 5). В 2017 г. эта доля составила 42,2%, а в 2018 г. — 43,1%. С учетом добычи всех видов УВ АЗРФ давала в течение 22 лет (1991 — 2013 гг.) свыше половины нефтегазодобычи страны, а на пике в 1995 г. — 61,1% (рис. 5 — УВ АЗ/УВ РФ). Небольшие локальные снижения до 48,7 и 48,5% в 2015 и 2016 гг. обусловлены уменьшением объемов газодобычи, вызванным снижением спроса на внутреннем и внешнем рынках. В 2017 г. доля УВ АЗРФ выросла до 50,1%, а в 2018 г. — до 51,1%. В добываемых УВ АЗРФ превалирует газ: макси-
мальная доля в 94,4% была в 1996 г., в 2017 г. она составила 87,05%, а в 2018-м - 87,09%.
Перечисленные выше проблемы с кризисом цен на нефть, снижение доходов России от экспорта УВ, рост себестоимости нефтегазодобычи и влияние санкций сказываются на темпах развития действующих и на сроках начала реализации новых арктических проектов, включая увеличение газодобычи в Бованенковском регионе и начале освоения морских месторождений в Обской и Тазовской губах Карского моря. Снижение рентабельности ряда новых проектов (особенно шельфовых в Арктике) отодвинуло сроки их реализации и внесло негативные коррективы в планы развития нефтегазодобывающей отрасли России. Однако не вызывает сомнений, что роль арктических месторождений нефти и газа будет расти.
Анализируя ситуацию с добычей УВ во всех странах Арктики в 2018 г. отметим, что всего из недр извлечено 658,6 млн т нефтяного эквивалента (н. э.), включая в РФ 616,9 млн т (93,7%) и в США — 31,4 млн т (4,8%). По состоянию на начало 2019 г. за прошедшие почти полвека из недр Арктики России, США, Канады и Норвегии извлечены гигантские объемы УВ, достигшие 22 млрд т н. э., из которых около 86,9% добыто в АЗРФ, а 12,5% — на Аляске (рис. 6). В последующие годы доля АЗРФ будет расти, а Аляски — снижаться.
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
Освоение ресурсов углеводородов шельфа России
В России в связи с изменением законодательства «О недрах» в 2008 г. основными недропользователями на шельфе являются ПАО «Газпром» и ПАО «НК „Роснефть"». На рис. 7 показано размещение и долевое распределение 126 морских лицензионных участков (в Арктике — 58%), включая участки в переходных зонах суша-море (по состоянию на 01.01.2018).
Рисунок 6. Объемы добычи углеводородов в Арктике
Рисунок 7.
Лицензионные
участки
на шельфе России и диаграмма долевого распределения их суммарной площади по недропользователям (состояние на 01.01.2018)
Несмотря на высокий уровень лицензионной активности (см. рис. 7) наблюдается небывалый за 36-летний период снижения объемов ГРР на российском шельфе Арктики, начавшийся, как и на суше, до введения санкций при достаточно высоких ценах на УВ. В 2011-2018 гг. пробурено всего 7 скважин ПРБ: в 2011 г. в Карском море на морском продолжении Харасавэйского месторождения; в 2014 г. в Печорском море на Долгинском месторождении; в Карском море на Университетской структуре, на которой ПАО «НК „Роснефть"» открыто новое месторождение, получившее название Победа; в 2017 г. в Карском море на Ленинградском месторождении ПАО «Газпром». В 2018 г. было проведено ПРБ трех успешных скважин в Карском море на Севе-ро-Обской, Нярмейской и Русановской площадях. Особо отметим Севе-ро-Обское ГКМ ПАО «НОВАТЭК» с балансовыми запасами по категориям С1+2 322 млрд м3 газа и 16 млн т конденсата. По данным Wood Mackenzie в 2018 г. это самое крупное открытие в мире [17]. Однако можно отметить, что в целом реализация первоначальных гигантских лицензионных планов ГРР российских компаний фактически сорвана.
В 2014—2018 гг. морская добыча ЖУВ из субаквальных залежей России выросла с 18 до 28 млн т (на 55,6%) за счет ввода в разработку нефтяных месторождений Приразломное в 2016 г. в Печорском море и имени Филановского в 2016 г. в Каспийском море (рис. 8.1). В 2018 г. добыча ЖУВ на шельфе РФ достигла 5,04% от общей добычи в стране (555,8 млн т). На шельфе объемы добычи газа стабильно росли до 2014 г. по всем проектам (рис. 8.2). При этом основной вклад вносило Юрха-ровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) — 38,84 млрд м3 в 2014 г. Благодаря этому в 2017 и 2018 гг. ПАО «НОВАТЭК»
заняло второе место по производству газа в России, а также перешло с восьмого на седьмое место в мире. В 2015 г. началось снижение суммарных объемов добычи газа до 56,4 и 55,07 млрд м3 в 2017 и 2018 гг., в основном за счет стадии падающей добычи на Юрхаровском НГКМ.
Рисунок 8. Добыча нефти (1) и газа (2) на шельфовых месторождениях России
1
2
Следует особо выделить и отметить опыт ПАО «НОВАТЭК» при разработке с 2003 г. субаквальных залежей Юрхаровского НГКМ. Горизонтальные скважины бурятся с побережья Тазовского полуострова с отходом от вертикали до 3-5 км, при этом начальные дебиты газа достигают 3-5 млн м3 в сутки. В 2014 г. достигнут пик добычи на Юрхаровском НГКМ 38,8 млрд м3 газа и 2,7 млн т конденсата, после чего в 2018 г. она снизилась до 27,75 млрд м3 газа и 1,26 млн т конденсата. За счет его разработки Россия является лидером с 2005 г. по объемам добычи товарных УВ на шельфе Арктики (рис. 9), опережая суммарную добычу США (9 месторождений) и Норвегии (Snohvit и Goliat). Отметим, что разработка первого морского месторождения в Арктике Endicott (Аляска) началась в 1987 г. За 32-летнюю историю нефтегазодобычи на акваториях Арктики по состоянию на 1 января 2019 г. добыча товарных УВ составила 624,1 млн т н. э. (нефть и газ), включая в России - 363,3 млн т (58,2%), в США - 190,6 млн т (30,5%), в Норвегии - 70,2 млн т (11,2%). При этом Юрхаровское НГКМ обеспечило 56,7% общего объема морской добычи УВ.
На основе мирового опыта освоения морских месторождений при самом оптимистичном прогнозе на открытых акваториях Арктики потребуется не менее 10-15 лет с момента открытия месторождения до начала добычи УВ. Для 35 широко известных в мире морских месторождений УВ среднее время от открытия до получения первого продукта превысило 21 год [2-5, 16, 18]. Таким образом, несмотря на позитивные результаты роста морской нефтегазодобычи в России,
Рисунок 9. Добыча углеводородов на акваториях Арктики
на шельфе Арктики до 2025 — 2030 гг. может быть начата разработка только на уже открытых месторождениях Печорского и Карского морей. При этом в ближнесрочной перспективе (до 2030 — 2035 гг.) уровень добычи ЖУВ на шельфе Арктики по пяти открытым месторождениям (Юрхаровское, Приразломное, Долгинское, Медынско-е-море и Варандей-море) даже по оптимистичному сценарию не сможет превысить 13 млн т (2,4% общероссийской добычи в 2016 г.) [14, 16, 18]. Это примерно на 5 млн т ниже оптимистичного прогноза 2013 г. При подготовке обновленного в 2017 г. сценария учтен перенос начала освоения Долгинского месторождения на 2031 г., обусловленный негативным результатом бурения в 2014 г. (открыт газ, а не нефть), а также реальные объемы добычи ЖУВ на шельфе АЗРФ в 2003 — 2016 гг. [2-5, 16]. Касательно месторождения Победа можно отметить, что для его освоения пока еще нет надежных технологий не только в России, но и во всем мире. Результаты оптимистичного прогноза, выполненного в ИПНГ РАН, отличаются в 2-3 раза в меньшую сторону от неоднократно озвученных другими экспертами планов и обещаний, не имеющих, судя по всему, серьезных обоснований [2-5, 16 и др.].
Сказанное выше позволяет утверждать, что в перспективе до 2030 г. акватории Арктики не смогут внести существенный вклад в добычу ЖУВ. Ранее, еще до введения санкций, мы неоднократно отмечали, что первоочередные для освоения объекты на шельфе Арктики расположены в пределах мелководья и транзитных зон суша-море вблизи районов с развитой инфраструктурой нефтегазовой промышленности на берегу. Наибольший интерес в ближнесрочной перспективе будут иметь месторождения, на которых бурение скважин может проводиться с берега, искусственных островов или платформ гравитационного типа горизонтальными скважинами, как на Юрхаровском и ряде
других месторождений России и США. При этом бурение горизонтальных скважин с берега — наиболее экологически безопасный и экономически рентабельный путь нефтегазодобычи в ледовых условиях. В 2017 г. при бурении в скважины О-15 установлен мировой рекорд — горизонтальное отклонение 14 129 м при длине ствола 15 000 м. Это расширяет «полосу доступности» морских месторождений с берега или искусственных островов, включая стационарные платформы типа «Приразломная» (кессонный остров).
Несмотря на многочисленные проблемы, не вызывает никаких сомнений необходимость проведения активных нефтегазопоисковых работ на всем арктическом шельфе и в наиболее перспективных регионах суши [2-5, 14, 16], так как мы должны знать, чем реально обладает Россия. Экономическая целесообразность (рентабельность проектов), наличие технологий и вопросы безопасного освоения ресурсов УВ определят очередность ввода в эксплуатацию месторождений акваторий Арктики.
Угрозы экологической и экономической безопасности нефтегазодобывающих стран
Полуторавековое освоение месторождений нефти и газа характеризуется высоким уровнем накопленного экологического ущерба, значительной частью в скрытой форме, угрожающей перейти в открытые проявления с крайне негативными последствиями.
Вред экосистеме, наносимый разработкой сланцевых УВ, связан с проблемой загрязнения водоносных горизонтов при ее закачивании под высоким давлением при ГРП и последующем захоронении больших объемов воды с высокой концентрацией вредных химических веществ. Эти процессы в совокупности с нарушением сплошности пластов горных пород за счет создания широкомасштабных систем трещин привели к индуцированной сейсмичности, которая появилась в ранее асейсмичных регионах США (Оклахома, Колорадо, Огайо и др.). Однако это практически не влияет на «сланцевую лихорадку». К середине 2017 г. в США появилось 9,3 млн новых рабочих мест и было пробурено около 250 тыс. горизонтальных скважин [25]. При этом отдельные эксперты (например, профессор Стэнфордского университета Mark Zoback) заявляют о «минимальном экологическом вреде» применяемых технологий, а во время дебатов в 2017 г. в Стенфордском университете было признано, что «Преимущества сланцевой нефти и газа для США перевешивают экологические издержки» [25].
Гигантские финансовые потери компании ВР из-за катастрофы 2010 г. в Мексиканском заливе (более чем в 67 млрд долл.) показывают, что ошибка при бурении всего лишь одной скважины может привести не только к экологической катастрофе, но и к банкротству компаний, по уровню капитализации соизмеримым с российскими гигантами
ПАО «НК „Роснефть"» и ПАО «Газпром», что нанесет сильнейшие удары по экономике и национальной безопасности России.
На шельфе США и ряда других стран идет широкомасштабная дорогостоящая утилизация платформ, вызванная истощением добычи на старых промыслах. Один из путей утилизации - превращение платформ в искусственные рифы. Согласно BSEE [11] по состоянию на 1 января 2017 г. на 11 специально утвержденных площадях в Мексиканском заливе в рифы были превращены 515 платформ, что составляет около 7% от общего количества установленных платформ. Одним из отрицательных результатов снижения цен на УВ в последние годы явилось значительное увеличение количества не утилизированных (брошенных) нефтегазовых платформ на шельфе США. В 2016 г. специалисты Бюро по управлению океанической энергией США BOEM (Bureau of Ocean Energy Management) насчитали в Мексиканском заливе 245 брошенных (IdLe Iron) платформ [11]. Еще 294 платформы находились на участках с истекшим сроком или прекращенным договором аренды. Это явление несет новые угрозы экосистеме Мексиканского залива и экономике США. Из-за него в 2016 г. потребовалось внести серьезные коррективы в законодательство США в области недропользования. Мир вынужденно направился в путь к рациональному недропользованию с повышением культуры и экологической безопасности нефтегазодобычи [11, 16].
Экологической и экономической безопасности России угрожают десятки тысяч бездействующих (особенно «бесхозяйных») скважин, пробуренных во времена СССР и находящихся в ликвидированном или законсервированном состоянии. В АЗРФ авторы выявили ряд площадей, на которых после поисково-разведочного бурения частично или полностью оставлено буровое оборудование, что связано с высокой стоимостью его вывоза. К сожалению, во времена СССР во всех регионах активного недропользования возникали многочисленные чрезвычайные ситуации, в том числе и катастрофы в Арктике. Причем в Арктике они происходили одновременно на нескольких месторождениях с большой продолжительностью (месяцами и даже годами), например, на Кумжинском (1980-1987 гг.), Бованенковском (1984-1988 гг.) и Харасавэйском (1986-1987 гг.) [2-5, 9, 10, 12, 14, 16 и др.]. Подобные события были также на канадских островах в Арктике. За эти годы объемы техногенной эмиссии парниковых газов в атмосферу измеряются десятками миллиардов кубометров. На ряде площадей в настоящее время существуют техногенные выходы смесей УВ в водную среду и атмосферу.
Российское государство вынужденно вкладывает миллиарды рублей на переликвидацию старых скважин, но это крайне мало. С 2007 г. предприятиями АО «Росгеология» обследовано около 1500 экологически опасных скважин и ликвидировано более 130, включая скважину
№5 на Кудако-Киевском месторождении, открытом более 150 лет назад (в 1866 г.) в Краснодарском крае [15]. Необходимо совершенствование природоохранного законодательства и создание государственного и корпоративных фондов устранения негативных последствий вмешательства человека в природную среду, в том числе для ликвидации скважин, промыслов, трубопроводов и будущего геоэкологического мониторинга состояния околоскважинного пространства. Радует, что, хоть и с большим опозданием, в России предусмотрено «формирование компаниями-недропользователями ликвидационных фондов в целях финансирования мероприятий по восстановлению природной среды, рекультивации земель и благоустройству территорий» [20], но государство также должно создать свой фонд для использования будущими поколениями, которым достанется тяжелое геоэкологическое наследие.
Отмеченные выше экологические проблемы существуют во всех нефтегазодобывающих странах. В связи с глобальными экологическими и экономическими угрозами, которые они несут всему миру, необходимо объединение усилий ученых разных стран для разработки новых технологий выявления, мониторинга развития и снижения угроз, возникающих при освоении ресурсов УВ.
Заключение
Обобщая сказанное, отметим огромный вклад АЗРФ в экономику страны и гигантский углеводородный потенциал Арктики (суша и акватории). Однако чрезмерная вера и эйфория, связанная с тем, что именно арктический шельф России способен обеспечить страну в ближнесрочной перспективе жидкими УВ, может дезориентировать развитие нефтегазовой отрасли и всей страны. Лито- и гидросферы Северного Ледовитого океана характеризуются низким уровнем фундаментальных научных исследований разносторонних процессов и явлений, часть которых стала известна лишь в последние годы. Поэтому широкомасштабное освоение акваторий Арктики на данном этапе способно принести колоссальные убытки в связи с необходимостью ликвидации возможных катастрофических последствий, которые неоднократно происходили на суше Арктики. Геоэкологические последствия этих катастроф до сих пор недостаточно исследованы и не ликвидированы.
Необходимо помнить, что ошибка при бурении лишь одной скважины способна принести ущерб в десятки миллиардов долларов. Такие финансовые потери способны не только привести к банкротству основополагающих российских нефтегазовых компаний, капитализация которых соизмерима с финансовыми потерями компании ВР, но и ставят под угрозу экономическую состоятельность страны. В сложной современной геополитической обстановке даже одна катастрофа в Арктике не только может нанести урон экосистеме, но и способна подорвать
всю экономику России и, следовательно, угрожает ее национальной безопасности.
Вместе с тем не вызывает никаких сомнений необходимость проведения активных нефтегазопоисковых работ на всем шельфе России. Несмотря на геополитические и экономические сложности последних лет внутригосударственная и мировая значимость российских арктических нефтегазовых проектов будет расти.
Работа выполнена по государственному заданию по теме «Рациональное природопользование и эффективное освоение нефтегазовых ресурсов арктической и субарктической зон Земли» (№ АААА-А19-119021590079-6).
Библиографиче- 1. Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Тренды объемов добычи угле-ский список: водородов морских и сланцевых месторождений США. Газовая промыш-
ленность, Спецвыпуск, Добыча углеводородов: геология, геофизика, разработка месторождений, N0.3 (696), 2013, с. 23-27.
2. Богоявленский В.И.Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов.// Труды ВЭО России, 2014, т. 182, с. 12-175.
3. Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Стратегия, технологии и технические средства поиска, разведки и разработки морских месторождений в Арктике // Вестник МГТУ. Мурманск: МГТУ, 2014, том 17, №3, с. 437-451.
4. Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Нефтегазовая отрасль и экономическая безопасность России // Труды ВЭО России, 2016, т. 199, с. 102-120.
5. Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Состояние и стратегия развития нефтегазовой отрасли в России и в ее Арктической зоне.// Государственный аудит. Право. Экономика, 2016, № 4, с. 63-69.
6. Богоявленский В.И, Баринов П.С., Богоявленский И.В,Якубсон К.И. Газовая революция в Китае.// Бурение и нефть, 2016, № 11, с. 3-14.
7. Богоявленский В.И, Богоявленский В.И. Углеводороды Арктической зоны Российской Федерации // Нефтегазовая вертикаль, №5, 2017, с .52-57.
8. Богоявленский В.И, Богоявленский В.И. Состояние и стратегия развития нефтегазовой отрасли России.// Труды ВЭО России, 2017, т. 204, с. 40-48.
9. Богоявленский В.И., Перекалин С.О., Бойчук В.М. и др. Катастрофа на Кумжинском газоконденсатном месторождении: причины, результаты, пути устранения последствий //Арктика: экология и экономика, 2017, № 1 (25), с. 32-46.
10. Богоявленский В.И. Мониторинг природных и природно-техноген-ных процессов в районах проведения геологоразведочных работ и раз-
работки месторождений углеводородов в Арктике и Мировом океане. Арктические ведомости, 2017, № 1 (20), с. 78-89.
11. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В., Баринов П.С. Брошенные платформы и грядущий «идеальный шторм» в Мексиканском заливе // Бурение и нефть, № 5,2017, с. 3-7.
12. Богоявленский В.И, Богоявленский В.И. Фундаментальные проблемы освоения ресурсов углеводородов в Арктике на современном этапе развития мировой нефтегазовой индустрии //Энергетическая политика,
2018, № 4, с. 22-33.
13. Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Проблемы газовой отрасли Нидерландов: рекордный рост сейсмической активности на месторождении Гронинген // Газовая промышленность, 2018, № 4 (767), с. 124-133.
14. Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Основные результаты и перспективы освоения ресурсов нефти и газа Арктики // Изд. ВЭО России,
2019, т. 216, с. 54-82.
15. Выявление, обследование и ликвидация экологически опасных нефтегазовых скважин. АО «Росгеология». https:// www.rosgeo.com/ru/content/vyyavlenie-obsledovanie-i-likvidaciya-ekologicheski-opasnyh-neftegazovyh-skvazhin.
16. Глобальные тенденции освоения энергетических ресурсов Российской Арктики. Часть II. Мониторинг освоения арктических энергетических ресурсов. Авторы: С.А. Агарков, В.Ф. Богачев, В.И. Богоявленский и др. Под науч. ред. Агаркова С.А, Богоявленского В.И, Козьменко С.Ю., Маслобоева В.А., Ульченко М.В. - Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2019. - 177 с.
17. Годовой отчет публичного акционерного общества «НОВАТЭК» за 2018 год. - 121 с.
18.Лаверов Н.П., Богоявленский В.И, Богоявленский И.В. Фундаментальные аспекты рационального освоения ресурсов нефти и газа Арктики и шельфа России: стратегия, перспективы и проблемы //Арктика: экология, экономика, №2 (22), 2016, с. 4-13.
19. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов РФ в 2016-2017годах//Государственный доклад Минприроды РФ, 2018. -372 с.
20. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года. 22 декабря 2018 г. № 2914-р. - 26 с.
21. Средняя цена нефти Urals в 2018 году выросла на 32%. ТАСС, 29 декабря 2018 г., https://tass.ru/ekonomika/5965190.
22. Average monthly Brent crude oil price from January 2018 to January 2019 (in U. S. dollars per barrel) //The Statistics Portal, 1st April 2019. https:// www.statista.com/statistics/262861/uk-brent-crude-oil-monthly-price-development/.
23. BP Statistical Review of World Energy. June 2018,67th edition, 52 p.
24. BP Statistical Review of World Energy. June 2019,68th edition, 52 p.
25. Debate: Do U.S. benefits of fracking gas and oil outweigh environmental costs? Stanford University, June 23d 2017. https://www.youtube.com/watch?v=-YED2DIp_gYM.
26. Drilling productivity Report. EIA. May 13, 2019. www.eia.gov/petroleum/drilling/.
27. Factpages. Wellbore, Entry year. Norwegian Petroleum Directorate, 2019. https: //npdfactpages.npd.no/ Default. aspx?culture=en&nav1=wellbore&na v2=Statistics\EntryYear.
28. IGU 2019 World LNG report. 2019. - 66 p.
29. IHS Markit Petrodata Offshore Rig Day Rate Trends 2018.
30. Islam R. Nearly 230 BUSD Earmarked for Pre Development Projects Deferred Since H2 2014, Delaying over 3 MMBOE/D of supple. Press Release, Rystad Energy, January 28,2016.
31. Hicks M., Burton M. Hurricane Harvey: Preliminary Estimates of Commercial and Public Sector Damages on the Houston Metropolitan Area // Ball State University, Research Bulletin: September 8, 2017. - 2p. https:// projects.cberdata.org/reports/HurricaneHarvey2017. pdf.
32. Lee Y., Garza-Gomes X, Lee R. Ultimate costs of the disaster: Seven years after the Deepwater Horizon oil spill. Wiley Periodical, 18 January 2018. https://doi.org/10.1002/jcaf. 22306.
33. Oil 2019. Executive Summary. Analysis and forecasts to 2024. EIA, 2019. -8 p. https://www.iea.org/oil2019/.
34. Somarin A. Unconventional Oil Exploration: Part 1: What Makes Oil Unconventional? Part 2: The Arctic Frontier.//Thermo Fisher Scientific, 2018. (https://www.thermofisher.com/ blog/mining/).
35. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. U.S. Energy Information Administration (EIA), 2013. - 730 p.
36. United States to lead global oil supplygrowth, while no peak in oil demand in sight. IEA, 11 March 2019. https://www.iea.org/newsroom/news/2019/march/united-states-to-lead-global-oil-supply-growth-while-no-peak-in-oil-demand-in-si. html
37. U.S. Imports from Russia of Crude Oil and Petroleum Products. EIA, 2019. https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler. ashx?n=PET&s=MTTIM_NUS-NRS_1&f=a.
38. U. S. dry natural gas production. US Energy Information Administration. 1st April 2019. https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9070us2A. htm.
39. U. S. natural gas production hit a new record high in 2018. US Energy Information Administration. 1st April 2019. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail. php?id =38692.
40. World Shale Resources Assessments. EIA, 2015. https:// www.eia.gov/analysis/studies/ worldshalegas.
List of References: 1. Bogoyavlensky V.I, Bogoyavlenskiy I.V. Trends in the Production of
Hydrocarbons from Offshore and Shale Fields in the United States. // Gas Industry, Special Issue, Hydrocarbon production: geology, geophysics, field development, No. 3 (696), 2013, p. 23-27. (In Russian).
2. Bogoyavlensky V.I. Arctic and World Ocean: current status, problems and prospects of development of hydrocarbon resources. // Proceedings of the Free Economic Society of Russia, v. 182,2014, p. 12-175. (In Russian).
3. Bogoyavlensky V.I, Bogoyavlenskiy I.V. Strategy, technologies and technical means of searching, exploration and development of offshore fields in the Arctic // Murmansk: MSTU, 2014, v. 17, No 3, p. 437-451.
4. Bogoyavlensky V.I, Bogoyavlenskiy I.V. Oil and gas industry and the economic security of Russia. // Proceedings of the Free Economic Society of Russia, v. 199, 2016, p. 102-120. (In Russian).
5. Bogoyavlenskiy V.I, Bogoyavlenskiy I.V. Status and development strategy of oil and gas industry in Russia and its Arctic Zone. // State audit. Law. Economy, 2016, no 4, p. 63-69. (In Russian).
6. Bogoyavlensky V.I. Barinov P.S., Bogoyavlensky I.V., Yakubson K.I. The gas revolution in China.// Drilling and Oil, No 11,2016, p. 3-14. (In Russian).
7. Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V. Hyrocarbons of the Arctic Zone of Russian Federation.//Oil and Gas vertical, No 5,2017, p. 52-57. (In Russian).
8. Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V. Status and development strategy of oil and gas industry in Russia. // Proceedings of the Free Economic Society of Russia, v. 204,2017, p. 40-48. (In Russian).
9. Bogoyavlensky V.I, Perekalin S.O., Boichuk V.M. et al. Kumzhinskoye Gas Condensate Field Disaster: reasons, results and ways of eliminating the consequences. The Arctic: ecology and economy, 2017, No 1 (25), p. 32-46. (In Russian).
10. Bogoyavlensky V.I. Monitoring of natural and natural - man-made processes in the areas of exploration and development of hydrocarbon fields in the Arctic and World Ocean.//Arctic Herald, 2017, No 1 (20), p. 78-89. (In Russian and English).
11. Bogoyavlensky V.I. Bogoyavlensky I.V., Barinov P.S. Idle iron platforms and coming "Perfect storm" in the Gulf of Mexico.// Drilling and Oil, no 5,2017, p. 3-7. (In Russian).
12. Bogoyavlensky V.I., Bogoyavlensky I.V. Fundamental challenges of the Arctic hydrocarbon resource exploration at the modern stage of global oil and gas industry development. // Energy policy, 2018, No 4, p. 22-33. (In Russian).
13. Bogoyavlensky V.I., Bogoyavlensky I.V. Problems of the Netherlands gas production: record-breaking seismic activity at the Groningen field. //Gas Industry, 2018, No 4 (767), p. 124-133. (In Russian).
14. Bogoyavlensky V.I., Bogoyavlensky I.V. Main results and perspectives of the arctic petroleum resources development // Proceedings of the Free Economic Society of Russia, v. 216,2019, p. 54-82. (In Russian).
15. Identification, exploring and elimination of environmentally hazardous oil and gas wells. JSC "Rosgeology".https://www.rosgeo.com/ru/content/vyyavlenie-obsledovanie-i-likvidaciya-ekologicheski-opasnyh-neftegazovyh-skvazhin (In Russian).
16. Global trends in the development of energy resources of the Russian Arctic. Part II. Monitoring the development of Arctic energy resources. Authors: S.A. Agarkov, V.F. Bogachev, V.I. Bogojavlensky and others. Under scientific. ed. Agarkova S.A., Bogoyavlensky V.I, Kozmenko S.Yu., Masloboeva V.A, Ulchenko M.V. - Apatity: Ed. Kola Scientific Center of RAS, 2019. - 177 p. (In Russian).
17. Annual report of the public joint stock company "NOVATEK" for 2018. -121 p. (In Russian).
18. LaverovN.P., Bogoyavlenskiy V.I, Bogoyavlenskiy I.V. Fundamental aspects of the rational development of Arctic oil and gas resources and Russian shelf: strategy, prospects and problems. //Arctic: ecology and economy, no. 2 (22), 2016, pp. 4-13. (In Russian).
19. About the state and use of mineral resources of the Russian Federation in 2016-2017. // State Report of the Ministry of Natural Resources of the Russian Federation, 2018. - 372 p. (In Russian).
20. Development strategy of the mineral resource base of the Russian Federation until 2035. December 22,2018, No 2914-p. - 26 p.
21. The average price of Urals oil in 2018 increased by 32%. TASS, December 29,2018. (In Russian), https://tass.ru/ekonomika/5965190.
22. Average monthly Brent crude oil price from January 2018 to January 2019 (in U. S. dollars per barrel) //The Statistics Portal, 1st April 2019. https:// www.statista.com/statistics/262861/uk-brent-crude-oil-monthly-price-development/.
23. BP Statistical Review of World Energy. June 2018,67th edition, 52 p.
24. BP Statistical Review of World Energy. June 2019,68th edition, 52 p.
25. Debate: Do U.S. benefits of fracking gas and oil outweigh environmental costs? Stanford University, June 23d 2017. https://www.youtube.com/watch?v=-YED2DIp_gYM.
26. Drilling productivity Report.EIA. May13,2019.www.eia.gov/petroleum/drilling/
27. Factpages. Wellbore, Entry year. Norwegian Petroleum Directorate, 2019. https://npdfactpages.npd.no/Default. aspx?culture=en&nav1=wellbore&na v2=Statistics\EntryYear.
28. IGU 2019 World LNG report. 2019. - 66 p.
29. IHS Markit Petrodata Offshore Rig Day Rate Trends 2018.
30. Islam R. Nearly 230 BUSD Earmarked for Pre Development Projects Deferred Since H2 2014, Delaying over 3 MMBOE/D of supple. Press Release, Rystad Energy, January 28,2016.
31. Hicks M., Burton M. Hurricane Harvey: Preliminary Estimates of Commercial and Public Sector Damages on the Houston Metropolitan Area
// Ball State University, Research Bulletin: September 8, 2017. - 2p. https:// projects.cberdata.org/reports/HurricaneHarvey2017. pdf.
32. Lee Y, Garza-Gomes X, Lee R. Ultimate costs of the disaster: Seven years after the Deepwater Horizon oil spill. Wiley Periodical, 18 January 2018. https://doi.org/10.1002/jcaf. 22306.
33. Oil 2019. Executive Summary. Analysis and forecasts to 2024. EIA, 2019. -8 p. https://www.iea.org/oil2019/.
34. Somarin A. Unconventional Oil Exploration: Part 1: What Makes Oil Unconventional? Part 2: The Arctic Frontier.//Thermo Fisher Scientific, 2018. (https://www.thermofisher.com/ blog/mining/).
35. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. U.S. Energy Information Administration (EIA), 2013. - 730 p.
36.UnitedStatestoleadglobaloilsupplygrowth,whilenopeakinoildemandinsight. IEA, 11 March 2019. https://www.iea.org/newsroom/news/2019/march/united-states-to-lead-global-oil-supply-growth-while-no-peak-in-oil-demand-in-si. html.
37. U.S. Imports from Russia of Crude Oil and Petroleum Products. EIA, 2019. https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler. ashx?n=PET&s=MTTIM_NUS-NRS_1&f=a.
38. U. S. dry natural gas production. US Energy Information Administration. 1st April 2019. https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9070us2A. htm.
39. U. S. natural gas production hit a new record high in 2018. US Energy Information Administration. 1st April 2019. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail. php?id =38692.
40. World Shale Resources Assessments. EIA, 2015. https:// www.eia.gov/analysis/studies/ worldshalegas.
Контактная Богоявленский Василий Игоревич, член-корреспондент РАН, доктор
информация: технических наук, заместитель директора по научной работе, заведую-
щий лабораторией «Шельф», Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), 3, ул. Губкина, Москва, 119333, Россия, е-maiL: vib@pgc.su Богоявленский Игорь Васильевич, научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), 3, ул. Губкина, Москва, 119333, Россия, е-maiL: igorbogoyavLenskiy@gmaiL.com
BogoyavLensky VasiLy Igorevich, Corresponding member of RAS, doctor of technical science, Deputy Director for Science, Head of «SheLf» Laboratory, OiL and gas research institute of RAS (3, Gubkina St., Moscow, 119333, Russia), е-maiL: vib@pgc.su
BogoyavLensky Igor VasiLyevich, researcher, OiL and gas research institute of the RAS (3, Gubkina St., Moscow, 119333, Russia), е-maiL: igorbogoyavLenskiy@gmaiL.com
Contact information:
