CC BY
474
ПЕРСПЕКТИВЫ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ЗАПАДА РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ
В статье рассматривается рост в ближайшие десятилетия объемов добычи и транспортировки нефти и газа в западных регионах российской Арктики, обусловленный наличием в них уникальных ресурсов. Оценка возможного развития регионов показывает большие перспективы нефтегазового сектора в условиях расширения и модернизации существующей транспортной системы регионов, а также благоприятной рыночной конъюнктуры.
Перспективы развития западных регионов Арктики России связаны с нефтегазодобывающим и транспортным секторами экономики. Важнейшим фактором их развития являются значительные в мировом масштабе запасы нефти и газа. По данным Министерства природных ресурсов (МПР) РФ, извлекаемые ресурсы российского шельфа превышают 100 млрд. т у.т., из них 41,77% приходится на шельф Баренцева и 33,46% на шельф Карского морей. При наметившейся тенденции истощения материковых запасов нефти и газа данные регионы к 2020-2030 гг. станут новой ресурсной базой углеводородов России. Ее удачное расположение в относительной близости к рынкам сбыта, наличие и дальнейшее развитие базовой транспортнопромышленной инфраструктуры будут во многом способствовать экономической интеграции рассматриваемых регионов и их ориентации в основном на экспорт ресурсов на Северно-Американский, растущий китайский и другие азиатские рынки.
Материковые запасы нефти и газа сосредоточены в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, значительная часть которой находится в Арктической зоне. Провинция занимает территории Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области и северных районов Республики Коми. Это третья провинция в России (после Западной Сибири и Урало-Поволжского региона) по начальным суммарным извлекаемым ресурсам. Нефтяные ее ресурсы оцениваются в 13,76 млрд. т, газовый конденсат - 352,9 млрд. т, свободный газ - 2,44 трлн. куб. м, растворенный газ (находящийся в пластовой нефти в жидкой фазе) - 1,06 трлн. куб. м. В пределах НАО сосредоточено 53,4% начальных суммарных извлекаемых ресурсов нефти, 38,9% газа и 12,3% конденсата; в Республике Коми - 50,8% всех углеводородов. Большинство месторождений в регионе являются мелкими (до 10 млн. т у.т.). На долю девяти крупных объектов приходится 72% начальных извлекаемых запасов углеводородов, крупнейшее из них Вуктыльское (примерно 300 млн. т у.т.). Основные запасы газа сосредоточены в Вуктыльском, Лаявожском, Кумжинском, Васильковском и Ванейвисском месторождениях, нефти - в Харья-гинском, Ардалинском и Южно-Хыльчуюском. Максимальный уровень добычи нефти (с конденсатом) в провинции был достигнут в 1983 г. (19,2 млн. т), а затем в 1990-е годы начал снижаться и в 1997 г. составил около 11 млн. т.
В начале XXI в. стала явной тенденция постепенного роста добычи нефти (примерно 500 тыс. т в год). В настоящее время прирост добычи происходит за счет ввода новых мелких месторождений и скважин, наращивания объемов эксплуатационного бурения, применения методов увеличения нефтеотдачи пласта и интенсификации притоков, совершенствования технологий разработки (2-3 млн. т в год). Из недр провинции добыто 56,6% разведанных запасов промышленных категорий А+В+С1, в том числе 46% нефти и 72% газа. В последние годы в Тимано-Печорской провинции добывается 12,5-13,5 млн. т нефти (включая газовый кон-
денсат). Предполагается, что в среднесрочной перспективе добыча стабилизируется на уровне 35 млн. т в год. Извлечение попутного нефтяного газа, составляющего
I,2 млрд. куб. м, с ростом добычи нефти может увеличиться до 3 млрд. куб. м (доля утилизации составляет 65%, остальная часть сгорает «в факеле»). Согласно оценкам Администрации НАО, годовая добыча нефти в округе может достичь 30 млн. в 2015 г.
Развитие отрасли в округе будет происходить за счет освоения новых месторождений. Так, разведанные запасы нефти одного из крупнейших Южно-Хыльчуюского месторождения, на котором планируется добыча в течение 30 лет, составляют более 70 млн. т. Проектный уровень добычи на месторождении -7,5 млн. т в год. В период после 2015 г. постепенное снижение добычи нефти (до
II,5 млн. т в 2020 г.) в Тимано-Печорской провинции и структурные изменения -истощение крупных месторождений, увеличение доли трудноизвлекаемой нефти -потребуют значительных вложений в использование современных технологий.
Развитие инфраструктуры транспортировки углеводородного сырья будет способствовать стабильности поставок в регионе. Так, модернизация компанией «Транснефть» трубопровода Уса-Ухта позволила увеличить его пропускную способность с 18,2 до 24,2 млн. т в год. Компания ОАО «ЛУКОЙЛ» увеличила мощности выносного нефтеперегрузочного терминала в Варандее до 12 млн. т в год. Ведутся работы по реконструкции отдельных участков сети железной дороги и строительству новых веток. На участке Усинск-Сыня увеличены отгрузочные мощности в Усинске до 5 млн. т нефти в год. Вышеперечисленные мероприятия обеспечат в ближайшей перспективе мощности по вывозу из данного региона 40 млн. т нефти в год.
Необходимо отметить модернизацию компанией ОАО «ЛУКОЙЛ» Ухтинского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), в результате которой глубина переработки нефти возросла с 42 до 75,8%, мощность достигла 4,8 млн. т в год, а также строительство компанией «Енисей» Усинского НПЗ (1,3 млн. т нефти в год). Реализуется проект по строительству газопровода Ямал-Европа, обеспечивающего транспортировку газа с п-ва Ямал через Байдарацкую губу, Воркуту, Инту, Ухту и Торжок (в Тверской области) к конечным потребителям в Западную Европу. Транзитная ставка делается на прокачку нефти через Белоруссию к Польше и границам Германии. Полная годовая мощность новой транспортной системы составит 125 млрд. м куб. и увеличит мощность существующей газопроводной сети Республики Коми (115 млрд. куб. м) [1].
Разрабатывается проект строительства в НАО завода по производству сжиженного природного газа (СПГ), стоимостью примерно 3,9 млрд. долл. Мощность производства СПГ планируется на уровне 4,2-8,4 млрд. куб. м в год. Проект ориентирован на экспорт продукции в страны Юго-Восточной Азии. Окончательное инвестиционное решение должно быть принято до конца 2011 г. [2].
На шельфе западных арктических морей России сконцентрированы крупнейшие углеводородные запасы. Планируемые проекты разработки месторождений-гигантов предполагают существенное снижение затрат на освоение ресурсов за счет эффекта масштаба. Однако значительный объем инвестиций в освоение каждого из месторождений требует создания благоприятных условий для финансирования, крупных долгосрочных вложений, а также изменения транспортных тарифов. Рентабельность освоения этих месторождений может быть достигнута при увеличении спроса и повышении цен на энергоносители. Среди газоносных выделяются Штокмановское, Ледовое, Русановское и Ленинградское газоконденсатные, Лудловское газовое месторождения. Их разведанные балансовые запасы промышленных категорий А+В+С1 составляют свыше 3 млрд. т нефти и конденсата, а также более 4 трлн. куб. м газа, включая 3,8 трлн. куб. м уникального по запасам Штокмановского газоконденсатного месторождения.
Баренцевоморский регион является преимущественно газоносным. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов Баренцева моря оцениваются в 22,7 млрд. т у.т., из них газообразные - в 21,6 трлн. куб. м, нефть и конденсат -
1.1 млрд. т. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы Печорского моря оцениваются в 4,9 млрд. т у.т. В структуре ресурсов жидкие углеводороды составляют
2.2 млрд. т, газообразные - 2,7 трлн. куб. м [3]. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти Баренцева (российский сектор) и Печорского морей представляют всего 9% разведанных запасов. Разведанные балансовые запасы по категориям С1+С2 нефти Приразломного месторождения в Печорском море составляют 295 млн. т, извлекаемые - 75,3 млн. т. В Карском море сопоставимыми по ресурсам являются Русановское и Ленинградское уникальные месторождения (рисунок).
Рисунок. Нефтяные и газовые месторождения и терминалы Запада Российской Арктики:
1 - Штокмановское газоконденсатное месторождение; 2 - Приразломное нефтяное месторождение; 3 - Песчаноозерское нефтяное и газоконденсатное месторождение;
4 - Рыбачинский блок углеводородов; 5 - Кольский блок углеводородов; 6 - Углеводородный блок западной части Печорского моря; 7 - Медынско-Варандейский блок нефти и газа;
8 - Варандей-Адзвинская нефтяная структура; 9 - Долгинский блок углеводородов;
10 - терминал Варандей; 11 - терминал Колгуев; 12 - терминал Индига
Арктические моря характеризуются слабой изученностью. Это не позволяет достоверно оценить реальные запасы углеводородов в недрах, однако целый ряд прогнозно-поисковых критериев свидетельствует об их насыщенности ресурсами. В частности, высокая степень попадания в объект при бурении и другие признаки позволяют рассматривать шельф Арктики РФ как крупнейший перспективный регион добычи нефти и газа.
Более того, крупные открытия в последнее десятилетие подтверждают возможность прироста запасов нефти и газа. Так, нефтегазовый потенциал шельфа арктических морей России в состоянии обеспечить внутренние и экспортные потребности страны на сотни лет. По данным МПР России, активизация работ на шельфе позволит довести планируемую добычу нефти до 95 млн. т и газа - 320 млрд. куб. м уже к 2020 г. При интенсивном освоении газовых месторождений шельфа Баренцева моря после трех лет с начала добычи станет возможным получение объема годовой добычи газа до 40 млрд. куб. м, в течение последующих шести лет - до 90-130 млрд. куб. м [3].
С точки зрения развития добычи и транспортировки углеводородных ресурсов наиболее перспективным является Штокмановский проект^ [4].
Штокмановское газоконденсатное месторождение в Баренцевом море -крупнейшее в мире. Его балансовые запасы по категориям С1+С2 составляют
3,8 трлн. куб. м природного газа и 37 млн. т газового конденсата. Месторождение определяется как ресурсная база для экспорта российского газа. Лицензия на разработку ресурсов принадлежит ОАО «Газпром». Акционерами компании по реализации Штокмановского проекта («Штокман Девелопмент АГ») являются «Газпром» (51% акций), «Тоталь» (25%) и «Статойл» (24%). Планируется стабильное получение газа на месторождении в течение 50 лет с момента начала добычи [5]. При выходе на максимальную мощность планируемая годовая добыча газа может составить от 71 до 94,6 млрд. куб. м и газового конденсата - 0,6 млн. т. На первой стадии освоения Штокмановского месторождения предполагается добыча газа в объеме 23,7 млрд. куб. м. Около половины его объема будет транспортироваться по газопроводу «Северный поток». Предполагается также производство СПГ от 7,5 до 30-45 млн. т в год (при максимальной производительности месторождения) на заводе в пос. Териберка [6]. Поставки газа в Европу по трубопроводу «Северный поток» будут иметь приоритет перед поставками СПГ.
Штокмановский проект обозначает следующие объекты инфраструктуры: морской комплекс полупогружной платформы; магистральные подводные трубопроводы для транспортировки газа и конденсата; газопроводы-отводы на суше для снабжения потребителей Мурманской, Ленинградской областей и Республики Карелии; береговой комплекс по производству, хранению и отгрузке СПГ; газопровод «Видяево - Волхов» (1335 км) для соединения с «Северным потоком» и др. Трасса морского трубопровода от Штокмановского месторождения до пос. Видяе-во имеет протяженность около 571,5 км, причем 571 м - по дну моря при глубине 371 м. В районе пос. Териберка (в 100 км к востоку от Мурманска) планируется строительство завода СПГ, хранилища и отгрузочного терминала СПГ. На территории комплекса также будут находиться установки по подготовке газа к сухопутной транспортировке и системы обслуживания морской платформы. Руководство Мурманской области планирует после пуска газопровода «Видяево - Волхов» получать 4,7 млрд. куб. м газа в год. В будущем это позволит перевести энергетический комплекс Мурманской области на газовое потребление [7].
Транспортные средства для поставок газа, в том числе в сжиженном состоянии, согласно проекту, будут предоставлены российской компанией «Совкомфлот»2. Она является крупнейшим оператором морских танкеров и судов ледового класса (143 судна общей грузоподъемностью 10 млн. т). Кроме того, в рамках проекта планируется строительство 10 специальных судов общей грузоподъемностью 0,8 млн. т. Для швартовки, приема и отправки газовозов планируется использовать более 16 вспомогательных судов. Проекты по строительству оборудования и спец-транспорта размещаются на предприятиях Северо-Запада России. Две полупогружные буровые платформы (ППБП) «Полярная звезда» и «Северное сияние» строятся на Выборгском судостроительном заводе [4]. Стоимость их оценивается примерно в 2 млрд. долл. [2]. Платформы предназначаются для разведочного и эксплуатационного бурения в суровых полярных условиях на глубину до 7500 м (на море - до 500 м).
1 Соавторы и руководство проекта ведут в настоящее время переговоры по переоценке стоимости проекта в пользу его снижения, поэтому оценить предполагаемые затраты на освоение и развитие месторождения затруднительно.
2 Среди инновационных решений по перевозке СПГ, предлагаемых компанией, необходимо отметить принцип Green Ship Technology. Планируемое использование двухтопливных дизелей, работающих на жидком топливе и природном газе, позволит значительно сократить вредные выбросы в атмосферу и повысить КПД двигателей [8].
Перспектива использования отечественного конструкторского и промышленного потенциалов обеспечит сбалансированное развитие региона в будущем.
На шельфе Печорского моря в качестве приоритетных работ обозначены до-разведка и выявление углеводородных структур, прилегающих к Приразломному и Долгинскому нефтяным месторождениям. Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2030 года», при вовлечении месторождений, расположенных на относительно небольшом расстоянии от берега (включая Приразломное, Варан-дей-море, Медынское море, Долгинское), возможен рост объемов добычи нефти в период до 2020 г. по умеренному и оптимистическому сценариям с объемами отборов нефти из скважин 50 и 60 млн. т в год соответственно [3].
Приразломное месторождение нефти в Печорском море, запасы которого оцениваются в 230 млн. т, расположено на глубине около 20 м, в 60 км от пос. Варандей, в 950 км от Архангельска и в 1025 км от Мурманска. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти составляют 83,2 млн. т, максимальная мощность месторождения -
6,5 млн. т в год. Предполагаемая стоимость сооружения Приразломной платформы, которая уже более 10 лет строится на Севмашпредприятии, превысит 3 млрд. долл. (в 2002 г. строительство платформы оценивалось в 1,6 млрд. долл.) [9]. Для сравнения: ресурсы Приразломного месторождения оцениваются примерно в 46,8 млрд. долл. Лицензия на его разработку принадлежит частной компании «Севморнефтегаз» (филиал ОАО «Газпром»). Эксплуатация месторождения в рамках Приразломного проекта связана с масштабным развитием обслуживающей его инфраструктуры.
Инфраструктура Приразломного месторождения по проекту обеспечит дальнейшее освоение ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей. В проекте предусмотрены сооружение и установка морской ледостойкой стационарной платформы. Береговые базы по обслуживанию месторождения будут расположены в Мурманске, Архангельске и Нарьян-Маре. База снабжения в Мурманске предназначается для приема, хранения и отправки грузов, поступающих из центральных районов и из-за рубежа. Специальные суда ледового класса будут обеспечивать снабжение и доставку персонала на платформу, безопасность работ и экологическую безопасность. На платформу грузы будут доставляться в основном спецфлотом ЗАО «Севморнефтегаз» из Мурманска и Архангельска, и частично вертолетом из Нарьян-Мара. Производственно-ремонтная база, расположенная на Севмашпредприятии в Северодвинске, обеспечит сборку, испытания и ремонт необходимого для эксплуатации месторождения оборудования5. Конструкция платформы разработана с учетом возможного приема нефти с других месторождений, что обеспечит эффективное вовлечение небольших соседних структур в рентабельную разработку их ресурсов без существенных затрат на их обустройство.
Согласно транспортному плану Приразломного проекта, добываемая нефть будет накапливаться в нефтехранилище платформы общим объемом 110 тыс. куб. м. Затем нефть будет транспортироваться танкерами-челноками ледового класса к прибрежному перегрузочному комплексу «Белокаменка» в Кольском заливе Мурманской области. Грузоподъемность судов составит 70 тыс. т. Предусматривается также отправлять нефть и нефтепродукты на экспорт танкерами грузоподъемностью от 120 до 170 тыс. т. Однако перспективы экспорта будут во многом зависеть от качества нефти. Добытое сырье планируется поставлять и на проектируемый в Мурманской области завод по очистке нефти [7].
Долгинское месторождение, как и Приразломное, к которому оно примыкает с севера, определяет перспективы добычи нефти в Печорском регионе. Глубина моря в
3 Одна из характерных особенностей проекта - возможность захоронения промышленных отходов от бурения в
специально пробуренную в пластах горных пород поглощающую скважину. Таким образом, при строительстве
скважин будет обеспечиваться принцип «нулевого сброса».
районе бурения составляет 42 м. Запасы месторождения оцениваются в 235 млн. т нефти. Разработка возложена на ООО «Газфлот» - дочернее предприятие ОАО «Газпром». Федеральное унитарное предприятие «Звездочка» ведет строительство бурильной установки «Арктическая» в Северодвинске для его разведки [5]. Добыча нефти на месторождении планируется после 2015 г.
Медынско-Варандейский лицензионный участок расположен в 410 км от Нарьян-Мара и в 1000 км от Мурманска. Запасы нефти здесь составляют 700 млн. т, извлекаемый объем нефти - 163 млн. т. Право пользования недрами до 2025 г. принадлежит ЗАО «Арктикшельфнефтегаз». Вывоз нефти планируется осуществлять с перевалкой в порту Лавна (Кольский залив) или в губе Печенга в Роттердам и на восточное побережье США. Предполагается, что нефть с платформы будет вывозиться челночными танкерами ледового класса грузоподъемностью 20-40 тыс. т. Для экспорта будут арендованы линейные ледовые танкеры грузоподъемностью до 250 тыс. т.
Инфраструктура порта Лавна включает нефтеперегрузочный комплекс и нефтяной перерабатывающий завод. Постройка нефтеперегрузочного комплекса в порту Лавна запланирована в рамках комплексного развития Мурманского транспортного узла. Территория интегрированной производственной базы Лавны и комплекс «Причальный» обеспечат базу снабжения для Медынско-Варандейской области. Годовая перегрузочная мощность нефтяного комплекса «Причальный» составит 10-12 млн. т. Постройка НПЗ запланирована в устье реки Лавны на западном побережье Кольского залива. Его планируемая мощность составляет приблизительно 6 млн. т в год. Согласно расчетам, инвестиции, необходимые для строительства завода, оцениваются в 24 млрд. руб. В проекте участвует московская компания «Синтез». Нефтяные местонахождения Медынско-Варандейского участка Печорского моря имеют сложную структуру и, по мнению экспертов, экспортировать его сырьевые ресурсы не представляется целесообразным. Запланированные конечные продукты - дистиллированный бензол, бензин АИ 92 и АИ 95, дизельное топливо, остаточное горючее и сжиженный газ. Дистиллированный бензол и остаточное горючее будут экспортироваться, а остальное распределяться на национальный рынок. От своевременного обслуживания заявленных объемов грузов и отлаженных поставок по железной дороге к станции Лавна будет зависеть успешное функционирование работы комплекса. В связи с этим ведется строительство новой ветви железной дороги от западного побережья Кольского залива к новой станции Лавна, которое оценивается приблизительно в 28 млрд. руб. Проект предусматривает строительство нефтяного терминала мощностью 35 млн. т нефти год и прибрежного разгрузочного центра.
Месторождения п-ва Ямал и прилегающего шельфа Карского моря имеют стратегическое значение для перспектив добычи газа в России и промышленного освоения региона. Здесь открыто 11 газоносных и 15 нефтегазоносных месторождений. По предварительной оценке, разведанные запасы газа по категориям А+В+С1+С2 составляют примерно 16 трлн. куб. м. Перспективные (С3) и прогнозные (Б3) ресурсы газа составляют около 22 трлн. куб. м, запасы конденсата промышленных категорий А+В+С1 оцениваются в 230,7 млн. т, нефти - в 291,8 млн. т. Запасы газа по категориям А+В+С1+С2 крупнейшего Бованенковского месторождения оцениваются в 4,9 трлн. куб. м. Начальные запасы Харасавейского, Крузенштернского и Юж-но-Тамбейского месторождений составляют 3,3 трлн. куб. м.
Освоение месторождений региона подразумевает создание трех промышленных зон. В первой - Бованенковской - планируется ежегодная добыча природного газа на уровне 220 млрд. куб. м и конденсата - 4 млн. т. Во второй - Тамбейской - промышленной зоне, включающей шесть месторождений, предполагается суммарная добыча газа на уровне 65 млрд. куб. м и конденсата - 2,8 млн. т; в третьей - Юж-
ной промышленной зоне - 30 млрд. куб. м газа и до 7 млн. т нефти в год [8]. Месторождение Бованенковское будет обслуживать буровая установка «Екатерина», произведенная на российском «Уралмаше».
Согласно данным ОАО «Газпрома», годовая добыча на п-ве Ямал достигнет
7,9 млрд. куб. м в 2011 г. В ближайшие 25 лет потребуются суммарные капитальные вложения в освоение месторождений п-ва Ямал (Бованенковское, Харасавей-ское и др.) в размере 166-198 млрд. долл. Начало добычи газа намечается на конец первого этапа реализации Энергетической стратегии России (2013-2015 гг.), к 2030 г. она может возрасти до 185-220 млрд. куб. м [10]. Освоение перспективных участков на шельфе Карского моря планируется за пределами 2025 г.
В регионе п-ва Ямал и прилегающего шельфа компания «Газпром» планирует перспективную ежегодную добычу газа на уровне 310-360 млрд. куб. м. Данные объемы сопоставимы с сегодняшними газовыми поставками ОАО «Газпром» на национальный рынок и составляют половину общих объемов добычи газа в России. Большая часть газа, полученного с месторождений полуострова, будет поставляться через Единую систему газоснабжения. На п-ве Ямал также планируется строительство завода по производству СПГ. Согласно «Концепции государственной программы по изучению и освоению континентального шельфа Российской Федерации», при активном сценарии развития ежегодная добыча газа в России с вовлечением в разработку новых открытых и перспективных месторождений на шельфе может достичь 150 млрд. куб. м в 2020 г., значительную часть которой обеспечат регионы Запада Арктики, включая Баренцево, Печорское и Карское моря [3].
Трубопроводный транспорт России играет основную роль в экспортных поставках углеводородов. На его долю приходится около половины объема перевозок углеводородов. Транспортировка углеводородов осуществляется по системе магистральных трубопроводов, общая протяженность которой составляет 220 тыс. км. Природный газ, который производится на северо-западе России, поступает в газопроводы, соединенные с Единой системой газоснабжения (ЕСГ) России. В 2005 г. более 30 независимых производителей имели доступ к ЕГС. Для независимых производителей, пользующихся ЕСГ, определены специальные государственные тарифы. Согласно крупнейшему проекту по поставкам ямальского природного газа, ведется строительство новых трубопроводов по направлениям: «Ямал - Ухта», «Ухта - Грязовец», «Ухта - Починки», «Грязовец - Торжок», «Грязовец - Ярославль», общая их протяженность превышает 2,5 тыс. км, включая трассу «Бова-ненково - Ухта» длиной 1100 км и мощностью 140 млрд. куб. м в год.
Экспорт СПГ планируется осуществлять на базе разработки ресурсов Штокмановского месторождения в Баренцевом море и Харасавейского месторождения на п-ве Ямал. В России уже построен первый завод СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» для поставок газа в Японию. Планируется начать отгрузку СПГ из западной Арктики с завода СПГ в пос. Териберка Мурманской области.
Более 90% нефти, добытой в России, поступает в Главную систему нефтепроводов государственной компании «Транснефть». Компания может транспортировать приблизительно 545 тыс. т нефти в день, т. е. около 60% общего объема экспорта российской нефти. Остальная часть перевозится железнодорожным и водным транспортом. Главные трубопроводы из Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции проходят по маршрутам «Ухта - Ярославль - Кириши» и «Сургут - Ярославль - Полоцк». Они поставляют нефть в Ярославль, который является одним из основных центров трубопроводной сети в северной России. Расширение нефтепроводной сети связано со строительством нефтепровода Харьяга-Индига длиной 395 км, проектная мощность которого составляет 12 млн. т в год.
Сегодня одна из главных проблем нефтяной и газовой транспортировки — износ трубопроводов. Приблизительно 40% российских нефтепроводов эксплуатируется более 30 лет. У многих период эксплуатации составляет от 20 до 30 лет. Средний возраст газопроводов приближается к 25 годам, 15% газопроводов превысили стандартный период эксплуатации. Необходимо упомянуть, что стоимость системы магистральных трубопроводов составляет миллиарды рублей [10]. По оценке специалистов Института проблем нефти и газа РАН, существует возможность увеличить срок службы 70% трубопроводов на 12-15 лет с помощью введения научно обоснованной системы контроля и диагностики состояния трубопроводов, своевременной реконструкции и технической модернизации системы. Наиболее часто аварии на трубопроводах происходят в зонах геодинамической активности. Большое влияние на формирование стресс-коррозии и разрушение трубопроводов оказывают магнитные, электрические и термические аномалии, а также уровень технической подготовки нефти и газа для транспортировки. Идентификация зон и секций, на которых происходят регулярные аварии, контроль состояния этих секций, своевременная реизоляция на этих областях позволят увеличить стандартный период эксплуатации (определяемый в 33 года) 70% систем трубопровода до 45, и на некоторых секциях до 50 лет. Данный подход также изменит систему диагностики и сконцентрирует силы и средства на самых опасных участках трубопроводов. Его реализация обеспечит экономию многих сотен миллиардов рублей.
Железнодорожная система северо-запада России географически выгодно расположена, пересекает магистральные трубопроводы и тянется вдоль территории Ямало-Ненецкого АО, Республики Коми, Архангельской, Вологодской, Костромской, Ивановской и Ярославской областей. Длина железнодорожных путей составляет 8508 км. Из транспортного центра Ярославля нефть и нефтепродукты традиционно поставлялись в Архангельск, Мурманск и порт Витино на Белом море по железной дороге. С 2006 г. экспортные нефтеналивные грузы направлялись дальше на север в Мохнаткину Пахту возле Североморска. В порт Витино нефтепродукты поставлялись в специальных железнодорожных цистернах с нефтяных перерабатывающих предприятий Ярославля («Ярославнефтеоргсинтез»), Нижнего Новгорода («Нижнегородского органического синтеза»), Уфы («Башнефтехимзавода»), Перми («Пермьнефтеоргсинтез»), «Самарского» и «Нижнекамского» заводов по очистке нефти. Сырая нефть, добываемая в Тимано-Печорской провинции и доставляемая по железной дороге из Ухты, также перегружалась в морском порту Витино. Так, в 2003 г. в порт Витино было перевезено почти 6 млн. т нефти для последующего экспорта. Затем нефть доставлялась в нефтяные перегрузочные комплексы Кольского залива или непосредственно закачивалась в танкеры для последующей транспортировки морским путем на западный рынок. В 2008 г. около 5 млн. т нефтеналивных грузов, предназначенных для экспорта, было доставлено в порты Мурманской области. Однако в настоящее время поставки нефти в Витино и Мурманск прекращаются. Нефтяные грузы, главным образом, сырая нефть или остаточное горючее транспортируются по трубопроводам. В 2009 г. объем нефти и нефтепродуктов, транспортируемых на экспорт через порты Баренцева моря, составлял около 15 млн. т (в том числе около 8 млн. т за счет Варандея). В перспективе экспортная способность «Транснефти» может увеличиться до 49 млн. т в год. Это составит приблизительно 16% полной планируемой мощности главной нефтепроводной системы.
Значительная часть нефти, которая добывается в Тимано-Печорской провинции, поставляется через ветвь «Уса - Ухта» на нефтяной перегрузочный железнодорожный терминал на станцию Приводино, в Котласском районе Архангельской облас-
ти. Из Приводино и НПЗ в Ярославле нефть и нефтепродукты идут на экспорт через терминал в Талагах (рядом с Архангельском), ежегодные объемы экспорта составляют 4 млн. т. В 2015 г. объем транспортировки нефтепродуктов может достигнуть 7 млн. т. Терминал оборудован современной экологической системой очистки: бассейны с двойными стенами и двойным дном. Объемы транспортировки нефти через Мурманск на экспорт превышают 8 млн. т в год. В дальнейшем возможно увеличение этих объемов до 20 млн. т год за счет расширения инфраструктуры на Кольском полуострове [5].
Модернизация порта будет происходить в рамках проекта комплексного развития инфраструктуры Мурманского транспортного узла. При условии реализации Федеральной целевой программы по его расширению объемы транзитных перевозок должны увеличиться до 40 млн. т в 2015 г. В данный период намечено также проведение работ в северной части Октябрьской железной дороги, включающих модернизацию существующих и строительство новых железнодорожных путей в Колу и Мурманск на восточном берегу Кольского залива, в Лавну и Кулоньгу на его западном берегу. Планируется также строительство участка из Сосногорска в Республике Коми до Индиги на берегу Баренцева моря в НАО (длиной 612 км), а также ветки из Воркуты до Усть-Кары на Берегу Карского моря. Освоение месторождений п-ва Ямал позволит значительно увеличить грузооборот Северной железной дороги. В настоящее время ведется строительство полярной железной дороги «Обская - Бованенково» длиной 530 км, соединяющей Северную железную дорогу с крупнейшим ямальским газоконденсатным месторождением. На станции Обская строится крупный многофункциональный железнодорожный терминал.
Морская транспортировка нефтепродуктов в российской Арктике осуществляется на основе использования инфраструктуры Северного морского пути (СМП). В настоящее время морской транспорт на Западе Российской Арктики обслуживает перевозку нефти и нефтепродуктов на экспорт. На долю портов Северо-Западного бассейна приходится большая часть суммарного годового грузооборота РФ. Большая часть российской нефти идет в Роттердам, остальная часть в Германию, Бельгию, Великобританию, Францию и США. Больше четверти объема нефти и газа, поставляемого в ЕС, импортируется из России. Нефть экспортируется танкерами из Архангельска и Мурманска, портов Варандей (Печорское море) и Витино (Белое море). Нефть, добытая в районе о. Колгуев в Баренцевом море, экспортируется или напрямую танкерами, или через прибрежный перегрузочный комплекс в Кольском заливе. Нефть из северных областей НАО поступает в нефтехранилища компании «Нарьянмарнефте-газ» через систему местных трубопроводов, а оттуда в пос. Варандей. Углеводороды с Варандейского терминала отправляются на экспорт танкерами через прибрежный перегрузочный комплекс в Кольском заливе. Базовый терминал Варандей действует с 2000 г. Спасательные службы Мурманского бассейна несут ответственность за чрезвычайные ситуации и нефтяные разливы в регионе. Танкер «Североморск», базируемый в порту Мурманска (грузоподъемностью 39 тыс. т) принимает с речных танкеров нефть из областей Обской губы Карского бассейна.
Российский ледовый флот играет ключевую роль в развитии СМП, создания Арктического транспортного коридора, расширения экспортных перспектив. В 2008 г. он состоял из 28 ледоколов. В Арктике действовало 7 атомных ледоколов: «50 лет Победы», «Арктика», «Вайгач», «Таймыр», «Советский Союз», «Ямал» и «Россия». Согласно оценкам Росморречфлота, грузооборот по СМП может достичь 50 млн. т в 2020 г. при условии развития арктической транспортной системы, включающей порты, терминалы по перегрузке углеводородов на экспорт, флот, навигационную и коммуникационную сети.
Объем нефтеналивных грузов, отгружаемых на экспорт из портов Варандея, Архангельска, Витино и Мурманска, составляет более 10 млн. т. К 2015 г. российские порты западной Арктики смогут располагать мощностями для отгрузки на экспорт около 100 млн. т жидких углеводородов в год. Однако в ближайшей перспективе (2012-2015 гг.) объем морских нефтяных перевозок в рассматриваемом регионе не превысит 12 млн. т [9]. По мнению ряда экспертов (см. [10]), многие планируемые проекты нереальны даже в обозримом будущем, хотя их рассмотрение необходимо для всесторонней оценки перспектив развития западных регионов российской Арктики [11].
Оффшорные и прибрежные терминалы российского Северо-Запада, обслуживаемые трубопроводами, железнодорожным и водным видами транспорта, предназначены для отправки углеводородов на экспорт. Перспективные мощности главных российских терминалов регионов западной Арктики уже в 2015 г. могут достичь следующих объемов [5]:
При условии выполнения краткосрочных планов компаний и правительства РФ по строительству трубопроводов, железных дорог, портов и терминалов, а также модернизации существующей инфраструктуры Россия сможет экспортировать до 100 млн. т нефти по северному маршруту в 2015 г. Увеличение экспортных объемов позволит полностью окупить крупные вложения в развитие инфраструктуры добычи и транспортировки углеводородов в западных регионах российской Арктики. Столь стремительное увеличение объемов транспортировки будет возможно за счет реализации крупнейших проектов по прокладке нефтепровода из Западной Сибири до Мурманска пропускной способностью 120 млн. т, нефтепровода «Харьяга - Ин-дига» пропускной способностью 12 млн. т. Современная железнодорожная система сможет доставлять в порты 50 млн. т нефти. Больше 12 млн. т нефти, добытой в НАО, могжет быть перегружено через новый терминал Варандей. С освоением Приразломного месторождения объемы смогут увеличиться еще на 7,5 млн. т [5].
Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2030 года», освоение углеводородного потенциала континентального шельфа арктических морей и северных территорий России призвано стабилизировать динамику добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад добычи в традиционных нефтегазодобывающих районах Западной Сибири в 2015-2030 гг. Учитывая, что планируемая добыча нефти в России составит 500 млн. т в год, можно принять долю арктического шельфа в общероссийских объемах равной 20%. Добыча газа планируется в России на уровне 700 млрд. куб. м. Доля шельфа арктических морей оценивается в 40-45% с последующей перспективой постепенного увеличения.
Для перспектив развития нефтяного комплекса характерны следующие тенденции:
- истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и, следовательно, необходимость освоения нефтяных ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей;
- увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть, природный битум и др.) в структуре минерально-сырьевой базы нефтяного комплекса;
- расширенное вовлечение в эксплуатацию комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава и связанная с этим необходимость утилизации попутного нефтяного газа, метана, гелия и газового конденсата;
- удорожание добычи и транспортировки углеводородов.
Млн. т
Млн. т
- 25,G
- 3G,G
- 12,5
- 7,5
Архангельск Витино Мурманск Мохнаткина Пахта
- 7
- 12
- 8 - 5
Лавна
Печенга
Варандей
Приразломное
Вместе с тем объемы экспорта нефти и нефтепродуктов в абсолютном исчислении останутся стабильными до 2030 г. Ежегодные уровни экспорта жидких углеводородов будут колебаться в диапазоне 315-330 млн. т. Помимо трубопроводной будет развиваться и морская транспортировка нефти и нефтепродуктов, в том числе из прибрежных районов российской части Арктики [10].
Перспективы газовой отрасли на период после 2010 г. связаны с освоением месторождений на п-ве Ямал и на шельфе Арктики, в том числе Штокмановского и в акваториях Обской и Тазовской губ. Месторождения Арктического шельфа и прилежащих районов п-ва Ямал смогут компенсировать около 90% экспорта природного газа России [12].
* * *
Углеводородные ресурсы западной Арктики являются основой развития промышленности западных арктических регионов РФ. Эффективное использование ресурсного потенциала обеспечит устойчивое региональное развитие в долгосрочной перспективе. В ближайшие десятилетия Северо-Запад РФ будет играть существенную роль в развитии нефтегазодобывающего комплекса страны, формировании новых районов добычи ресурсов нефти и газа, межрегиональной транспортной инфраструктуры и Арктического транспортного коридора.
Литература
I. Герасимов Н.Н. Ресурсный потенциал — основа устойчивого развития Республики Коми// Смирновский сборник-2009 (научно-литературный альманах). М.:ВИНИТИ РАН, 2009.
2 Банько Ю. Арктический регион. Ответственность и новые решения. www.helion-ltd/arctic-region, 2010.
3. Белонин М.Д, Прищепа О.М. Ресурсы нефти и газа Северо-Западного региона России и перспективы их освоения. М.: вНиГрИ, 2006.
4. Pavlenko V.I, Glukhareva E.K. Environmental Changes in the Arctic and Development of Transcontinental Transportation //Proceedings of the 20th International Offshore and Polar Engineering Conference, Beijing, 2010.
5. Pavlenko V.I, Glukhareva E.K. Development of Oil and Gas Production and Transportation Infrastructure of Russian West Arctic Offshore Regions // Proceedings of the 9th ISOPE Pacific-Asia Offshore Mechanics Symposium, Busan, 2010.
6. http://www.gazprom.ru/news.07.2007.
7. http://www.murman/ru.09.2006.
8. http://www.gazprom. ru/news. 06.2010.
9. http://portnews. ru/digest/4181.26.11/2008.
10. Дмитриевский А.Н. Фундаментальный базис инновационного развития нефтяной и газовой промышленности в России //Вестник Российской Академии наук. Т. 80. 2010. №1.
II. Grigoriev. M. Development of oil transportation projects in Northwest Russia: Resources and Infrastructure // Oil terminal 2008. St. Petersburg, 2008.
12. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утв. расп. Правительства РФ от 13 нояб. 2009, № 1715р.
