CC BY
1740
СОСТОЯНИЕ И СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ STATUS AND DEVELOPMENT STRATEGY OF RUSSIAN OIL AND GAS INDUSTRY
В.И. БОГОЯВЛЕНСКИЙ
Заместитель директора, Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПГН РАН), член Научно-экспертного совета Государственной комиссии по вопросам развития Арктики, член Совета по Арктике и Антарктике при Совете Федерации Федерального Собрания РФ, почетный разведчик недр, член-корреспондент РАН, д. т. н.
V.I. BOGOYAVLENSKY
Assistant director of the Oil and Gas Institute of Russian Academy of Sciences, member of Scientific Advisory Board of State Commission for Arctic Regions development issue, member of the Counsel of the Arctic Region and the Antarctic of the Federation Council of the Federal Assembly of the Russian Federation, Honoured Prospector, corresponding member of the Academy of Sciences, D.Eng.Sc.
И.В. БОГОЯВЛЕНСКИЙ
Научный сотрудник Лаборатории комплексного геолого-геофизического изучения и освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа Института проблем нефти и газа РАН
I.V. BOGOYAVLENSKY
Research associate of the Laboratory of complex geological-geophysical study and exploration of gas and oil resources of continental shelf of the Oil and Gas Institute of Russian Academy of Sciences
АННОТАЦИЯ
В статье показаны основные достижения нефтегазового комплекса и проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы России. Предложены стратегически важные направления развития нефтегазовой отрасли России.
ABSTRACT
The article shows the main achievements of the oil and gas industry and the problem of reproduction of the mineral resources base of Russia. Strategic directions of development of the oil and gas industry of Russia are proposed.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Нефтегазодобыча, воспроизводство минерально-сырьевой базы, сланцевые углеводороды, шельф Арктики.
KEYWORDS
ОН and gas production, reproduction of the mineral resources base, shale hydrocarbons, Arctic shelf.
В 2016 году в России продолжился рост объемов добычи жидких углеводородов (нефть и конденсат), достигших 547,5 млн т, что на 2,5% больше, чем в 2015 году (534,1 млн т). При этом до 21,3 млн т (на 11,5%) увеличилась добыча нефти на шельфе. Экспорт нефти вырос, по предварительным данным, на 4,9% — до 254 млн т. После трех лет снижения добыча газа в 2016 году увеличилась на 1,5 млрд м3 (0,2%) и составила 637 млрд м3
А 7
(включая попутный нефтяной газ — ПНГ). Общий экспорт газа (дальнее и ближнее зарубежье) вырос на 10 млрд м3 (около 5%) и достиг 202,3 млрд м3. Доля «Газпрома» на европейском рынке достигла рекордной величины — 31%.
Несмотря на позитивные результаты 2016 года, комплексный анализ долей ТЭК России в мировом энергетическом балансе свидетельствует о продолжающемся снижении геополитической роли России и сохранении данного тренда в будущем [1-3]. Темпы снижения зависят от ряда факторов, включая воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) нефтегазовой отрасли. ВМСБ напрямую зависит от объема проведения новых геолого-разведочных работ (ГРР) на суше и море, основными из которых являются сейсморазведка и поисково-разведочное бурение (ПРБ). В последние 25 лет объемы ГРР многократно снизились по сравнению с временами СССР, что привело к значительному росту доли трудноизвлекаемых запасов в общем балансе запасов страны. По данным ВНИГНИ, в период 2008-2015 гг. объем сейсморазведки 2D снизился в 2,5 раза (с 143,4 тыс. до 56,3 тыс. пог. км), а количество поисково-разведочных скважин уменьшилось в 2,2 раза (с 422 до 196 шт.) [4].
Происходящее ежегодно ВМСБ нефтегазовой отрасли в основном обусловлено доразведкой ранее открытых месторождений. Вклад новых месторождений в ВМСБ составляет всего 15-20% [4, 6]. Но самое неприятное то, что наибольшая часть приращиваемых запасов нефти является нерентабельной или низкорентабельной. По данным ВНИГНИ, в 2014 году из 710 млн т приращиваемых запасов 435 млн т нерентабельны (61,3%), 169 млн т — низкорентабельны (23,8%) и только 106 млн т — рентабельны (14,9%) [4]. В 2015 году рентабельными были лишь 18,4% запасов (110 из 597 млн т). В итоге ВМСБ нефтегазовой отрасли обеспечивается рентабельными и низкорентабельными запасами лишь на 35-40%, а большая часть прироста запасов (60-65%) фактически не представляет интереса для развития ТЭК страны.
Месторождения, открываемые на суше в последнее десятилетие, в основном характеризуются небольшими запасами (мелкие и мельчайшие). По данным ГКЗ РФ, в период с 2003 по 2013 год всего в России было открыто 533 новых нефтяных месторождения с суммарными запасами по категориям С1+2 — 2,06 млн т. В среднем ежегодно открывалось по 48 месторождений, а их средние запасы составили 3,9 млн т. При этом в 2013 году открыто минимальное количество месторождений (32), а их средние запасы составили всего 1,3 млн т. В 2015 году было открыто 54 месторождения со средними запасами категорий С — всего 2,7 млн т, при этом доля С1 составляет менее 10% [6].
Всеобщий повышенный интерес к нефтегазовым проектам шельфа Арктики и других акваторий России основан на том, что именно здесь прогнозируются открытия наиболее крупных месторождений. Однако из-за падения цен на углеводороды (УВ) и введения санкций против России не выполняются грандиозные планы освоения морских лицензионных участков. По данным МПР РФ, на 75 выданных лицензионных участках на шельфе и в транзитных зонах АЗРФ согласно лицензионным обязательствам в период 2014-2020 гг. должно быть пробурено 36 поисковых и 15 разведочных скважин [5]. При этом в трехлетний период 2014-2016 гг. было пробурено всего две скважины (в 2014 г.). Очевидно, что в оставшийся четырехлетний период 2017-2020 гг. пробурить 39 скважин (по 10 скважин в год) невозможно даже теоретически.
Отметим, что в зарубежной нефтегазовой отрасли также нет благополучия. Низкие цены на УВ, вызванные спадом мировой экономики и возникшим из-за сланцевой революции профицитом УВ, практически повсеместно привели к тому, что нефтегазовые компании значительно снизили объемы ГРР. По данным компании WoodMackenzie, инвестиции в ГРР в период 2014-2016 гг. снизились с 100 млрд до 40 млрд долл. В первую очередь это касается дорогостоящих арктических проектов.
Мировая нефтегазовая отрасль, включающая многочисленные сервисные предприятия, переживает трудные времена. В сентябре — октябре 2016 года, благодаря дипломатическим усилиям России, появилась надежда на улучшение ситуации — удалось договориться со странами ОПЕК о снижении квот на добычу нефти. В конце 2016 — начале 2017 года наметился рост цен на нефть, что доказало эффективность внедрения в рыночную экономику элементов глобального стратегического планирования. Небольшие снижения объемов производства и экспорта УВ Россией и странами ОПЕК практически мгновенно окупились и принесли прибыль за счет значительного роста их стоимости.
По данным ЦБ РФ, за десятилетие 2005-2014 гг. экспорт УВ (нефть, нефтепродукты и газ) давал в среднем около 65,4% валютной выручки страны при максимальной доле 67,98% в 2013 году (рис. 1). В 2015 и 2016 гг. за счет падения цен на нефть и роста экспорта зерна эта доля снизилась до 59,6 и 54,9% (доля нефти — 46 и 42,9%, а газа — 13,6 и 12%). Налицо однозначная зависимость бюджета страны от реализации ресурсов УВ. Происходящие в настоящее время события, связанные с санкциями, требуют незамедлительного развития других отраслей народного хозяйства, что уже начало сказываться, особенно в сельском хозяйстве.
Рис. 1. Доля доходов России от экспорта углеводородов, по данным ЦБ РФ (2016 г. — прогноз на основе трех кварталов)
В настоящее время и в ближайшие годы будет наблюдаться профицит УВ. В связи с этим можно предполагать относительно невысокие цены реализации УВ, при которых освоение труднодоступных регионов, включая удаленные от берега акватории Арктики, будет малорентабельным или нерентабельным. Это не означает, что на данном этапе можно снизить активность ГРР в Арктике, наоборот, нужно пользоваться потеплением климата и большей раскрываемостью акваторий Северного Ледовитого океана ото льда для завершения стадии региональных ГРР. Кроме того, ряд проектов на шельфе Арктики может быть более рентабелен, чем на сопредельной суше, что обусловлено облегченной логистикой при обустройстве мелководных промыслов и вывозе УВ.
С учетом экономического кризиса и падения цен на углеводородное сырье представляется, что первоочередными объектами освоения на арктических и других акваториях России будут прибрежные месторождения в районах с развитой инфраструктурой на берегу (Ха-расавэйское, Крузенштернское, Каменномысское-море, Семаковское
и др.) (рис. 3). Такие месторождения можно успешно разрабатывать горизонтальными скважинами с берега, что дешевле и экологически безопаснее, чем с моря. В этом направлении есть опыт ОАО «Нова-тек» при разработке крупного Юрхаровского НГКМ (с 2003 г.), большая часть запасов которого расположена под дном Тазовской губы. Горизонтальные скважины большого диаметра 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. За счет разработки Юрхаровского НГКМ Россия является лидером с 2005 года по объемам добычи товарных УВ на шельфе Арктики (рис. 2), опережая суммарную добычу США (9 месторождений) и Норвегии (Snohvit с 2007 г. и Goliatc 2016 г.). В 2015 году на шельфе Сахалина на платформе Орлан доказана возможность бурения скважин с горизонтальным отклонением более 12 км, что расширяет «полосу доступности» морских месторождений с берега или искусственных островов, включая стационарные платформы типа «Приразломная» (кессонный остров). Вместе с тем отметим, что в ближнесрочной перспективе (до 20302035 гг.) добыча жидких УВ на шельфе Арктики вряд ли превысит 13-15 млн т [1, 2].
1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
Рис. 2. Добыча углеводородов на шельфе Арктики
46
В 2017 году ООО «Газпром добыча Ямбург» завершит проектирование ледостойкой стационарной платформы свайно-гравитацион-ного типа для освоения ГКМ Каменномысское-море в Обской губе (проектировщик ООО «Красноярскгазпромнефтегазпроект»). Месторождение имеет запасы газа 535 млрд м3 и на 13-летнем пике добычи может обеспечить добычу 15 млрд м3 газа. Предполагается построить платформу и три блок-кондуктора на российских верфях вне зависимости от действия санкций и начать добычу газа в 2025 году. В 20272028 гг. планируется начать разработку ГКМ Северо-Каменномысское и Семаковское.
Рис. 3. Первоочередные районы (1-5) и нефтегазоперспективные объекты ближнесрочного освоения на шельфе Печорского и Карского морей
Если говорить о запасах и ресурсах газа, Россия — самая обеспеченная страна. Мы без особых проблем можем значительно увеличить объемы газодобычи, которые сдерживаются лишь ограничениями по реализации на внешнем и внутреннем рынках. Однако развитие сланцевой революции и активно развивающийся
рынок сжиженного природного газа (СПГ) вносят свои коррективы в возможности экспорта российского газа по трубопроводам. Самые крупные ресурсы сланцевого газа выявлены в Китае, в котором темпы роста его добычи опережают США. Проведенный нами детальный расчет объемов поставок и потребления газа на рынке Китая свидетельствует о назревающем крупном переизбытке предложений, возможно, до 300 млрд м3 в 2020 году [3]. В связи с этим радужные надежды ПАО «Газпром» на поставки больших объемов газа в Китай по строящемуся газопроводу «Сила Сибири» (до 38 млрд м3 в год) по высокой цене могут не сбыться. Цена на газ в Азиатско-Тихоокеанском регионе снизилась в 2015-2016 гг. почти в три раза. Хорошим выходом из складывающейся ситуации с реализацией проекта «Сила Сибири» является ориентация значительной доли его поставок на внутренний рынок Сибирских и Дальневосточных регионов России, которые газифицированы всего на 5,8 и 15,8% [3], и экспорт через проектируемый завод СПГ во Владивостоке.
С учетом геологических, ресурсных, геополитических и других специфических условий отметим рекомендуемые нами стратегически важные направления развития нефтегазовой отрасли России:
— рост объемов ГРР не только на акваториях Арктики и других морей, но в первую очередь на суше — именно здесь сосредоточены основные запасы и ресурсы УВ;
— применение новых технологий увеличения эффективности нефтегазодобычи (КИН);
— повышение уровня рационального использования попутного нефтяного газа (снижение объемов его сжигания);
— развитие и применение технологий добычи сланцевой и тяжелой нефти;
— на шельфе Арктики первоочередные поиск и освоение месторождений УВ в транзитных и мелководных прибрежных зонах в районах с развитой инфраструктурой;
— увеличение роли государства в организации, проведении и финансировании ГРР;
— развитие газохимической промышленности и расширение географии газификации российских регионов.
Библиографический список
1. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов // Труды ВЭО России, 2014. Т. 182. С. 12-175.
'Ti
2. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Нефтегазовая отрасль и экономическая безопасность России // Труды ВЭО России, 2016. Т. 199. С. 102-120.
3. Богоявленский В.И., Баринов П.С., Богоявленский И.В., Якубсон К.И. Газовая революция в Китае // Бурение и нефть. 2016. № 11. С. 3-14.
4. Варламов А.И. Без новых открытий нет будущего // Нефтегазовая вертикаль. 2016. № 20. С. 40-45.
5. Донской С.Е. Тактические нюансы и стратегические перспективы // Нефтегазовая вертикаль. 2016. № 20. С. 22-25.
6. Орлов В.П. Перекресток романтики и высоких технологий // Нефтегазовая вертикаль. 2016. № 20. С. 26-30.
Bibliographical list
1. 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.
2. 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.
3. Bogoyavlensky V.I. Barinov P.S., Bogoyavlensky I.V., Yakubson K.I. The gas revolution in China. // Drilling and Oil, № 11, 2016, p. 3-14.
4. Varlamov A.I. Without new discoveries has no future. // Oil & Gas Vertical, № 20, 2016, p. 40-45.
5. Donskoy S.E. Tactical nuances and strategic perspectives. // Oil & Gas Vertical, №20, 2016, p. 22-25.
6. Orlov V.P. Crossroads of romance and high technology. // Oil & Gas Vertical, № 20, 2016, p. 26-30.
