Перейти к основному содержанию
Прямой эфир

Дотянуться до дна

0
Дотянуться до дна
Фото: shutterstock.com
Озвучить текст
Выделить главное
вкл
выкл

Падение цен на нефть и западные санкции заставляют отечественных промышленников откладывать в «долгий ящик» разработку труднодоступных месторождений. «Известия» решили разобраться, сможем ли мы в обозримом будущем добывать трудноизвлекаемые нефтяные запасы собственными силами и стоит ли вообще запускать в ближайшие годы подобные проекты.

Одна из последних новостей — «Газпром нефть» перенесла разработку Долгинского нефтяного месторождения в Печорском море на 12 лет — с 2019 года до 2031-го. Причиной такого решения в компании назвали необходимость проведения дополнительных геологоразведочных работ. Пока что разведочная скважина на Долгинском месторождении не показала наличия достаточных объемов нефти. Бурение новой скважины будет завершено только в 2019 году.

Кто не рискует…

Осваивать Долгинское месторождение «Газпром нефть» собиралась совместно с вьетнамскими партнерами — компанией Petrovietnam. Меморандум о расширенном сотрудничестве по проектам на шельфе Печорского моря предприятия подписали весной этого года, тогда же была достигнута договоренность: до конца октября определить список приоритетных месторождений. Речь шла о совместной разведке, разработке и добыче углеводородов на Долгинском месторождении и Северо-Западном лицензионном участке. Однако этот список не утвержден до сих пор.

Дело не только в разведке, но и в себестоимости добычи нефти на арктическом шельфе России, поясняют эксперты. По их оценкам, при нынешних ценах на черное золото заниматься разработкой труднодоступных месторождений просто невыгодно. И вряд ли стоит удивляться тому, что нефтяные компании массово откладывают сроки начала добычи на шельфовых проектах: по некоторым оценкам, в общей сложности в мире заморожено уже 26 проектов в 13 странах на общую сумму $118 млрд. Больше всего проектов «в долгий ящик» отложила Канада. На втором месте Австралия, далее — Норвегия и США. Изменится ситуация лишь после того, как стоимость черного золота приблизится к $80–100 за баррель.

«Необходимо понимать, что себестоимость добычи нефти в сложных глубоководных месторождениях получается в разы выше, — отметил Александр Гриченков, эксперт-аналитик MFX Broker. — Если для добычи западно-сибирской классической нефти в данный момент требуется не более 9 долларов с барреля, то для тяжелой и глубоководной нефти — до 25–30 долларов. Учитывая нынешние уровни цен, рентабельность этой добычи в лучшем случае окажется на уровне, близком к нулю». Кроме того, по словам эксперта, для разработки подобных месторождений потребуются колоссальные инвестиции — только на проект арктической нефти нужно до $400 млрд в течение 20 лет. Это слишком много и крайне рискованно, учитывая конкуренцию со стороны стран ОПЕК и крайнюю нестабильность на мировом рынке нефти. «Для внутреннего потребления России вполне хватит и той нефти, которая уже добывается в стране, — подчеркнул Александр Гриченков. — На экспорт же это доставлять бесполезно, так как по сути никакой маржи с этого нефтяные компании не получат, да и бюджет в итоге понесет убытки от всевозможных льгот, бюджетных кредитов, государственной поддержки, гарантий». Эксперт считает, что среди частных компаний вряд ли кто-то решится финансировать такой глобальный проект, учитывая, какие риски сегодня присутствуют на нефтяном рынке.

Шельф — в «долгий ящик»

В последние годы для нефтедобычи типичен переход к более сложным месторождениям и как следствие востребованность новых технологий и сложного высокотехнологичного оборудования. «Эта тенденция типична для таких нефтегазодобывающих стран, как США, Норвегия, Великобритания, Бразилия, Россия, — пояснила «Известиям» Ольга Маликова, профессор кафедры государственного регулирования экономики МИГСУ РАНХиГС. — Она носит объективный характер и связана с исчерпанием крупных, относительно легкодоступных месторождений нефти. Более того, та страна, которая обладает новыми технологиями в области нефтегазодобычи, в особенности технологиями повышения нефтегазоотдачи, и может самостоятельно производить необходимое технологическое оборудование, — получает доступ не только к ресурсам на своей территории, но и к ресурсам других стран, обладающих месторождениями, но не имеющих современных технологий».

По оценкам Всемирного нефтяного совета (World Petroleum Council, WPC), к 2030 году Россия будет получать 55% от всех добываемых в Арктике углеводородов. Согласно прогнозу WPC, через пятнадцать лет добыча нефти на арктическом шельфе России вырастет в 3,6 раза, с нынешних 600 тыс. баррелей нефтяного эквивалента (н.э.) в сутки до 2,2 млн баррелей. В то же время добыча остальных работающих на шельфе Арктики государств суммарно вырастет в 4,4 раза. У Норвегии суточная добыча увеличится со 100 тыс. до 700 тыс. баррелей, у Канады — с 200 тыс. до 900 тыс., у США — со 100 тыс. до 150 тыс. баррелей. Через 15 лет основными регионами арктической добычи для России будут шельф Сахалина, Баренцево и Печорское моря, а также Обская губа вместе с шельфом Карского моря.

Согласно совместным расчетам WPC, прирост дадут как уже действующие месторождения, так и открытые, но пока не запущенные в работу. Активный рост добычи придется на период с 2020 по 2030 год, к этому моменту добыча станет более рентабельна за счет возвращения нефтяных цен на уровень $100 за баррель.

Впрочем, чтобы эти прогнозы стали реальностью, отечественным нефтегазовым гигантам еще предстоит решить ряд непростых задач. «Российские нефтегазодобывающие компании вполне неплохо самостоятельно справляются с добычей углеводородов на традиционных месторождениях. Доля российских и локализованных технологий в данном случае достигает более чем 80-процентной отметки, — признала Ольга Маликова. — Существенно хуже обстоят дела с добычей трудноизвлекаемых запасов нефти (там доля российского оборудования и технологий колеблется в районе отметки 40–60%) и добычей нефти на шельфе, где доля отечественного оборудования не превышает 20%».

В связи с этим, по мнению эксперта, развитие нефтесервисной отрасли и производства технологического оборудования для нефтегазодобычи должно рассматриваться в качестве одной из стратегических задач развития страны. «Без развития данных направлений в России будет невозможно не только наращивать в перспективе добычу углеводородов, но и сохранить существующий уровень объемов добычи, — уверена Ольга Маликова. — Дело в том, что в ближайшие десятилетия подавляющая часть прироста объемов добычи углеводородов будет приходиться в нашей стране на добычу трудноизвлекаемой нефти при сокращении объемов добычи нефти на традиционных месторож­дениях».

Преодолевая зависимость от импорта

Василий Тарасюк, первый заместитель председателя комитета Госдумы РФ по энергетике, признал: сегодня объем импортного нефтегазового оборудования в нашей стране достигает 60%, хотя 50 лет назад «наш нефтегазовый комплекс был ведущим в мире, задавал тон всей нефтегазовой отрасли».

Исправить это упущение отечественным производителям придется в ближайшем будущем: под санкциями, наложенными на Россию в 2014 году США и ЕС, оказались высокотехнологичные процессы, важные для разработки трудноизвлекаемых ресурсов, импорт бурового оборудования, электрических насосов, морских платформ для добычи на шельфе, материалов, используемых для добычи нефти. Под запрет попала даже импортная электроника, используемая для комплектования морских нефтедобывающих платформ. По оценкам Минпромторга России, зависимость российских нефтяников от зарубежного оборудования в среднем составляет 50–60%, а с учетом скрытого импорта, например, по поставкам программного обеспечения (ПО) превышает 90%, то же и в секторе нефтегазовой переработки. Наталья Андреева, заведующая кафедрой РГУ нефти и газа, вице-президент по стратегическому развитию компании «Рус­ГазИнжиниринг», предположила, что в любой момент любой разработчик ПО из США может приостановить обновление своих программ. При этом, по ее словам, «любой апгрейд может быть последним», так как программное оборудование поставляется в закрытом виде.

В связи с этим эксперты предупреждают: роль и влияние нефтегазового сектора в российской экономике будут снижаться. «Уже сейчас в структуре экспорта доля ТЭКа составляет всего 60%, а доля сырой нефти и вовсе едва превышает 25%», — отметил Александр Гриченков. Аналитик уверен: из-за переизбытка сырой нефти нефтяным компаниям в ближайшие годы придется переориентировать свой бизнес главным образом на производство и реализацию нефтепродуктов, в том числе розничную, — это касается бензина, мазута, авиационного керосина, дизельного топлива, газомоторного топлива. Только в этом случае нефтегазовый сектор сможет извлечь выгоду от эры низких цен на сырье.

Комментарии
Прямой эфир

Загрузка...