USD 75.7499

+0.29

EUR 82.2341

+0.22

BRENT 33.84

+0.14

AИ-92 42.38

-0.03

AИ-95 46.05

-0.17

AИ-98 51.2

+0.09

ДТ 47.5

-0.02

9 мин
33
0

Самый ближний шельф

Морские месторождения у северо-восточных берегов Сахалина сегодня являются наиболее освоенной частью шельфа РФ. Упавшие цены на нефть и западные санкции вынудили российские компании отложить многие арктические проекты, тогда как сахалинские – продолжают развиваться, «подтягивая» за собой освоение новых участков. Правда, не без сложностей и задержек.

Первые месторождения на шельфе Сахалина были открыты в 1970-х гг. За их освоение взялись в 1990-е гг. Поскольку тогда у российских компаний не было ни опыта, ни ресурсов для освоения шельфовых месторождений, российские власти решили привлечь к работе зарубежных мейджоров, предложив им выгодные соглашения по разделу продукции (СРП).

Но СРП подписали только по двум проектам: «Сахалин-1» и «Сахалин-2» в Охотском море. В 2000-х гг. лицензии на сахалинском шельфе стали раздаваться российским компаниям. Сначала в регионе работали и независимые игроки (Петросах, ТНК-Сахалин), но без успехов. В 2008 г. путь частным компаниям на шельф страны был закрыт, и получать лицензии в сахалинских водах продолжили только Газпром, Роснефть и их «дочки». Сейчас большая часть шельфовых лицензий в регионе сосредоточены у Роснефти.

Географическая близость к рынкам сбыта – странам АТР, относительно небольшая глубина моря в пределах большинства нефтегазовых участков (до 200 м), наличие инфрастуктуры создают предпосылки для дальнейшего освоения сахалинских месторождений даже при низких ценах на углеводороды. Кроме того, нефтегазовые проекты региона в основном остались незатронутыми западными санкциями (хотя эксперты отмечали, что санкции, наложенные на Роснефть и Газпром затрудняют их работу, ведь привлекать финансирование стало труднее).

На Сахалине ведется масштабная реконструкция международного морского порта Поронайск, расположенного на восточном побережье острова недалеко от основных действующих шельфовых проектов. К 2025 г. здесь планируется построить крупный логистический центр, нефтеналивной терминал и ряд других объектов, благодаря чему улучшатся условия для работы нефтегазовых компаний.

Компании и власти работают и над расширением каналов сбыта добываемого на сахалинском шельфе газа. Вновь обсуждается идея строительства газопровода до японского острова Хоккайдо, есть планы по расширению мощностей по сжижению газа. Правда, перспективы этих проектов пока не ясны.

«Сахалин-1»

К проекту «Сахалин-1» относятся месторождения Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Их потенциальные извлекаемые запасы составляют 307 млн тонн нефти и 485 млрд куб. м природного газа. СРП по «Сахалину-1» было подписано в 1995 г. Оператор – Exxon Neftegas, дочерняя компания американской ExxonMobil (у нее 30% в проекте). Также в консорциум «Сахалин-1» входят японская Sodeco (30%), индийская ONGC и Роснефть (у двух последних по 20%).

Добыча на проекте стартовала в 2005 г. на месторождении Чайво. С 2010 г. консорциум ведет промышленную эксплуатацию Одопту, с 2015 г. – Аркутун-Даги.

Добыча на «Сахалине-1» ведется и с берега, и с морской платформы. Нефть по трубопроводу поставляют в порт Де-Кастри, расположенный в Хабаровском крае, откуда экспортируют в страны АТР. Получаемый попутный газ идет потребителям российского Дальнего Востока. Добыча нефти в 2015 г. составила 8,3 млн тонн.

Партнеры по «Сахалину-1» также планируют разрабатывать обширные запасы природного газа Чайво, которое может давать 8 млрд куб. м «голубого топлива» в год.

«Сахалин-2»

«Сахалин-2» включает нефтегазоконденсатное Пильтун-Астохское месторождение и газоконденсатное Лунское, извлекаемые запасы которых в совокупности превышают 600 млрд куб. м газа и 170 млн тонн нефти и конденсата.

СРП по «Сахалину-2» было подписано в 1994 г. с компанией Sakhalin Energy, акционерами которой были Shell (55%), Mitsui (25%) и Mitsubishi (20%). В 1999 г. консорциум начал добычу нефти на Пильтун-Астохском месторождении с морской платформы «Моликпак».

Усиление роли государства в российской экономике в «нулевые» годы отразилось на судьбе проекта: в состав консорциума вошел Газпром. Тот выкупил в Sakhalin Energy 50% плюс одну акцию, при этом доли зарубежных инвесторов сократились вдвое.

Сейчас на «Сахалине-2» добыча ведется с трех морских платформ, откуда сырье поступает на объединенный береговой технологический комплекс. Затем нефть и газ транспортируются по трубам на юг Сахалина, где расположены терминал отгрузки нефти и завод СПГ мощностью 9,6 млн тонн в год – пока единственное в России предприятие по сжижению газа.

По итогам 2015 г. на проекте было получено 5,13 млн тонн нефти и конденсата, производство СПГ составило 10,8 млн тонн.

Перспективы «Сахалина-2» связываются с освоением Южно-Пильтунского участка, которое может начаться после завершения этапа стабильной добычи на Лунском месторождении, говорил в мае 2016 г. министр природных ресурсов и охраны окружающей среды Сахалинской области Александр Романов.

«Сахалин-3»

К «Сахалину-3» относятся Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский участки (Газпром), а также Венинский блок (Роснефть) в Охотском море.

Газпром начал освоение своей части «Сахалина-3» с Киринского месторождения (начальные запасы газа по категории С1 – 162,5 млрд куб. м газа, извлекаемые запасы газового конденсата – 19 млн тонн). На проектную мощность добычи (5,5 млрд куб. м газа в год) месторождение планируется вывести в 2017 г. Газ здесь добывается уникальным для России способом – с помощью подводного добычного комплекса (ПДК). Газ с Киринского месторождения поступает в газопровод «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».

В 2010 г. Газпром достиг на Киринском блоке большого успеха – открыл Южно-Киринское месторождение. Его запасы газа по категории С1+С2 превышают 711 млрд куб. м, извлекаемые запасы газового конденсата – 111,5 млн тонн, нефти – 4,1 млн тонн (данные по запасам обновляются Госкомиссией по запасам полезных ископаемых). Сначала планировалось, что добыча на Южно-Киринском начнется в 2019 г., и газ с месторождения станет ресурсной базой для новых СПГ-проектов Газпрома – строительства третьей технологической линии завода «Сахалина-2» и «Владивосток СПГ». Но месторождение подпало под санкции США, ограничивших поставки оборудования для проекта. Начало промышленной эксплуатации теперь отодвинуто на 2021 г. Проектная мощность добычи в 21 млрд куб. м газа в год должна быть достигнута на 11-й год разработки (об этом сообщалось в корпоративном журнале монополии весной прошлого года). Пока что Газпром ведет на Южно-Киринском геологоразведку и проектирует объекты обустройства.

На Киринском блоке Газпром также открыл Мынгинское месторождение, запасы газа которого (категории С1+С2) составляют почти 20 млрд куб. м газа, извлекаемые запасы газового конденсата – 2,5 млн тонн. А в сентябре 2016 г. монополия заявила об открытии еще одного месторождения – Южно-Лунского (предварительные запасы газа – от 40 млрд куб. м). Но, по мнению экспертов, добыча на нем вряд ли начнется раньше 2025 г.

На Аяшской площади готовится бурение поисково-оценочной скважины: в конце прошлого года дочерняя структура Газпром нефти Газпромнефть-Сахалин (до покупки «дочкой» Газпрома называлась ТНК-Сахалин и уже работала на сахалинском шельфе) объявила ряд тендеров на услуги, связанными со строительством скважины.

Действующие проекты Роснефти

Крупнейшая нефтекомпания РФ обладает 12-ю лицензиями на шельфе Сахалина, работа ведется на большинстве из них. Извлекаемые запасы углеводородов на сахалинских участках компании превышают 380 млн тонн н.э., из них 80% находятся на шельфе, сообщал начальник управления геологоразведочных работ на шельфе Роснефти Александр Жаров в сентябре на конференции «Нефть и газ Сахалина–2016».

Основными проектами госкомпании (помимо участия в «Сахалине-1»), является Северная оконечность месторождения Чайво и Одопту-море «Северный купол» в Охотском море.

Начальные запасы Северной оконечности Чайво превышают 15 млн тонн нефти и конденсата, а также примерно 13 млрд куб. м газа. Добыча (началась в 2014 г.) ведется с берега с помощью установки «Ястреб», которая до этого использовалась на «Сахалине-1». За девять месяцев 2016 г. было получено 1,7 млн тонн нефти.

Кроме того, Роснефть разрабатывает граничащие с месторождениями «Сахалина-1» месторождения Одопту-море «Северный купол» и Лебединское. Добыча на первом их этих месторождений началась еще в конце 1990-х. По данным Роснефти, накопленная добыча нефти на Одопту-море «Северный купол» на конец 2015 г. превысила более 9 млн тонн нефти, газа – 2,5 млрд куб. м.

Лебединское месторождение было открыто Роснефтью в 2011 г. С прошлого года здесь ведется бурение эксплутационных скважин, первая из которых была запущена в июле.

Перспективные проекты Роснефти

ООО «Венинефть», совместному предприятию Роснефти (74,9%) и китайской Sinopec (25,1%) принадлежит лицензия на Венинский блок. Здесь открыто Северо-Венинское месторождение с запасами по С1+С2 в 49,02 млрд куб. м газа и 1,21 млн тонн конденсата. До обвала цен на нефть Роснефть планировала начать здесь добычу в 2018 г., сейчас речь идет о 2022 г.

Роснефть также работает в северо-западной и северо-восточной частях сахалинского шельфа. В прошлом десятилетии госкомпания совместно с британской BP вела разведку на Западно-Шмидтовском и Восточно-Шмидтовском участках («Сахалин-4»), однако безуспешно. На Кайганско-Васюканском участке («Сахалин-5») партнеры открыли месторождение Кайганско-Васюканское море с извлекаемыми запасами по С1 и С2 в 41,6 млн тонн нефти и конденсата, газа – в 44 млрд куб м. BP впоследствии вышла из проекта.

У Роснефти также есть лицензия на соседний Дерюгинский участок. В 2017 г. на нем планируется провести проектно-изыскательские работы по поисково-оценочной скважине «Южно-Омбинская №1».

В северо-западной части сахалинского шельфа также расположены участки Роснефти Астрахановское море – Некрасовский, Амур-Лиманский и Восточно-Кайганское месторождение.

В 2013 г. Роснефть получила мелководный Восточно-Прибрежный участок в Набильском заливе с ресурсами в 48,6 млн тонн нефти и 7 млрд куб. м газа. В прошлом году на участке велась сейсморазведка.

В мае 2016 г. Роснефть получила лицензию на изучение, разведку и добычу на Богатинский участок у восточного берега Сахалина с 24 млн тонн извлекаемых запасов нефти и 62 млрд куб. м газа.

Наконец, в декабре Роснефть получила лицензию на крупный Центрально-Татарский участок, расположенный в Татарском проливе. Прогнозные ресурсы участка составляют 50,6 млн тонн нефти и 160,8 млрд куб. м. газа. Летом 2017 г. на этом участке планируется начать сейсморазведочные работы.

Большинство из перечисленных участков относится к так называемой транзитной зоне шельфа Сахалина. Александр Жаров отмечал перспективность работы на таких участках: они обладают «очень низким» порогом рентабельности, могут разрабатываться с берега и вовлекаться в разработку «практически сразу после открытия» (цитаты по «Интерфаксу»). По словам Жарова, открытие новых месторождений в транзитной зоне сахалинского шельфа позволит в 2020-2030-х гг. увеличить нефтедобычу нефти на 1-1,2 млн тонн в год.

Роснефть, набравшая большое число шельфовых лицензий, старается привлекать к сотрудничеству зарубежных партнеров. Так, на конференции «Энергомост Россия – Япония» в 2015 г. глава компании Игорь Сечин предложил японским инвесторам сотрудничать по добычным проектам, в том числе на участках Астрахановское море – Некрасовский, Кайганско-Васюканское море и Дерюгинский. Одним участком в Японском море заинтересовались Marubeni, JOGMEC и Inpex, и в середине декабря Роснефть подписала с ними соглашение об основных условиях сотрудничества. Названия участка компания не сообщала, но эксперты предположили, что это может быть Центрально-Татарский.

Роснефть ведет переговоры и компаниями из других стран АТР. В сентябре прошлого года стало известно, что 20% в проекте по разработке Северной оконечности Чайво может выкупить индонезийская Pertamina, которая подписала с российской госкомпанией соответствующий меморандум о взаимопонимании. Кроме того, СМИ, ссылаясь на источники, сообщали, что Роснефть обсуждает возможность сотрудничества по разработке участков Астрахановское море – Некрасовский и Кайганско-Васюканское море с китайской CNOOC.

Споры об СПГ

Одним из факторов, сдерживающих разработку газовых запасов сахалинского шельфа, является конкуренция на этом рынке двух госкомпаний. С одной стороны – Газпром, обладающий монопольным правом на экспорт трубопроводного газа, контролем над единственным в стране заводом СПГ и желающий сохранить свое доминирующее положение на рынке. С другой – Роснефть со значительными запасами газа и амбициозными планами. Нефтекомпания добилась в 2013 г. права на экспорт СПГ, однако она не обладает собственными мощностями по сжижению газа.

Страдает, в первую очередь, газовая программа «Сахалина-1». Оператор проекта Exxon Neftegas на протяжении ряда лет вел переговоры о продаже своего «голубого топлива» Sakhalin Energy. Последней это сырье было бы нужно для загрузки будущей третьей очереди завода СПГ (должна увеличить мощность предприятия до 15 млн тонн в год). Но стороны никак не могли договориться о цене. К тому же Газпром рассчитывал, что источником газа для третьей очереди завода СПГ станет «Сахалин-3», но дело осложнили санкции, наложенные на Южно-Киринское месторождение. Таким образом, проект по расширению завода СПГ «Сахалина-2» все еще остается на бумаге.

Роснефть же ранее анонсировала собственный проект по сжижению газа – «Дальневосточный СПГ» (с участием ExxonMobil). Первоначально планировалось, что завод заработает в 2018-2019 гг. Для предприятия мощностью в 5 млн тонн сжиженного газа в год рассматриваются площадки на юге Сахалина или в Хабаровском крае в районе порта Де-Кастри. Однако для первого варианта нужен доступ к транссахалинскому трубопроводу «Сахалина-2», с чем не согласен Газпром. Роснефть сумела добиться права пользоваться сахалинской трубой, но окончательно точка в споре не поставлена. Роснефть рассматривает несколько вариантов развития «Дальневосточного СПГ», говорил осенью Александр Жаров.

В итоге споры Газпрома и Роснефти будут решаться правительством. В декабре замминистра энергетики РФ Кирилл Молодцов сообщил, что инвестрешение по третьей очереди завода СПГ «Сахалина-2» будет принято в первом квартале 2017 г. Одновременно решат, каким образом будут монетизировать газ с «Сахалина-1».



Статья «Самый ближний шельф» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1, Январь 2017)

Авторы:

Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Система Orphus