Нина Пусенкова
Уренгойское месторождение с запасами в 9,9 трлн. куб. м вошло в стадию активно падающей добычи.
Фото с сайта http://www.ugp.ru/
В России география добычи нефти и газа постоянно меняется. Северный Кавказ, где в конце XIX века зародилась нефтяная промышленность, передал в 30-х годах XX века эстафетную палочку Урало-Поволжью: там советское правительство постановило создать «второе Баку». В 1948 году было открыто гигантское Ромашкинское месторождение в Татарстане, и к 1960 году Татария стала основным нефтедобывающим районом СССР. Но Урало-Поволжье уступило пальму первенства Западной Сибири, где в 1961 году были открыты Мегионское и Усть-Балыкское месторождения. В 1970-х годах центр нефтедобычи сместился в Тюменскую область, которая к 1975 году давала 30% всей нефти СССР. Когда осваивали Западную Сибирь, первыми туда пришли нефтяники и лишь потом строительные и другие вспомогательные службы. Это создало массу социальных и бытовых проблем: начальникам тюменских нефтегазодобывающих управлений, помимо нефтедобычи, приходилось заниматься строительством коровников, бань, школ и кинотеатров, чтобы обеспечить приемлемые условия жизни рабочим и уменьшить текучесть кадров. Хорошо бы при освоении новых нефтегазовых провинций не повторить ошибки, допущенные в Западной Сибири.
Газовая промышленность шла по стопам нефтяной: сначала она базировалась в европейской части СССР и Средней Азии. Но с середины 1960-х годов эти регионы уже не обеспечивали рост добычи.
В 1962 году было открыто Тазовское месторождение – первая газовая кладовая в Ямало-Ненецком АО (ЯНАО); потом Медвежье. В 1966 году – Уренгой с запасами в 9,9 трлн. куб. м (самое крупное газовое месторождение в мире), который с середины 1980-х и до начала 1990-х годов давал половину газа СССР.
Поначалу руководство отрасли не было готово к походу в Западную Сибирь – газовики считали, что северный газ слишком дорогой. Двинуться на Север их заставил только первый нефтяной кризис 1977-1978 годов, когда в Западной Сибири впервые упала добыча нефти. Во второй половине 1970-х годов стали разрабатывать западносибирские газовые гиганты и строить магистральные газопроводы. Социальные проблемы у газовиков стояли острее, чем у нефтяников – ведь им приходилось работать еще дальше на севере.
Экспертам уже тогда было очевидно, что нужно выходить на новые нефтегазовые рубежи. В середине 1970-х тогдашний министр нефтяной промышленности Валентин Шашин говорил об острой потребности сформировать нефтяные провинции, сопоставимые с Урало-Поволжьем и Западной Сибирью. Он считал, что ими могут стать Восточная Сибирь, Прикаспийская впадина и шельф.
В поисках альернативы
При социализме создать достойную замену Западной Сибири не успели, и ситуация в нефтяной отрасли складывается сложная: на сегодня начальные запасы нефти выработаны на 50%, в европейской части – на 65%, а в Урало-Поволжье – более чем на 70%. 77% нефти дают крупные месторождения, которых хватит в среднем на 8-10 лет. Растет доля трудноизвлекаемых запасов: у основных нефтяных компаний она составляет от 30 до 65%.
У газовиков дела обстоят лучше, но и у них увеличивается процент сложных и трудноизвлекаемых запасов, жирных и конденсатных газов. «Голубое топливо» залегает все глубже, находится в районах с суровым климатом, вдали от центров теперешней газодобычи.
Медвежье, Уренгой и Ямбург выработаны на 65–75% и вошли в стадию активно падающей добычи. При этом они содержат огромные запасы «голубого топлива»: Медвежье – 550 млрд. куб. м, Уренгой и Ямбург – по 2 трлн. куб. м. Но это низконапорный газ, добыча которого пока не рентабельна.
Где будут добывать нефть и газ в будущем? Недавно была, наконец, принята новая Энергетическая стратегия России до 2030 года. Хотя есть опасения, что ее постигнет судьба предшественниц. Она дает четкое представление о том, куда двинутся наши нефтяники и газовики.
Стратегию планируют осуществлять в 3 этапа. Первый этап, который продлится до 2013-2015 года – период выхода из кризиса и формирования основ новой экономики. Второй этап – переход к инновационному развитию и создания инфраструктуры новой экономики. Третий этап, который завершится к 2030 году, – эпоха развития инновационной экономики.
До 2030 года главными районами, где ожидается прирост запасов нефти и газа, будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская провинции.
Особое место в планах геологоразведочных работ занимает шельф, который крайне слабо изучен. Начальные извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа составляют 90,3 млрд. тонн условного топлива (из них 73,8 трлн. куб. м газа). Основная их часть сосредоточена в Баренцевом, Печорском и Карском морях.
По мнению авторов стратегии, на втором этапе начнется активное освоение нефтегазовых ресурсов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфе, в том числе в Арктике, а также на полуострове Ямал, в Обской и Тазовской губах, на европейском севере и в Прикаспийском регионе.
Добыча нефти в европейской части страны будет расти благодаря Тимано-Печоре, арктическому континентальному шельфу и российскому сектору Каспийского моря, при падении добычи в Поволжье и на Урале.
В Западной Сибири будет стабилизироваться и постепенно снижаться добыча в Ханты-мансийском АО, зато расти в ЯНАО.
В Восточной Сибири будут разрабатываться месторождения нефти в Ванкорско-Сузунском районе, вдоль трассы нефтепровода ВСТО в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха: Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрубчено-Тохомское...
На Дальнем Востоке продолжится добыча нефти по проектам Сахалин-1 и Сахалин-2, и начнется добыча в рамках Сахалина-3, 4, 5 и 6.
Газ будут добывать как в традиционных районах, так и на европейском севере России, полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также в Прикаспийском регионе.
Основным газодобывающим районом страны останется ЯНАО.
Восточный угол
На востоке страны будут сформированы 4 центра газодобычи: 1. Сахалинский центр (проекты на шельфе Охотского моря); 2. Якутский центр на базе Чаяндинского месторождения, с перспективой освоения соседей – Среднеботуобинского, Таас-Юряхского и Верхневилючанского; 3. Иркутский центр на базе Ковыктинского месторождения с дальнейшей разработкой Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области; 4. Красноярский центр на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, а в будущем Оморинского, Куюмбинского и Агалеевского месторождений. Начнутся работы на шельфе Магадана и в Западно-Камчатском секторе Тихого океана.
К 2030 году в европейской части России благодаря освоению Тимано-Печоры и шельфовых месторождений (прежде всего Штокмана) добыча газа вырастет до 131–137 млрд. куб. м; в Западной Сибири – до 608–637 млрд. куб. м за счет Ямала и акваторий Обской и Тазовской губ; в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке – до 132–152 млрд. куб. м.
Временной фактор
«Где?» – понятно: все дальше на север, на восток и в море, все глубже на суше, все сложнее и дороже. Все более экстремальными будут условия труда и быта рабочих. Ответ на вопрос «когда?» менее очевиден. В стратегии начало добычи на новых территориях в основном приурочено ко второму и третьему этапу ее реализации. Но опыт последних лет показывает, что возникают большие проблемы со сроками запуска проектов, особенно у газовиков. За первое десятилетие нового века нефтяники начали добычу на крупных месторождениях – «Роснефть» на Ванкоре (с небольшой задержкой из-за кризиса), ТНК-ВР и «Роснефть» на Верхнечонском месторождении, Сургутнефтегаз – на Талакане. Во многом благодаря «ЛУКОЙЛ» идет активное освоение Тимано-Печоры, где годовая добыча нефти превысила 25 млн. тонн. Пошла нефть с проектов Сахалин-1 и Сахалин-2.
«Газпром» же в прошлом десятилетии ввел в эксплуатацию только два крупных месторождения: в 2001 году заработало открытое в 1965 году Заполярное с запасами в 3,3 трлн. куб. м с проектной мощностью в 100 млрд. куб. м/год. Это – последний дешевый газ в России с себестоимостью на устье скважины 4 долл. за 1000 куб. м. А в 2007 году было запущено Южно-Русское месторождение с запасами в 1 трлн. куб. м, которое может давать 25 млрд. куб. м/год.
В газовой отрасли многие важнейшие проекты задерживаются – и по экономическим, и по политическим причинам.
Ключевой добычной проект «Газпрома» – Ямал. На полуострове открыто 26 месторождений с разведанными запасами газа в 10,4 трлн. куб. м. Самое крупное месторождение Ямала – Бованенково с 4,9 трлн. куб. м. – может давать 115 млрд. куб. м в год.
Об освоении Ямала говорят еще с 1980-х годов. Инициатива по освоению газовых запасов полуострова и строительству трубопровода для доставки ямальского газа в Европу принадлежала Виктору Черномырдину. Строить трубу «Ямал-Европа» начали в 1994 году с польского и германского участков.
К 1999 году первоочередные участки газопровода - в Польше, Германии и Беларуси - были сданы (с временным заполнением газом действующих месторождений Западной Сибири). В 2000 году по новому направлению «Газпром» поставил 14 млрд. куб. м. Осталось лишь соединить построенную трубу с месторождениями Ямала.
Но к 2000 году «Газпром» изменил концепцию, отложив освоение Ямала из-за дефицита капвложений.
Потом «Газпром» и Администрация ЯНАО в 2002 году разработали «Программу комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий».
По Энергетической стратегии РФ до 2030 года, добыча на Ямале должна возрасти до 185–220 млрд. куб. м к 2030 году. В 2008 году «Газпром» начал осуществлять мегапроект Ямал: строить систему магистральных газопроводов Бованенково-Ухта, бурить первую эксплуатационную скважину. Кризис не заставит «Газпром» отложить Бованенково, его запуск в 2011 году ознаменует начало новой эпохи, говорил в декабре 2008 года Алексей Миллер.
Но не прошло и полгода, как «Газпром» решил перенести запуск Бованенково с III квартала 2011 на III квартал 2012 года: изменились прогнозы спроса на газ.
В задержке с освоением Штокмановского месторождения с запасами в 3,2 трлн. куб. м сыграли роль внешнеполитические факторы. Еще в 1995 году для освоения Штокмана был создан консорциум Росшельфа, «Газпрома», Conoco, Norsk Hydro, Neste и Total.
Потом «Газпром» планировал начать добычу на Штокмане в 2010 году и отдать 49% в проекте иностранцам. В 2005 году выбрали пять претендентов: Norsk Hydro, Statoil, Chevron, ConocoPhillips и Total.
А осенью 2006 года «Газпром» заявил, что обойдется без иностранцев. Однако на Штокман пришлось-таки позвать Total и Statoil – было очевидно, что концерн не потянет столь сложный и дорогой проект.
Ожидалось, что добыча на Штокмане начнется в 2013 году. Но кризис внес свои коррективы: в сентябре 2009 года глава «Газпром-экспорта» Александр Медведев сказал, что компания может отложить запуск месторождения после 2013 года, если спрос на газ в Европе не восстановится достаточно быстро.
Раз не получается запускать в срок мегапроекты на новых территориях, может, стоит заняться энергосбережением? Недаром эксперты считают, что самые крупные газовые месторождения находятся не за Полярным кругом, а в городах и промышленных центрах России. И больше внимания уделять увеличению коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях и добыче низконапорного газа, введению в эксплуатацию мелких месторождений в традиционных регионах добычи. Кстати, там проще решать социально-бытовые вопросы, чем на Крайнем Севере. Правда тогда нужна иная структура отрасли – больше малых и средних компаний, осваивающих мелкие или сильно выработанные месторождения, не интересные российским ВИНК и «Газпрому». По этому пути сейчас идет Норвегия. Но такой вариант вряд ли устроит наше «национальное достояние».
