Добыча нефти и газа на Сахалине началась 70 лет назад. Когда запасы большей части месторождений суши острова оказались исчерпаны, на северо-восточном морском шельфе открыли несколько крупных залежей углеводородов. Сегодня шельф острова является одной из самых богатых нефтью и газом территорий в России. На данный момент суммарные запасы месторождений в этом регионе оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа и 5 млрд т нефти.
Здесь выделено 9 блоков. Они получили порядковые номера от «Сахалин-1» до «Сахалин-9». Каждый блок объединяет несколько нефтегазовых месторождений. Разведка и добыча велись по проектам «Сахалин» с первого по шестой, а на остальных — с седьмого по девятый — ведутся лицензионные работы по геологическому изучению. Нумерация весьма условная. Так получилось, что первым заработал «Сахалин-2», затем — «Сахалин-1», потом «Сахалин-3».
Из истории «Сахалина-2»
Обсуждение возможности реализации проекта «Сахалин-2» началось в 1988 году. Цели — во-первых, разработка Пильтун-Астохского нефтяного месторождения, содержащего небольшие запасы газа, во-вторых, Лунского нефтегазоконденсатного. Их совокупные извлекаемые запасы оцениваются в 176 млн т нефти и конденсата, а также в 600 млрд куб. м газа.
Конкурс на подготовку технико-экономического обоснования проекта в 1991 году выиграл консорциум, состоящий из американских нефтяных компаний Marathon Oil Corporation и McDermott, а также японской Mitsui.В 1992 коду к нему присоединились англо-голландская Shell и японская Mitsubishi.
В 1994 году акционеры учредили компанию Sakhalin Energy. Российское Правительство подписало с ней первое в истории страны Соглашение о разделе продукции (СРП).Оно предусматривает, что вместо налогов на добавленную стоимость, а также налогов на полезные ископаемые и других сборов Sakhalin Energy платит 6 % роялти с момента добычи первой нефти. Одной из задач СРП является обеспечение максимально возможного участия российских инвесторов, использование отечественных материалов и оборудования.
C началом раздела продукции, то есть после возмещения затрат на реализацию проекта, компания стала выплачивать налог на прибыль по ставке 32 % и передавать российской стороне часть продукции в виде природного газа.
Шаг за шагом
В 1996 году Sakhalin Energy получила лицензии на освоение месторождений. Реализация проекта «Сахалин 2» представляет собой два этапа в истории нефтяной промышленности России. Первый — был ориентирован на сезонную разработку нефтяных запасов. Этот период ограничивался полугодовым отрезком, в течение которого поверхность моря не скована льдом. Этап включал в себя разработку нефтяных залежей Астохского участка Пильтун-Астохского месторождения. В 1998 году там была установлена первая на российском шельфе нефтедобывающая платформа «Моликпак», что на языке эскимосов северной Канады означает «большая волна».
В 1999 году на производственно-добывающем комплексе «Витязь», в состав которого входит «Моликпак», началась сезонная добыча нефти. Объем инвестиций в ходе реализации первого этапа составил $ 1,5 миллиарда. В 2006 году Sakhalin Energy окупила эти затраты.
Инвестиции во второй этап проекта (предусматривает комплексную разработку нефтегазовых месторождений для обеспечения круглогодичной добычи нефти и газа) были увеличены до $ 24,5 млрд с $ 12 миллиардов.
На месторождениях установлены добывающие платформы — «Пильтун-Астохская-Б» и «Лунская-А». Все три объекта соединены подводным трубопроводом с объединенным береговым технологическим комплексом. От этого места к терминалам, по которым осуществляется экспорт нефти и заводу по производству СПГ проложены нефте- и газопроводы протяженностью 800 километров.
В начале двухтысячных годов из проекта вышли компании McDermott и Marathon. В 2007 году «Газпром» стал акционером Sakhalin Energy, выкупив 50 %+1 акцию. В 2008 году Sakhalin Energy заключила с консорциумом банков во главе с Японским банком международного сотрудничества (JBIC) соглашение о кредитовании (общая сумма — $ 6,7 млрд) второго этапа.
Старт освоения
В 2008 году Sakhalin Energy приступила к круглогодичной отгрузке нефти с терминала производственного комплекса «Пригородное». Малосернистое легкое сырье, реализуемое под собственной маркой Vityaz со значительной премией к сорту Urals, стало поставляться в США, Японию и другие страны АТР.
В 2009 году началась добыча газа на морской ледостойкой платформе «Лунская-А». На берегу залива Анива, в окрестностях города Корсаков, запущен единственный в РФ завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) — две технологические линии мощностью по 4,8 млн т в год.
Сырьем для завода стал природный газ Лунского и попутный газ Пильтун-Астохского месторождений. В 2009 году российский СПГ был впервые отгружен с местного терминала в Японию, ставшую основным покупателем сахалинских углеводородов. Через полтора года после начала эксплуатации завод вышел на проектную мощность 9,6 млн т в год, в результате производство увеличилось на 10 %.
В 2011 году Sakhalin Energy начала подачу природного газа в систему «Газпрома». Топливо поставляется на материк по магистральному газопроводу «Сахалин — Хабаровск — Владивосток», а также потребителям Сахалина.
В декабре 2012 года Sakhalin Energy установила суточный рекорд добычи газа — 58,9 млн куб. м, а в январе 2014 года этот показатель возрос до отметки 59,1 млн кубометров.
Кто поддаст газу?
Для дальнейшего расширения «Сахалина-2» руководство нашей страны объявило, что готово оказать необходимое административное сопровождение и поддержку проекту.
Его развитие связано со строительством третьей линии СПГ-завода мощностью 5 млн т в год. В феврале текущего года «Газпром» и Shell подписали меморандум — «Дорожную карту», предполагающую разработку документации по предварительному проектированию третьей очереди.
Главная проблема заключается в нехватке у Sakhalin Energy объемов собственного газа. «Газпром» планировал в этих целях закупать его у «Роснефти» (с «Сахалина-1»). Однако ВИНК хочет направлять топливо на СПГ-завод, который собирается строить вместе с американской ExxonMobil.
«Сахалин-3»
Четыре блока проекта «Сахалин-3» были выставлены на конкурс на получение права недропользования в 1993 году. Киринский достался тандему Mobil (теперь — ExxonMobil) и Texaco (в последствии ChevronTexaco), Восточно-Одоптинский и Айяшский — Exxon, а Венинский — остался в нераспределенном фонде.
Победители, собрав пакет документов с типовым проектом Соглашения о разделе продукции, не получили лицензий и приступили к подготовке СРП по отдельным блокам «Сахалина-3».
Переговоры об условиях разработки длились шесть лет: российская сторона настаивала на существенных изменениях типового договора образца начала 90‑х, иностранные партнеры занимали противоположные позиции. За это время изменился состав участников проекта: образовались ChevronTexaco и ExxonMobil, в проект вошла «Роснефть», в России был принят закон, позволяющий заключать СРП только по объектам, внесенным в соответствующий перечень. В него из четырех блоков «Сахалина-3» попал один Киринский, однако и по нему переговоры прекратились в 1999 году.
В пользу российских госкомпаний
В 2003 году вступили в силу поправки к Налоговому кодексу РФ, согласно которым подписание СРП стало возможным только после «провала» конкурса по объекту на условиях стандартного налогового законодательства. В 2004 году Правительство РФ сообщило об аннулировании результатов конкурса 1993 года.
В итоге в рамках «Сахалина-3» работы продолжились только на Венинском блоке, лицензию на геологическое изучение которого в 2003 году получила «Роснефть». Его перспективные ресурсы оцениваются в 163 млн т нефти и 312,6 млрд куб. м газа. По остальным блокам аукцион планировалось провести в 2005 году.
После того как в 2008 году были приняты поправки к Закону «Об иностранных инвестициях», которые закрепляли право работы на новых участках шельфа за госкомпаниями, территории «Сахалина-3» оказались поделены между «Газпромом» и «Роснефтью». Лицензиями на Киринский, Айяшский и Восточно-Одоптинский блоки владеет газовая компания, а лицензия на разработку Венинского блока принадлежит ВИНК. Оба гиганта развернули здесь активные геологоразведочные работы.
Первый газ с третьего блока
Первой удача пришла «Газпрому» на Киринском лицензионном участке. В ходе геологоразведочных работ выяснилось, что запасы здесь составляют 162 млрд куб. м газа по категории С1, извлекаемые запасы конденсата — 19,1 млн тонн. Это позволило начать промышленное освоение месторождения в рамках государственной «Восточной газовой программы», которую координирует «Газпром».
Оператором проекта является «Газпром добыча шельф». Строительство скважин Киринского месторождения выполнил «Газфлот».
В 2013 году состоялся пуск газа Киринского месторождения — первого в проекте «Сахалин-3». Добыча здесь осуществляется подводным способом. Углеводороды со скважин по подводным трубопроводам направляются на сборный пункт — манифольд, установленный над центральным куполом залежи, а оттуда по морскому трубопроводу поступают на береговой технологический комплекс.
Оборудование и сооружения здесь созданы с трехкратным запасом прочности и рассчитаны на работу при низкой температуре. На Северо-Восточном побережье Сахалина столбик термометра при самом минимальном значении опускался до –48 °С. Оборудование рассчитано на работу в условиях 9-балльного землетрясения, некоторые технологические блоки имеют монолитный бетонный фундамент с заглублением 9 метров.
По газопроводу протяженностью 44 км, в том числе 28 км под водой, топливо поступает на установку комплексной подготовки газа берегового технологического комплекса (БТК).
Добыча на Киринском месторождении началась с небольших объемов, но год от года будет нарастать и к 2017 году достигнет проектных значений в 5,5 млрд куб. м в год. Затем начнут вступать в строй новые месторождения.
Надежда на «Южно-Киринское»
В 2010 году «Газпром» открыл на Киринском участке крупное Южно-Киринское газоконденсатное месторождение. Его запасы по категориям С1+С2 составляют 563,9 млрд куб. м газа и 71,7 млн т газового конденсата. В 2011 году на этом участке открыто еще Мынгинское газоконденсатное месторождение, запасы которого по категориям С1+С2 составляют 19,8 млрд куб. м газа и 2,5 млн т газового конденсата.
Следующий этап проекта «Сахалин-3» связан с освоением Южно-Киринского месторождения, которое будет разрабатываться с помощью подводных добычных комплексов с использованием инфраструктуры уже существующего БТК и трубопровода. Ввод в эксплуатацию Южно-Киринского месторождения запланирован на 2018 год одновременно с запуском завода СПГ во Владивостоке, для которого предназначены углеводороды Киринского участка.
Запасы газа проекта «Сахалин-3» сейчас оцениваются в 746 млрд куб. м, но эти объемы могут увеличиться, потому что «Газпром» планирует до 2020 года провести на лицензионных участках проекта «Сахалин-3» более 3 тыс. кв. км сейсморазведочных работ 3D и построить более десяти поисково-разведочных скважин.
На шельфе Охотского моря «Газпром» планирует вести активную работу, результаты геологоразведочных исследований уже сейчас обнадеживают экспертов.
Как один проект!
В 1998 году «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» и British Petroleum (ВР) подписали протокол о намерениях по разработке месторождений сахалинского шельфа в рамках проекта «Сахалин-5». В том же году сформирован стратегический альянс, включавший в себя BP, «Роснефть» и «Роснефть-Сахалин-морнефтегаз».
В 2006 году «Роснефть» и British Petroleum заключили соглашение о совместной деятельности на Восточно-Шмидтовском («Сахалин-5») и Западно-Шмидтовском («Сахалин-4») лицензионных участках. Доля «Роснефти» в проектах — 51 %, BP — 49 %.
В 2007 году на Западно-Шмидтовском участке были пробурены две поисково-разведочные скважины на структурах Медведь и Тойская. Скважины пришлось ликвидировать по геологическим причинам. Разведочные работы по проекту «Сахалин-4» выполняютсяв рамках единой программы с проектом «Сахалин-5».
В случае успешных результатов геологоразведки планируется разрабатывать участки как единый проект, имеющий общую транспортную и нефтепромысловую инфраструктуру.
Целью «Сахалина-4» и «Сахалина-5» является разработка Западно-Шмидтовского и Восточно-Шмидтовского участков, а также Кайганско-Васюканского.
По этим проектам в последнее время новостей почти нет. «Роснефть» несколько раз заявляла о возобновлении работ на них, однако дальше этого дело пока не сдвинулось. Причина, по мнению экспертов, — запасы месторождений не слишком велики, а при существующей налоговой политике их разработку вести невыгодно.
«Сахалин-1»
История проекта «Сахалин-1» восходит к 1975 году, когда Министерство внешней торговли СССР и японская государственная корпорация SODECO подписали «Генеральное соглашение о сотрудничестве в области разведки, обустройства месторождений, добычи нефти и природного газа на шельфе острова Сахалин». В период с 1977 по 1979 год «Сахалинморнефтегаз», используя предоставленный SODECO кредит, открыл на шельфе месторождения Одопту и Чайво.
К их освоению на условиях СРП в начале 90-х подключилась компания Exxon. Тогда в проект было включено соседнее с Чайво месторождение Аркутун-Даги. Exxon и SODECO получили в консорциуме по 30 %, 40 % отошло «Роснефти». Но появления продукции «Сахалина-1» ждать пришлось очень долго (см. «Путь длиною в 40 лет»).
Объем извлекаемых запасов на месторождениях, входящих в блок «Сахалин-1», оценивается в 307 млн т и 485 млрд куб. м природного газа.
«Сахалин-6, -7, -8, -9»
Самым крупным блоком на сахалинском шельфе является «Сахалин-6», его оценочные запасы составляют 1 млрд т нефти. В 2002 году на Пограничном блоке были проведены сейсморазведочные работы.
По проектам «Сахалин-7, -8, -9» до сих пор не велись даже переговоры. Если говорить об объемах оценочных запасах находящихся там месторождений, то блок «Сахалин-7», расположенный на участке заливов Терпения и Анива, по предварительным оценкам, может содержать до 563 млн т нефти.
Прогнозные извлекаемые ресурсы Изыльметьевского участка проекта «Сахалин-8», который находится у юго западных берегов Сахалина, составляют 642 млн т нефти.
По предварительным данным, извлекаемые запасы Монеронского участка проекта «Сахалин-9» составляют 642 млн т нефти и 289 млн т газа в нефтяном эквиваленте.
Новая биржа на Востоке
Нефтегазовые проекты Сахалина дали толчок развитию многих отечественных компаний-подрядчиков, обеспечили остров трубопроводной и другой транспортной и социальной инфраструктурой. Сахалинский опыт показывает, что СРП позволяет государству без значительных финансовых вложений решать сразу несколько задач — поддерживать добычу углеводородов, развивать отдаленные регионы страны и получать прибыль.
Запуск завода в Пригородном обеспечил 4 % мировых поставок СПГ. При реализации СРП «Сахалин-2» Россия стала важным игроком на рынке сжиженного газа в АТР.
Ожидается, что из-за экономического подъема спрос на нефть и газ в Восточной Азии в ближайшее время будет расти.
Министерство регионального развития предложило создать первую на востоке страны и крупнейшую в АТР товарно-сырьевую биржу. Перспективность предложения заключается в востребованности российских углеводородов на азиатском рынке.
