В Сахалинской области нефтяная промышленность является одной из наиболее развитых отраслей. Здесь открыто 80 месторождений нефти и газа, из которых 16 находятся на шельфе, а 64 расположены на суше. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 618 млн т, газа — 2,1 трлн кубометров.
Для увеличения запасов углеводородов имеется значительная база. Ресурсы Сахалинской области составляют 1,8 млрд т нефти и 3,9 трлн куб. м. газа. Основные запасы сосредоточены в шельфовой зоне.
В 2016 году на Сахалине было добыто более 18,3 млн т нефти, 29,6 млрд куб. м газа. Область вошла в пятерку лидирующих нефтедобывающих регионов страны. Доля сахалинского СПГ в поставках АзиатскоТихоокеанскому региону составляет 6%. Преимущество сахалинского газа на рынке АТР заключается в том, что Сахалин расположен значительно ближе к основным покупателям СПГ, чем другие поставщики — Австралия, Индонезия, Малайзия, страны Ближнего Востока. К тому же потребители имеют возможность диверсифицировать источники энергоснабжения.
Девять в одном
На базе разведанных месторождений сахалинского шельфа сформированы проекты «Сахалин-1, -2, -3». В дальнесрочной перспективе планируется развитие проектов «Сахалин-4, -5, -6, -7, -8, -9». Эта нумерация весьма условная. Так получилось, что первым заработал «Сахалин-2», затем «Сахалин-1», «Сахалин-3». Разведка и добыча велись по проектам с первого по шестой, а на остальных, с седьмого по девятый, ведутся работы по геологическому изучению.
Целью «Сахалина-4» и «Сахалина-5» является разработка Западно-Шмидтовского и Восточно-Шмидтовского участков, а также Кайганско-Васюканского. Самым крупным блоком здесь является «Сахалин-6», его оценочные запасы составляют 1 млрд т нефти.
По проектам «Сахалин-7, -8, -9» переговоры не велись. Если говорить об объемах оценочных запасов 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 острова, 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.
«Сахалин-2»
Нефть является основной статьёй сахалинского экспорта, и география поставок постепенно расширяется. В последнее время к уже имеющимся странам-покупателям таким как: Япония, Республика Корея и Китай присоединились Таиланд, Сингапур, Индонезия. Этому способствовало несколько факторов, одним из которых стало появление в 2014 году нового сорта российской нефти Sakhalin Blend, который вывела на рынок компания Sakhalin Energy — оператор проекта «Сахалин-2». Новый сорт появился в результате смешения добытой на шельфе острова нефти марки Vityaz с газовым конденсатом Киринского месторождения.
Для китайских потребителей увеличились продажи нефти сорта Sakhalin Blend. В компании отмечают, что объём закупок со стороны китайских НПЗ в этом году вырос до рекордных показателей, что свидетельствует о расширении спроса на нефть проекта «Сахалин-2».
Он предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: ПильтунАстохского, главным образом нефтяного месторождения с попутным газом, и Лунского, преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой. Общие запасы углеводородов на этих месторождениях составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд куб. м газа. Добытые углеводороды поступают по транссахалинской трубопроводной системе через объединенный береговой производственный комплекс «Пригородное», который включает в себя завод по производству СПГ и терминал отгрузки нефти.
Акционерами проекта являются «Газпром» — 50%, англо-голландский концерн Shell — 27,5%, японская финансово-промышленная группа Mitsui — 12,5%, японский конгломерат Mitsubishi — 10% акций.
Три платформы
Три морские нефтегазовые платформы компании Sakhalin Energy добывают на шельфе острова 16 тыс. т нефти и конденсата в сутки, а также 50 млн куб. м природного и попутного газа. Всего с начала реализации проекта было извлечено 142 млрд куб. м газа и 62 млн т жидких углеводородов.
Десять лет назад здесь была установлена платформа «Пильтун-Астохская-Б», которая является самой крупной в проекте «Сахалин-2», а двумя годами ранее, в 2006 году, начала работу первая в России морская газодобывающая платформа «Лунская-А». В настоящее время осуществляется модернизация буровой установки на морской нефтедобывающей платформе «Моликпак», которая работает на шельфе острова с 1998 года. После завершения этих работ появится возможность бурить скважины на удалённых участках Пильтун-Астохского месторождения.
В рамках «Сахалин-2» компания «Совкомфлот» эксплуатирует десять морских судов — три нефтеналивных танкера, два газовоза СПГ, пять судов снабжения и обеспечения. Ведётся работа по обновлению флота, обслуживающего проект. В этой связи в 2017 году к работе приступили два новых судна, построенных по заказу «Совкомфлота»: «Геннадий Невельской» — многофункциональное ледокольное судно снабжения нефтегазодобывающих платформ, и судно обеспечения «Степан Макаров». До конца года планируется передать в эксплуатацию ещё два таких же судна.
«Сахалин Энерджи» реализует программу развития поставщиков, нацеленную на обеспечение российского участия на уровне не менее 70%, что является одним из требований соглашения о разделе продукции (СРП). На сегодняшний день в число российских поставщиков и подрядчиков «Сахалин Энерджи» вошли 300 российских компаний и организаций. В 2016 году компания заключила с отечественными предприятиями на 6% контрактов больше, чем с иностранными. Общая стоимость заказов оборудования и услуг у российских подрядчиков составила $949 миллионов.
Спрос на СПГ и его производство растет
Оператор проекта «Сахалин-2» и нефтегазосервисная корпорация Petrofac подписали договор о строительстве дожимной компрессорной станции на объединённом береговом технологическом комплексе. Завершение работ планируется провести в 2022 году. Это позволит сохранить высокий уровень производства СПГ за счёт обеспечения достаточных объёмов сырья.
На первом в России заводе по производству СПГ, входящем в состав производственного комплекса «Пригородное» на юге острова, оптимизация работы производственных систем и модернизация охлаждающих теплообменников на двух одинаковых технологических линиях позволили увеличить его проектную мощность на 12,5%. В результате объём производства возрос до 10,9 млн тонн. В этой связи планируется строительство третьей линии завода СПГ. Газ для неё предполагается получать за счёт проектов «Сахалин-1-3».
Для производства СПГ используется технология Shell двойного смешанного хладагента (специально разработана для сахалинского завода, чтобы обеспечить максимальную эффективность в условиях холодных сахалинских зим).
В состав производственного комплекса также входят резервуары для хранения нефти и СПГ, энергоустановка мощностью 480 МВт, причал отгрузки СПГ и выносное причальное устройство для отгрузки нефти.
В 2017 году на заводе установлены ветровые экраны вокруг аппаратов воздушного охлаждения двух технологических линий. Благодаря этому производство СПГ возрастёт ещё на 0,5% в год.
В 2016 году на Сахалине были отгружены 61 партия нефти и 168 партий сжиженного природного газа. Основная доля поставок сахалинского СПГ приходится на Японию, Республику Корея и Китай. В текущем году был заключен договор с тайваньской компанией CPC Corporation сроком на пять лет на поставку сжиженного природного газа.
Переговоры о поставке СПГ, который будет производиться на третьей технологической линии завода, ведутся с потенциальными покупателями в Японии, Республике Корея и Тайване. В реализации проекта задействованы компания Shell Global Solutions International и российский проектный институт «Гипрогазцентр» при участии других предприятий, в том числе сахалинских.
Газохимические планы
В пригороде ЮжноСахалинска реализуется ещё один проект по производству сжиженного природного газа, это минизавод компании «ПСКСахалин» мощностью 12 тыс. т в год. Его запуск запланирован на начало 2018 года. Инвестиции оцениваются в 1,5 млрд рублей. Основой для производства сжиженного газа станут поставки «Газпрома». Продукция минизавода СПГ будет предназначена для нужд региона. В 2018 году компания планирует построить еще один аналогичный по своим характеристикам завод.
Между «Газпромом» и компанией Mitsubishi Corporation обсуждается возможность создания на севере острова газохимического предприятия — завода по производству метанола. Химические продукты предполагается экспортировать на рынок АзиатскоТихоокеанского региона, в первую очередь в Японию. Переработка газа вблизи месторождений позволит сэкономить на логистике. Ресурсной базой для завода должны стать запасы месторождений проекта «Сахалин-2».
Ожидается, что новые открытия на Киринском блоке проекта «Сахалин-3» позволят «Газпрому» организовать на территории области завод по переработке нефти. Сырьём для него послужат конденсат и нефть, которые будут добываться в рамках этого проекта.
«Сахалин-1»
«Сахалин-1» является одним из крупнейших инвестиционных шельфовых проектов России, реализуемых на условиях СРП, которое вступило в силу в 1996 году. Проект предусматривает разработку трех морских месторождений, расположенных на северо-восточном шельфе острова в акватории Охотского моря — Чайво (в переводе с нивхского языка означает «большое поселение»), Аркутун-Даги (в переводе — «место, где водится корюшка»), Одопту (в переводе — «открытое озеро»). Потенциальные извлекаемые запасы составляют 307 млн т нефти и 485 млрд куб. м природного газа.
В связи со сложностью проекта его реализация осуществляется в несколько этапов. На первой стадии предусмотрена организация добычи нефти и попутного газа на месторождениях Чайво и Одопту. Основными производственными объектами в этот период стали буровая установка «Ястреб», морская платформа «Орлан» на месторождении Чайво, береговые буровые площадки на месторождениях Чайво и Одопту, береговой комплекс подготовки продукции и система трубопроводов с нефтеотгрузочным терминалом в порту Де-Кастри.
Партнерами по проекту «Сахалин-1» являются «Роснефть» с долей 20%, американская компания ExxonMobil с долей 30%, консорциум японских компаний SODECO с долей 30% и индийская государственная нефтяная компания Oil and Natural Gas Corporation Limited с долей 20%. Оператором проекта является компания «Эксон Нефтегаз Лимитед». После введения санкций со стороны США единственным действующим проектом ExxonMobil в России остался дальневосточный «Сахалин-1».
В рамках проекта в 2016 году добыто 8,9 млн т н. э., что на 8% превышает показатель предыдущего года, равный 8,3 млн тонн. По данным ExxonMobil, в 2016 году добыча «Сахалина-1» превысила 653 млн баррелей. Американская компания оценивает проект как один из самых успешных и технологически сложных. В ходе его осуществления пробурены 9 из 10 самых протяженных в мире скважин.
На ближайшие годы планируются новые фазы реализации проекта. Сейчас завершаются строительномонтажные работы в рамках второго этапа освоения месторождения Одопту. Там ведётся бурение скважин с использованием новой буровой установки «Кречет». Дополнительные объемы добычи углеводородов за счет реализации второго этапа к 2025 году составят 1,8 млн т в год. Вторая стадия разработки Чайво предполагает освоение газовых запасов.
В ExxonMobil считают, что газовая программа проекта «Сахалин-1» может быть реализована после 2020 года. Для этого потребуется бурение дополнительных газовых скважин и расширение существующих береговых и морских объектов. Предполагается, что это даст еще 8 млрд куб. м газа в год.
Планы на «Дальневосточный СПГ»
Exxon Neftegas, дочерняя компания корпорации ExxonMobil и оператор проекта «Сахалин-1», рассматривает возможность после 2020 года совместно с «Роснефтью» построить завод по производству СПГ мощностью 6,2 млн т в год, который предполагалось разместить в районе порта Де-Кастри в Хабаровском крае. Речь идет о проекте «Дальневосточный СПГ».
Ранее планировалось, что терминал стоимостью $8 млрд будет построен на Сахалине вблизи поселка Ильинский. Однако из за отсутствия доступа к инфраструктуре проекта «Сахалин-2» возникла идея поставить СПГ-завод в Де-Кастри, где уже давно функционирует терминал по отгрузке нефти «Сахалина-1».
В Exxon Neftegas уверены, что СПГ «Сахалина-1» будет востребован в регионе, и завод позволит монетизировать газ, который сейчас закачивается в нефтяные пласты. Сжижение 6,2 млн т в год потребует поставки 10 млрд куб. м газа в год.
«Сахалин3»
Ещё один перспективный нефтегазовый проект, реализуемый на шельфе Охотского моря, называется «Сахалин-3». В его состав входят четыре блока месторождений: Киринский, Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский. «Сахалин-3» является масштабным нефтегазовым проектом, соразмерным с «Сахалином-1» и «Сахалином-2», инвестиции в которые измеряются десятками миллиардов долларов.
В 2008 году «Газпром» провел доразведку Киринского месторождения и открыл три новых — Южно-Киринское, Мынгинское и Южно-Лунское. За эти годы ресурсная база компании на сахалинском шельфе значительно выросла. Запасы газа увеличены более чем в 12 раз — с 75,4 млрд до 941 млрд куб. м, а газоконденсата — в 16 раз, с 8,6 млн до 143,2 млн тонн. В настоящее время «Газпром» продолжает геологоразведку на Киринском, Восточно-Одоптинском и Аяшском участках проекта «Сахалин-3».
Дочернее предприятие «Газпром нефти» пробурило в этом году первую поисковооценочную скважину на Аяшском лицензионном участке. Полученные результаты позволят сформировать дальнейшую программу работ и подготовиться к разведочному бурению в 2018 году.
В октябре текущего года принято решение дать название Нептун недавно открытому месторождению на Аяшском лицензионном участке. Это одно из крупных нефтяных месторождений на российском шельфе, его геологические запасы оцениваются в 255 млн т нефтяного эквивалента, а извлекаемые — в 70–80 млн тонн.
Руководство «Газпром нефти» специально не собирается искать иностранного партнёра для освоения месторождения Нептун, но готово обсуждать возможное сотрудничество с заинтересованными компаниями. Реализация этого проекта будет рентабельной при ценах на нефть выше $40 за баррель, полагают эксперты.
Компания собирается начать промышленную добычу в 2025–2026 годах. Ориентировочный уровень производства сырья Нептуна оценивается в 5–6 млн т в год. На следующий год запланировано бурение ещё одной разведочной скважины на соседней Баутинской структуре, расположенной в северовосточной части Аяшского лицензионного участка.
Киринское месторождение
Киринское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Киринского блока проекта «Сахалин-3», было открыто в 1992 году, а введено в опытную эксплуатацию в 2013 году. Со следующего года началось его промышленное освоение. Сегодня «Газпром» продолжает обустройство подводного добычного комплекса и берегового технологического.
Это месторождение на российском континентальном шельфе, где впервые применены технологии подводной добычи. Несмотря на сложность процесса, данный метод добычи газа считается наиболее надёжным, безопасным и позволяет осуществлять деятельность компании с минимальным воздействием на экологическую систему региона. До конца 2017 года планируется полностью завершить эксплуатационное бурение. После подключения новых добывающих скважин Киринское будет постепенно выводиться на проектную мощность 5,5 млрд куб. м газа в год.
Продолжается проектирование объектов обустройства Южно-Киринского месторождения. В 2018 году здесь планируется начать строительство эксплуатационных скважин с использованием полупогружных плавучих буровых установок «Полярная звезда» и «Северное сияние». По информации «Газпрома», в результате проведённых геологоразведочных работ на Южно-Киринском месторождении более 95% запасов газа переведено в категорию С1, что подтверждает высокую степень достоверности их оценки. Здесь, как и на Киринском месторождении, предусмотрено полностью подводное освоение.
Нефтегазовые проекты
На территории Сахалинской области реализуется и целый ряд нефтегазовых проектов. Помимо участия в «Сахалине-1» «Роснефть» самостоятельно осваивает несколько месторождений на шельфе Охотского моря. «РН-Сахалинморнефтегаз» продолжает добычу на севере острова, обеспечивая нефтью Комсомольский НПЗ и природным газом — потребителей Охинского и Ногликского районов области. Осенью нынешнего года это предприятие приступило к промышленному освоению Лебединского месторождения на шельфе Охотского моря. В «Роснефти» разработана и согласована программа наклонно-направленного бурения на Северо-Венинском месторождении. Его освоение запланировано на 2019 год.
Наряду с шельфом разрабатываются месторождения, расположенные на суше острова. Так, компания «Петросах» приступила к освоению нового месторождения Южное Даги. По величине запасов Южно-Дагинское месторождение относится к мелким, а по сложности геологического строения — очень сложного строения. В пределах месторождения выделено 50 залежей углеводородов. Добытое сырьё будет перерабатываться на Сахалине, что позволит увеличить долю нефтепродуктов местного производства.
С космическим масштабом
С точки зрения коммерческой выгоды, нефте- и газодобыча на шельфе является прибыльным делом, если руководствоваться не сиюминутными интересами, а стратегическими перспективами, отмечают эксперты. Затраты на логистику и инфраструктуру в шельфовых проектах значительно выше, чем на бурение. В этих условиях, чтобы вести добычу углеводородов, нужно построить десятки судов обеспечения, не говоря уже о платформах, береговой инфраструктуре.
Однако эффект от разработки континентального шельфа не сводится только к получению прямой прибыли, есть и другие положительные моменты. В первую очередь это развитие инноваций. Спрос на инновации, как известно, возникает там, где без них хозяйственная деятельность затруднена или вообще невозможна. Тяжелые условия, в которых ведется добыча на шельфе, сложные задачи, стоящие перед специалистами, — все это развивает общий научно-технический потенциал.
Освоение шельфа по масштабам и сложности задач иногда сравнивают с покорением космоса. Стоимость изготовления и ввода в эксплуатацию морской нефтедобывающей платформы по своим затратам сопоставима с изготовлением и запуском в космос спутника. В этой связи инновации, созданные при освоении и космоса, и шельфа, будут служить всему человечеству и в других областях.
