Каспийские перспективы России
Плюсы и минусы проектов по освоению Северного Каспия
Введенное западными странами эмбарго на импорт нефти из России не повлияло на освоение углеводородных ресурсов российского шельфа Каспия, оцениваемых более чем в 1,1 млрд т условного топлива.
Как все начиналось
Запасы углеводородного сырья на шельфе Каспия распределены неравномерно, оценочно наибольшие ресурсы находятся в каспийском секторе Казахстана. На Северном Каспии (российский сектор) разведку (с 1996 года) и добычу (с 2005 года) нефти и газа ведет дочерняя структура "Лукойла" – "Лукойл-Нижневолжскнефть".
В данном регионе проводились масштабные разведочные работы: сейсмические исследования и оценочное бурение. В том числе в 1996–2006 годах бурение велось с самоподъемной буровой установки "Астра", способной выполнять работы на глубине моря до 45 м. С помощью этой СПБУ в российском секторе были открыты шесть месторождений. В совокупности же к середине 2023 года "Лукойл" открыл на Северном Каспии 11 месторождений с суммарными начальными извлекаемыми запасами в 322 млн т нефти и конденсата (460 млн т у. т.) и 575 млрд куб. м газа (673 млн т у. т.), или, суммарно, в 1,133 млрд т у. т. Кроме того, в результате геофизических исследований на шельфе Северного Каспия были обнаружены 20 перспективных углеводородных структур.
Первое месторождение Северного Каспия – им. Юрия Корчагина (глубина моря – 11–13 м, извлекаемые ресурсы – 28,8 млн т нефти и 63 млрд куб. м газа) – "Лукойл" открыл в 2000 году (начало добычи – 2010 год), месторождение им. Владимира Филановского (глубина моря – 25–30 м, оценочный ресурс – 129 млн т нефти и 30 млрд куб. м природного газа) обнаружено в 2005 году (начало добычи – 2016 год).
По состоянию на сегодняшний день добыча углеводородов на Северном Каспии осуществляется с ледостойких стационарных платформ (ЛСП) пока лишь на двух месторождениях – им. Ю. Корчагина (пик годовой добычи – до 1,6 млн т нефти) и им. В. Филановского (до 6 млн т/г). На данных месторождениях используются в том числе и блок-кондукторы (платформы, работающие по безлюдной технологии). Остальные девять месторождений находятся в стадии обустройства или, скажем так, оценочного планирования.
К началу 2023 года суммарная добыча нефти и конденсата на месторождениях им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского достигла 50 млн т (годовой пик – 7 млн т). Суммарный объем инвестиций в разведку и обустройство месторождений, создание инфраструктуры на шельфе Северного Каспия оценивается в 480 млрд рублей (по текущему валютному курсу – $6 млрд). Часть этих средств вложена в комплекс природоохранных мер. В частности, соблюдается принцип нулевого сброса – все отходы с ЛСП вывозятся на сушу для переработки и утилизации.
Перспективы-2030
Существенная проблема месторождений Северного Каспия – относительно небольшие, особенно в сравнении с ключевыми СРП Азербайджана и Казахстана (см. табл. 1), извлекаемые ресурсы нефти и газа, "гарантирующие" относительно невысокий дебит скважин. Для сравнения: первая добывающая скважина проекта Азери–Чираг–Гюнешли (АЧГ) давала фонтанным способом добычи 2 тыс. т нефти в сутки (свыше 0,7 млн т в год).
Но у Северного Каспия есть и определенные позитивы. Во-первых, небольшая глубина моря в зонах добычи, снижающая расходы на строительство ЛСП и облегчающая процесс освоения недр. Для сравнения: на Кашагане глубина моря – около 6 м, поэтому в результате обмеления Каспия на месторождении возникли проблемы с транспортировкой судами обеспечения грузов на добывающие объекты. На АЧГ глубина моря колеблется в интервале 120–200 м, на Шах-Денизе – 50–650 м, что увеличивает расходы на строительство глубоководных оснований МСП и инфраструктуры. Во-вторых, АЧГ, Шах-Дениз и Кашаган, в отличие от месторождений Северного Каспия, осваиваются совместно с зарубежными компаниями на условиях СРП, операторами которых выступают иностранцы. И последние используют в основном зарубежное технологическое оборудование, за которое Азербайджан и Казахстан расплачиваются своими углеводородами. На Северном же Каспии применяются ЛСП, построенные на судостроительных заводах Астрахани, а также подводные трубопроводы и другая инфраструктура, также изготовленные на предприятиях России.
Таблица 1.
Как следствие, обеспечить рост добычи на шельфе Северного Каспия можно лишь вводя в эксплуатацию новые месторождения. "Лукойл" этим путем и идет. В текущем году первая промышленная нефть должна быть получена на месторождении им. Валерия Грайфера (бывшее Ракушечное, открыто в 2001 году, начало обустройства – 2018 год, запасы нефти – 40 млн т, проектный пик добычи – свыше 1 млн т в год).
В начале текущего года поставлено на баланс каспийское месторождение им. Равиля Маганова (ресурсы: 8,4 млн т нефти, 136,2 млрд куб. м газа, 24,4 млн т конденсата). Первая стадия его обустройства запланирована на 2023–2024 годы, однако требуют детализации локализация и соотнесенность-пересечение проектной зоны с другими месторождениями Северного Каспия.
В планах "Лукойла" также выход на добычу газа на месторождении им. Юрия Кувыкина (бывшее Сарматское, извлекаемый оценочный ресурс – 6,3 млн т нефти, 21 млн т конденсата и 231 млрд куб. м газа) в объеме до 4 млрд куб. м в год. Ориентировочно первый промышленный газ на этом месторождении должен быть получен в 2029 году.
В минувшем году "Лукойл-Нижневолжскнефть" открыл на Северном Каспии (недалеко от месторождения им. Ю. Кувыкина) месторождение Хазри. Первая разведочно-оценочная скважина была пробурена там в 2017 году, вторая – в 2020-м, начальные извлекаемые запасы месторождения оценены в 48 млрд куб. м газа и 8,2 млн т нефти. Но рядом с Хазри находится структура Титонская, углеводородный потенциал которой оценивается в 130 млн т нефти (точный ответ даст вторая разведочная скважина). Хазри и Титонское планируется осваивать как одно месторождение, что должно обеспечить "Лукойлу" рентабельность работ на шельфе. Есть у компании и планы по совместной работе с "Казмунайгазом" на казахском шельфе, но это уже не Северный Каспий, а Восточный.
В целом же на шельфе Северного Каспия в период до 2030 года "Лукойл" планирует построить 19 ЛСП, перегрузочный комплекс и свыше 1 тыс. трубопроводов (в основном подводных). И это невзирая на 11 пакетов антироссийских санкций, принятых ЕС и США в 2014–2023 годах. Напомним, этим санкциям подчинились и акционеры трубопровода Баку–Тбилиси–Джейхан, отказавшиеся с 5 декабря 2022 года транспортировать по данной магистрали сырье Северного Каспия. Транспортный вопрос был, правда, решен быстро и просто. Еще в 2016 году "Лукойл" построил на каспийском берегу (в Черноземельском районе Калмыкии) комплекс береговых сооружений для приема нефти. Его мощность составила 8 млн т в год, предназначение – подача сырья в трубу КТК. И если до 5 декабря 2022 года по КТК шла только часть нефти, добытой на Северном Каспии, то после "обнуления" БТД ситуация резко изменилась. И если в прошлом году КТК прокачал 58,7 млн т (свыше 80% – казахская нефть), то прогноз на 2023 год – до 60–61 млн т.
Не сырьем, а прибавленной стоимостью
Попутный нефтяной газ, добываемый на Северном Каспии, стал сырьем для производства нефтехимической продукции на комплексе предприятий "Ставролен" (с 1998 года – структура "Лукойла"), расположенных в городе Буденновске. От берега Каспия к Буденновску проложен трубопровод длиною 365 км и мощностью до 5 млрд куб. м в год. Еще два трубопровода суммарной протяженностью около 240 км ориентированы на доставку каспийского газа в ГТС России.
В 2016 году на "Ставролене" был введен в эксплуатацию первый газоперерабатывающий комплекс мощностью 2,2 млрд кубометров в год. С использованием каспийского сырья "Ставролен" выпускает свыше 1,1 млн т различной нефтехимической продукции в год (см. табл. 2).
Таблица 2.
Для сравнения: в Сумгаите (Азербайджан) действует завод SOCAR Polymer. Он был сдан в эксплуатацию еще в советское время (в 1989 году), а в 2016–2021 годах ГНКАР провела его модернизацию, участие в которой приняли иностранные компании из 50 стран. Объемы выпуска основной продукции на SOCAR Polymer составляют 190 тыс. т этилена и 187 тыс. т пропилена в год. И лишь после завершения очередной модернизации (по плану – в 2023 году) производство этилена там должно вырасти до 210 тыс. т в год.
В планах "Ставролена" – увеличение объемов принимаемого газа Северного Каспия до 5 млрд куб. м в год. Для этого на предприятии строится вторая очередь газоперерабатывающего завода, что позволит увеличить производительность технологических установок пиролиза, нарастить объемы выпуска этилена (с 350 до 420 тыс. т в год), полиэтилена (с 300 до 405 тыс. т) и полипропилена (с 80 до 120 тыс. т). Суммарные инвестиции в развитие нефтегазохимического комплекса на Каспии оцениваются в 300 млрд рублей (почти $4 млрд по текущему валютному курсу).
Увеличение доли газа в добыче углеводородного сырья на Северном Каспии, развитие мощностей по его переработке и выпуску химической продукции с добавленной стоимостью – стратегический курс "Лукойла" на перспективу.
