@OilManBy support@oilman.by

Существенная часть нефтегазовых ресурсов в России может остаться в недрах

Пандемия коронавируса и падение цен на нефть к 2021 году обострили проблемы разработки новых сложных месторождений, которые и раньше стояли перед нефтегазовой отраслью. И хотя Россия по итогам 2020 года стала глобальным лидером по приросту запасов углеводородов, их последующая добыча требует масштабных затрат в развитие технологий, которые при текущей конъюнктуре остаются экономически невыгодными. Так что основная часть ресурсов, открытых в России и других странах, может быть никогда не разработана с учетом экологической повестки в крупнейших регионах потребления, считают эксперты
Непреодолимое препятствие
На Россию, по расчетам Westwood Global Energy, пришлось 70% из обнаруженных в мире в 2020 году объемов запасов нефти и газа. Крупнейшие открытия были сделаны «Роснефтью» в Карском море и Западной Сибири. В целом, по оценке Минприроды, текущих запасов нефти России хватит на 59 лет, а газа — на 103 года. В Роснедрах дают чуть более консервативную оценку размера нефтяных ресурсов — 58 лет, при этом уточняя, что рентабельных ресурсов хватит только на 19 лет. Увеличение этого срока напрямую зависит от объемов инвестиций в геологоразведку, основная часть которой должна проходить в труднодоступных местах, а также от развития технологий.
Но при текущей конъюнктуре и уровне спроса вложения экономически нецелесообразны, признают в правительстве. Как пояснял глава Роснедр Евгений Киселев, пик активности по лицензированию и выполнению работ приходился на период, когда цена нефти была $110–120 за баррель. Сейчас она в 1,6–1,7 раза меньше, а новые дешевые и безопасные технологии для добычи нефти и газа в сложных регионах, например Арктике, по-прежнему отсутствуют.
Это привело к тому, что в 2020 году глобальные инвестиции в геологоразведку упали до самого низкого уровня за последние 15 лет. Плохая экономика их реализации и низкая норма прибыли при значительных капзатратах, климатическое регулирование, а также меры госрегулирования, принимаемые сегодня в большинстве стран мира, ставят под вопрос возможность наращивания разведки и в перспективе. Сейчас компании сосредоточены на разработке наиболее эффективных проектов, запущенных в эксплуатацию за последние годы, за которые сейчас можно получить максимальную прибыль. При этом западные мейджоры борются не за лицензии на ископаемое сырье, а за участки, на которых можно установить новые мощности в сфере возобновляемой энергетики.
Успеть до энергоперехода
В России ситуацию осложняет то, что геологоразведка не была приоритетом отраслевых игроков с учетом уже имевшихся на их балансах запасов. Как отмечает Александр Соколов, директор по геологоразведке компании «Петрогеко», если в мировой практике инвестиции в upstream всегда привязаны к конъюнктуре и быстро восстанавливаются, то отечественная геологоразведка последние 18 лет была на «голодном пайке» независимо от конъюнктуры. «Такую ситуацию отчасти можно было объяснить громадными значениями цифр запасов на государственном балансе на фоне относительно высоких цен на нефть. Однако прошлогодний «ковидный» пробой цены до $20 за баррель отчетливо дал понять, что многие миллиарды тонн останутся цифрами на бумаге. А призрак бродящего в мире энергоперехода заставляет ограничивать временные рамки подготовки новых запасов и их рентабельную разработку в пределах 20 лет. Поскольку за это время надо будет найти, разведать, обустроить, добыть, транспортировать и, главное, выгодно продать, чтобы окупить все затраты и еще получить прибыль»,— поясняет он.
Чтобы поддерживать рост добычи и существенный объем конкурентоспособного экспорта нефти до 2035 года согласно проекту Генеральной схемы развития нефтяной отрасли в 2021–2035 годах, российские компании должны прирастить запасы в объеме не менее 10,4 млрд тонн. Среднегодовой прирост запасов до 2035 года должен превышать годовой уровень добычи нефти в среднем в 1,2 раза. В документе отмечается, что основными районами прироста останутся Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская, Прикаспийская, Тимано-Печорская и Волго-Уральская нефтегазоносные провинции. Принципиальное значение имеет активизация геологоразведочных работ не только в новых слабоизученных регионах (периферийные районы Западной Сибири, Восточная Сибирь, Якутия, арктический шельф и др.), но и в традиционных регионах добычи вблизи разрабатываемых месторождений, поскольку наличие инфраструктуры позволит максимально быстро обеспечить ввод в разработку вновь открытых запасов, отмечается в проекте. Согласно базовому сценарию, к середине 2030-х годов на западносибирскую нефтегазовую провинцию придется 60,7% российской нефтедобычи. В дальнейшем предполагается при разработке стимулирующих налоговых механизмов со стороны государства ориентироваться на возможности ресурсного потенциала именно этих регионов России.
Но все же нарастающая доля открытий должна быть связана с освоением месторождений на континентальном шельфе в Каспийском, Баренцевом, Карском и Охотском морях, что в современной ситуации на энергетических рынках выглядит малореальным. При этом в документе указывается, что «затяжной экстенсивный рост» запасов, который наблюдался в России в течение последних 25 лет, сейчас близок к исчерпанию естественного потенциала в связи с изменением структуры и характера ресурсной базы.
В проекте Генсхемы Минэнерго признает, что климатическое регулирование, направленное на сокращение углеродного следа, ведет к отмене реализации крупных, рассчитанных на долгую перспективу проектов (прежде всего новых), поскольку сроки окупаемости значительных объемов вложений, привлечения которых требует их реализация, могут оказаться неприемлемыми для инвесторов. «Как показывает практика в нашей стране, когда коммерческая успешность реализации крупного проекта (greenfield) в долгой перспективе оказывается под большими сомнениями, то этот проект не закрывают, а пытаются его оживить инъекциями налоговых льгот или же привлечением бюджетных средств. Для таких проектов сложно понять инвестиционный смысл, поскольку в основе принятия решения лежат какие-то другие понятия, сложно подчиняющиеся экономической логике»,— считает господин Соколов.
Арктика под вопросом
По мнению главы консультационной компании «Гекон» Михаила Григорьева, Генсхема объективно оценивает отсутствие технологий освоения ледовитого арктического шельфа как в России, так и в мире в целом, отводя следующие 15 лет на отработку подходов к освоению месторождений. «Изменение структуры спроса на энергоносители, связанное с развитием энергоперехода, позволит определить востребованность арктических шельфовых проектов. В настоящее время опыт реализации таких проектов есть только в России («Приразломная») и Норвегии («Белоснежка» и «Голиаф») — к сожалению, все проекты реализуются с большим трудом, не достигая поставленных изначально задач по добыче. Видимо, они должны рассматриваться как первоочередные объекты отработки новых технических решений»,— говорит эксперт.
По его мнению, помимо континентального шельфа в России значительные перспективы связаны с переходной зоной, расположенной во внутренних водах и прилегающей части территориального моря. Изучение и освоение месторождений возможно и проводится путем наклонного бурения с суши, что снимает технологические ограничения их освоения. Не менее важно освоение субаквальных месторождений, расположенных во внутренних морских водах и в акватории внутренних водных путей — в первую очередь речь идет об Обской губе, говорит эксперт. В качестве примера технологической готовности российского нефтегазового сектора и обеспечивающих отраслей промышленности к подобному освоению он приводит освоение «Газпромом» месторождения Каменномысское: море (расположено в Обской губе Карского моря, запасы по С1 и С2 — 555 млрд кубометров, запуск намечен на 2024 год).
Но в целом, по прогнозу Минэнерго, российской нефтяной отрасли необходимо подготовиться к переходу мирового нефтяного рынка в состояние долгосрочной стагнации или снижения спроса, что ведет к усилению международной конкуренции за рынки сбыта, а также к снижению инвестиционной привлекательности нефтяной промышленности. Помимо этого предполагается дальнейшее ужесточение условий, увеличение стоимости и числа отказов в кредитовании новых нефтедобывающих проектов со стороны международных и европейских финансовых институтов, что создаст дополнительные трудности в сфере геологоразведки.
/www.kommersant.ru/

Source

Добавить комментарий

Будет полезно знать

В ИТ-системе Татнефти консолидируют и активизируют разрозненные данные о скважинахВ ИТ-системе Татнефти консолидируют и активизируют разрозненные данные о скважинах

Автоматизированную информационную систему (АИС) «Бурение» создают «Татнефть-Цифровое развитие» совместно с Управлением по строительству скважин «Татнефти». Это позволит планировать, контролировать и анализировать фактические показатели строительства скважин в автоматическом режиме. Разрозненные данные

Кабмин внес законопроект о распределении сервисных рисков при добыче нефти и газа в РоссииКабмин внес законопроект о распределении сервисных рисков при добыче нефти и газа в России

Закон в случае его принятия поможет компаниям, работающим в составе консорциумов, прописывать механизм распределения рисков и доходности от добычи углеводородов в России, не ссылаясь на иностранное право Правительство внесло в

Equinor приступает к электрификации морской платформы Gina Krog в Северном мореEquinor приступает к электрификации морской платформы Gina Krog в Северном море

Варшава, 16 июл — ИА Neftegaz.RU. Природный газ, используемый для генерации мощности электроэнергии на морской платформы (МП) Gina Krog в Северном море, будет заменен электричеством.  Об этом 14 июля 2020 г.