Надежда на программу, которой нет

Программа геолого-разведочных работ стала предшественницей программы комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири. Вопрос о ее создании остается открытым

Специалисты в основном оценивают темпы подготовки и освоения минерально-сырьевой базы Восточной Сибири значительно ниже требуемых. Однако отставание факта от плана является негативным фактором не только в контексте снижения потенциала отрасли в горизонте нескольких десятилетий. Более реальная опасность — возможность недозаполнения трубопровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), который сегодня является одним из самых крупных инвестиционных проектов России. Большинство экспертов говорят именно о недостаточных для заполнения трубы в срок темпах разведки и ввода месторождений в эксплуатацию.

Трубный интерес

Здесь нужно представлять себе, что инвестировать в разведку ради того, чтобы просто увеличить запасы, даже для государства означает в прямом смысле зарывать деньги в землю, ожидая абстрактной отдачи в будущем. Выгодно это становится лишь тогда, когда есть возможность получить прямую коммерческую выгоду от реализации проекта — возможность добывать и продавать нефть с месторождения. Как показывают расчеты СНИИГГиМС (Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья) при Министерстве природных ресурсов (МПР) РФ, затраты на создание необходимой транспортной инфраструктуры, включая экспортные трубопроводы большой протяженности, не окупаются в рамках отдельно взятого проекта. Мы получаем замкнутый круг: среднесрочные интересы государства зависят от решений недропользователей, интересы компаний — от государственных инвестиций в инфраструктурные проекты.

Практически на всех типах объектов недропользователями систематически не выполняются лицензионные соглашения как по объему геолого-разведочных работ (ГРР), так и по срокам ввода в эксплуатацию месторождений. Все основные нефтегазовые месторождения пока не только не введены в промышленную эксплуатацию, но даже подготовка к ней не ведется из-за пока не решенных вопросов транспортировки добываемого углеводородного сырья. Наиболее показательно этот процесс виден на примере крупнейшего газового месторождения Восточной Сибири — Ковыктинского. Владелец лицензии на разработку месторождения «РУСИА Петролеум» («дочка» ТНК-BP) не выполняет сроки по его разработке (в 2007 году компания должна добыть 9 млрд куб. м газа). 23 мая Росприроднадзор начал повторную проверку Ковыктинского месторождения, по итогам которой может быть инициирована процедура отзыва лицензии на недропользование. Однако и так ясно, что компания не выполнила соглашения. Потребности Иркутской области не превышают 9–9,5 млрд куб. м газа в год, по данным специалистов администрации области. Сам недропользователь оценивает потенциал рынка Иркутской области в 3–4 млрд куб. м в год. Кроме того, газ будет испытывать конкуренцию со стороны местных дешевых углей, и объем его потребления может снизиться. А проект газификации области также не реализован в срок. Вывозить же его за пределы региона нет возможности, так как ТНК-BP не может достигнуть соглашения с «Газпромом» о доступе к газопроводу компании.

Не стоим на месте

Два шага в сторону ускорения темпов ввода месторождений было сделано. Строительство экспортного трубопровода началось, и была подготовлена и утверждена Министерством природных ресурсов «Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)», основная задача которой — подготовить нераспределенный фонд недр, чтобы увеличить привлекательность региона. В соответствии с проектом строительства нефтепровода, разработанным АК «Транснефть», уже к концу 2008 года планируется пуск первой очереди трубопровода Тайшет–Сковородино, что позволит начать транспортировку нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона до Сковородино по нефтепроводу, а далее — железнодорожным транспортом (см. диаграмму). Сейчас некоторые подразделения компании работают без выходных и, видимо, «Транснефти» удастся сдать в срок первую очередь нефтепровода. Открытым остается вопрос о том, смогут ли недропользователи Восточной Сибири обеспечить наполняемость нефтепровода в соответствии с планами или, другими словами, достаточны ли темпы проводимых геолого-разведочных работ для решения поставленной на уровне правительства задачи?

Большая часть запасов и значительная часть ресурсной базы будущего нефтепровода сосредоточена в зонах, территориально прилегающих к крупным разведанным месторождениям. В качестве базовых рассматриваются Куюмбинское, Юрубчено-Тахомское, Верхнечонское, Талаканское, Ковыктинское газоконденсатное, Чаяндинское газоконденсатное с нефтяной оторочкой. Трасса нефтепровода пройдет недалеко от Верхнечонского и Талаканского месторождений. К этому времени предполагается также построить нефтепровод-подключение от Юрубчено-Тахомского и Куюмбинского и участок трубы от Ванкорского месторождения в Пурпе с врезкой в действующий трубопровод.

Группы базовых и прилегающих к ним более мелких месторождений территориально вытянуты цепочкой, что позволяет создать единый транспортный коридор для нефти и минимизировать затраты на освоение.

Можно выделить два перспективных центра нефтедобычи: Талаканско-Верхнечонский и Юрубчено-Куюмбинский, и два перспективных центра газодобычи: Ковыктинский и Чаяндинский. В зонах, прилегающих к перспективным центрам, сосредоточена большая часть запасов и значительная часть ресурсов нефти и газа. Эти территории являются регионами первоочередного освоения. Поставки нефти из других районов начнутся, по всей видимости, не ранее 2020 года.

Разведка отстает?

Геологическое изучение недр включает в себя работы, финансируемые за счет федерального бюджета (преимущественно региональные работы на нераспределенном фонде недр) и финансируемые недропользователями (поисково-оценочного и разведочного этапов).

Объемы финансирования региональных ГРР за счет федерального бюджета возросли в 2005 году по сравнению с 2004–м почти в два раза и составили 1,3 млрд рублей (33% общих федеральных затрат на ГРР на нефть и газ по России), в 2006 году они выросли до 2,2 млрд рублей. А вот темпы распределения лицензионных участков значительно ниже запланированных. Так, в 2005 году из 41 запланированного к распределению участка недр распределено 15, в 2006-м — из 57 запланированных с учетом нераспределенных участков прошлого года распределено 25.

Для ускорения темпов подготовки сырьевой базы для нефтепровода ВСТО государство с 2007 года начинает реализовывать дополнительно программу параметрического бурения в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) с общим объемом финансирования на 2007–2009 годы 3,3 млрд рублей (из них 0,78 млрд рублей в текущем году). Основной целью этой программы является поиск скоплений углеводородов в непосредственной близости к трассе нефтепровода ВСТО. Планируется также рассмотреть вопрос о начале в 2008 году за счет федерального бюджета поисков перспективных скоплений нефти и газа вблизи давших положительные результаты параметрических скважин и на участках нераспределенного фонда с признаками нефтегазоносности.

Вложение средств недропользователей в геологоразведочные работы на лицензионных участках юга Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) составило 4,6 млрд рублей в 2005 году и 6,5 млрд рублей в 2006 году (24% и 32% соответственно от запланированного объема). Прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 по объектам Программы, полученный в результате геолого-разведочных работ, проведенных недропользователями, составил в 2005 году 5,8 млн тонн, в 2006 году — около 16 млн тонн на базовых месторождениях Юрубчено-Куюмбинского центра.

Невыполнение планового прироста запасов нефти связано в основном с нерешенными вопросами недропользования. Для достижения запланированных объемов прироста запасов и добычи нефти и газа необходимо четко сформулировать лицензионные обязательства по каждому из предоставляемых в пользование участков недр и обеспечить жесткий постоянный контроль их выполнения. В частности, должны быть предусмотрены обязательства недропользователей по объемам ГРР, а не только минимальные объемы работ на участке, программе освоения, возврату участков в случае невыполнения условий соглашения.

Программы и планы

Задача долгосрочного, устойчивого обеспечения восточных районов России нефтью и газом и организации крупных поставок этого сырья на экспорт не может быть решена на основе сырьевой базы только какого-либо одного восточносибирского месторождения.

Специалисты компании «Роснефть» оценивают пиковую добычу (к 2016–2018 годам) Ванкорского месторождения и участков, прилегающих к нему, в 76–78 млн тонн в год при требуемом объеме капитальных вложений 17,8 млрд долларов. Но это уникальное даже в масштабах России месторождение.

Эффективное освоение нефтегазовых ресурсов Сибирской платформы с учетом того, что это новый нефтегазоносный район, где практически отсутствует инфраструктура, возможно только в рамках единой федеральной программы, гарантирующей комплексное решение ключевых задач. Она должна обеспечивать лицензирование недр, проведение геолого-разведочных работ для подготовки сырьевой базы, организацию добычи и переработки нефти и газа, создание инфраструктуры, строительство трубопроводной системы для транспортировки нефти и газа на внутренний и внешний рынки. Однако такой программы нет, да и не может быть без соответствующей правовой базы: судьба «долгостроя» — закона «О недрах» — до сих пор неясна.

По итогам совещания 15 мая 2007 года, посвященного ходу подготовки сырьевой базы для наполнения ВСТО, министр природных ресурсов Юрий Трутнев поручил Росприроднадзору провести в течение полугода внеплановую проверку недропользователей в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия). Кроме того, министр потребовал оптимизировать работу комиссии Роснедр по досрочному прекращению права пользования недрами, а также разработать и внедрить систему мониторинга соблюдения проектов разработки месторождений. Теперь компании должны оперативно информировать МПР России о выполнении планов ГРР в Восточной Сибири и Якутии.

Но этого недостаточно. Для обеспечения запланированного объема поставок нефти необходимо как можно скорее начать освоение нераспределенного фонда на территориях, прилегающих к системе действующих нефтепроводов от Западной Сибири до Иркутска (Александрово-Устьтымский район на юго-востоке Западной Сибири) и к системе ВСТО на юге Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Для достижения предусмотренных Энергетической стратегией России показателей добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Якутии необходима разработка не только разведанных запасов нефти и газа перспективных и прогнозных ресурсов территорий, непосредственно прилегающих к крупнейшим месторождениям внутри запланированного транспортного коридора. Один из шагов — включение в лицензионные соглашения обязательств недропользователей по объемам ГРР, предусматривая при этом в основе программ ГРР перевод ресурсов в запасы промышленных категорий(ABC1) и возврат участков в случае невыполнения условий соглашения.

Для подготовки сырьевой базы необходима активная политика в области лицензирования недр, проведение большого объема геолого-разведочных работ. В частности, требуемый прирост запасов нефти на невыявленных в настоящее время месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) оценивается Энергетической стратегией России до 2020 года в размере 1–1,2 млрд тонн.

Потому речь и идет о необходимости создания комплексной федеральной целевой программы изучения и освоения углеводородных ресурсов Восточной Сибири, в которой должны быть увязаны все основные элементы процесса создания нефтедобывающего комплекса в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия): ГРР, добыча, транспортировка, переработка нефти и газа, инфраструктура. Но программа — это тоже не панацея. Она может обеспечить более эффективное взаимодействие недропользователей, государства, транспортных компаний и других участников процесса создания нефтедобывающего комплекса в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), проблемы нефтегазового комплекса придется решать его создателям.

В Восточной Сибири соотношение между тремя основными типами объектов недропользования: нефтегазовыми месторождениями, участками с локализованными ресурсами, подлежащими геологическому изучению для разведки и последующей добычи углеводородного сырья и перспективными участками для геологического изучения с целью поисков и оценки месторождений нефти и газа, — неблагоприятное для ускоренного освоения ресурсов района. Для Восточной Сибири характерна низкая доля известных месторождений в числе всех объектов недропользования, при том, что они недоразведаны и находятся в распределенном фонде недр.

В среднем доля месторождений составляет 26% от общего числа объектов для недропользования. Доразведка этих месторождений продлится от трех до пяти лет. В то же время участки с локализованными ресурсами составляют 45% от общего числа объектов. Здесь разведку и ввод в эксплуатацию прогнозируемых месторождений следует ожидать через восемь–десять лет с момента начала геолого-разведочных работ. Остальное (29%) приходится на участки для геологического изучения. Соответственно, сроки освоения месторождений еще более длительные (12–15 лет). Кроме того, в связи с началом строительства магистрального нефтепровода ВСТО, спрос на объекты второго и третьего типов резко возрос, и перекос в структуре объектов продолжает усиливаться.

«Сложившаяся структура объектов недропользования в Восточной Сибири — это реальность, из которой следует исходить при планировании темпов создания центров нефтегазодобычи и исключении всех субъективных факторов, влияющих на увеличение сроков освоения месторождений», — считает исполняющий обязанности генерального директора федерального унитарного научно-производственного геологического предприятия «Иркутскгеофизика» Валентин Изаров.

Статьи на тему: «Нефть»