Логистика нефтегазотранспорта Арктического региона Российской Федерации: современное состояние и приоритеты развития

нефтегазовая провинция (НГП) и Ненецкого (Тимано-Печорская НГП). По состоянию на начало 2019 г. накопленная добыча газа составила 18,7 трлн. куб. метров (28,4% начальных извлекаемых запасов), а нефти - около 1,4 млрд. тонн (19,5%) [1].

Минерально-сырьевая база АЗРФ является стратегическим ресурсом России и занимает особое положение в государственных документах по обеспечению перспективного развития региона. В «Основах государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2035 года» указано, что важнейшим национальным интересом России в Арктике является развитие Арктической зоны Российской Федерации в качестве стратегической ресурсной базы и ее рациональное использование в целях ускорения экономического роста Российской Федерации [2].

Анализ ресурсной базы районов Арктики убедительно показывает высокую обеспеченность полезными ископаемыми, имеющими исключительно важное значение для России. По оценкам Министерства по развитию Дальнего Востока и Арктики

Российской Федерации, за счёт ввода в разработку крупнейших в мире нефтегазовых провинций (Варандейского и Колгу-евского нефтяных центров, Новопортов-ского нефтегазоконденсатного и Бованенковского газоконденсатного минеральносырьевых месторождений) и расширения производства сжиженного природного газа (СПГ) на полуостровах Ямал и Гыдан доля нефти, добываемой в Арктике к 2030 г. увеличится до 22% от общего объема добычи нефти в России, а к 2035 г. - до 25%, доля добываемого в Арктике природного газа к 203 5 г. вырастет до 92% с 82,7%, объемы производства СПГ к 2030 г. вырастут почти в 7 раз - до 73,5 млн т/год, а к 203 5 г. - еще на 63% - до 120 млн т/год [3].

Есть основание полагать, что обеспеченность крупномасштабными углеводородными ресурсами является для районов Арктики, важным мотивом хозяйственного освоения, основой экономического развития некоторых регионов РФ и фактором, способным обеспечить их перспективное развитие. Основной газовой базой страны будет Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО), со смещением добычи на полуостров Ямал (Бованенковское, в перспективе - Харасовейское, группа Тамбейских и другие месторождения) [4].

Перспективными центрами нефтедобычи являются в ЯНАО: вдоль трассы нефтепровода «Заполярье-Пурпе» и на базе Но-вопортовского месторождения, с дальнейшим подключением Ростовцевского месторождения. На северо-западе Красноярского края гигантское Ванкорское месторождение, введённое в разработку нефтяной компанией «Роснефть», с дальнейшим вводом в разработку Тагульского, Сузун-ского и Лодочного месторождений, расположенных в непосредственной близости от Ванкорского месторождения [4].

В арктическом регионе уже реализуется ряд нефтегазовых проектов, которые предполагают как добычу сырья на суше и на шельфе, так и их транспортировку. К таким проектам относятся «Приразломное», «Ямал СПГ», освоение Новопортов-ского нефтяного месторождения, группа

Мессояхских месторождений и ряд других.

Успешность освоения арктических нефтегазовых месторождений в значительной степени зависит от системы транспортировки. Для эффективной реализации нефтегазовых проектов необходима модернизация и дальнейшее развитие на новой технической основе нефтегазотранспортных систем, взвешенное планирование схем транспортировки с учетом геополитических и экономических вызовов. Основной задачей политики по освоению углеводородов АЗРФ является формирование конкурентоспособной транспортной системы, надежно и эффективно удовлетворяющей спрос на внутренних и внешних рынках с учетом ряда требований, таких как - экономические (эффективность зависит от себестоимости добычи, наличия льгот со стороны государства и мировых цен на природные ресурсы). Особенно необходимо в условиях арктической природы соблюдение жестких экологических требований, необходимость обеспечения экологической безопасности, что требует применения новейших технологий в сфере хранения и транспортировки сырья. Всё это, конечно, проявляется в росте издержек арктических проектов (увеличение себестоимости, стоимости транспортировки), в тоже время абсолютно всем ясно, что жесткие экологические требования при реализации проектов обязательны и необходимы.

В настоящее время транспортировка нефти и газа с арктических месторождений осуществляется с использованием системы локальных и магистральных неф-те- и газопроводов, морским танкерным флотом и транспортными перевозками по железным и автомобильным дорогам.

По железным дорогам нефть доставляют в регионы, где нет ответвлений магистральных трубопроводов, со станций, примыкающих к железным дорогам ОАО «Российские железные дороги» (железнодорожная линия Обская - Бованенково - Карская ПАО «Газпром» с выходом на Сосногорский регион Северной железной дороги; АО «Ямальская железнодорожная компания» с выходом на Сверд- ловскую железную дорогу). Автоцистернами нефть перевозят с удаленных нефтепромыслов до пунктов сбора, как правило, происходит это на ранней стадии разработки месторождений, до ввода в строй нефтепромысловых трубопроводов. Так, например, вывозилась нефть с Новопор-товского и Восточно-Мессояхского месторождений в период опытнопромышленной эксплуатации. Эффективность железнодорожного транспорта и автоцистерн гораздо ниже, чем у трубопроводного и танкерного способов транспортировки. Например, трудозатраты, необходимые для транспортировки нефти по железной дороге, в 10 раз выше. [5].

Наиболее востребованным является трубопроводный транспорт, относящийся к системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» – АО «Транснефть-Сибирь» и АО «Транснефть-Север» или к Единой системе газоснабжения ПАО «Газпром».

Добываемый в российской Арктике газ (в Надым–Пур–Тазовском районе ЯмалоНенецкого АО , где разрабатываются крупнейшие в мире газовые и газоконденсатные месторождения: Уренгойское, Ям-бургское, Медвежье, Заполярное) транспортируются до потребителей по системам магистральных трубопроводов в четырех направлениях (рис. 1).

Рис. 1. Действующие и планированный газовые трубопроводы России [6]

• 3.    Северный коридор (его образует трасса трубопровода «Северное сияние»: Уренгой–Надым – р. Казым–Перегребное – планово-распределительный центр Иг-рим–Комсомольская, далее одна ветка идет на Ухту, другая (с ответвлением на С.-Петербург) – на Пермь–Грязовец– Москва–Минск, далее – к западным границам Белоруссии, северные районы Тюменской области – Торжок и другие) примерно 30% всех поставок российского газа на экспорт и на внутренний рынок, что составляет около 178 млрд м³ [8].

• 4.    Восточный коридор (Уренгой– Сургут–Нижневартовск–Парабель ( Томская область ) – Анжеро-Судженск, с раз-

• ветвлением на: Томск–Новосибирск– Кемерово–Барнаул; Сургут–Тюмень– Омск–Новосибирск).

Развитие газопроводного транспорта пойдёт по пути реконструкции существующей сети, созданию новых экспортных коридоров, соединению Северного, Центрального и Южного коридоров, обеспечивающих транспортировку арктического газа на внутренние и внешние рынки. С этой целью в 2012 и 2017 гг. запущены новые проекты, транспортировка газа по новому газопроводу Бованенково – Ухта, входящую в систему транспортировки на Торжок (совокупная длина ветки составляет около 2500 км (Бованенково – Ухта – 1200 км, Ухта – Торжок – 1300 км) с уникальных по запасам и высоким разведанным потенциалом месторождений (Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштерн-ское) (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). При строительстве трубопровода Бованенково – Ухта выполнен слож- ный переход через Байдарацкую губу, в дно которой заглублены две линии труб диаметром 1219 мм для защиты от повреждений ледовыми торосами и стамухами. В дальнейшем к данному трубопроводу подсоединятся другие месторождения полуострова Ямал, транзитной зоны суша – море (Харасавэйское, Крузенштернское и другие) и прилегающего шельфа Карского моря (Ленинградское, Русановское и другие) [9].

В перспективе для полноценного использования ресурсной базы Новопортов-ского месторождения (газовой части) предполагается строительство газопровода через Обскую губу до магистрального газопровода Ямбург–Уренгой–Надым и расширение установки комплексной подготовки газа месторождения [10].

Добываемая с арктических месторождений нефть транспортируется по сети нефтепроводов по следующим транспортным коридорам (рис. 2).

Рис. 2. Действующие и планированный нефтяные трубопроводы России [6]

• 1.    Центральный коридор (образуется системой нефтепроводов: ПурПе–Сургут– Демьянская–Тюмень–Уфа–Самара– Новороссийск;          Нижневартовск–

• 2.    Северный коридор с выходом к Балтийской трубопроводной системе: с За-

• падно-Сибирской нефтегазовой провинции образуется нефтепроводом ПурПе– Сургут–Пермь–Клин–Полоцк (Белоруссия) с ответвлением в Приморск); c Тима-но-Печорской нефтегазовой провинции транспортировка с нефтяных месторождений (Харьягинского, Возейского, Арда-линского, Тэдинского, Южно-Шапкинское и других) осуществляется по нефтепроводу Харьяга – Усинск, далее по магистральному нефтепроводу Усинск – Ухта –

  Ярославль - Кириши - Приморск, входящему в Балтийскую трубопроводную систему (БТС), обеспечившей прямой выход в российский порт Приморск. Первая часть БТС была введена в строй в 2006 г., а в 2012 г. запущена БТС-2, связавшая нефтепровод «Дружбу» (в районе Унечи на российско-белорусской границе) с балтийским портом Усть-Луга. Транспортировка нефти в сторону Северного морского пути осуществляется с терминала Север-ТЭК (Харьяга) на пункт сдачи-приема нефти Южное Хыльчую с последующей сдачей нефти в межпромысловый нефтепровод Южное Хыльчую-Варандей, далее на терминал Варандей на побережье Баренцева моря с целью поставки нефти морским путем напрямую в Западную Европу. На Ва-рандейском направлении реализован уникальный проект транспортной системы, позволяющий проводить в условиях Арктики круглогодичную погрузку нефти при высоком уровне экологической безопасности.

• 3.    Восточный коридор образуется нефтепроводами Усть-Балык-Омск и Нижне-вартовск-Александровское-Анжеро-Судженск–Новосибирск–Красноярск– Ангарск.

Демьянская–Тюмень–Альметьевск;  Ниж- невартовск–Демьянская–Тюмень–Уфа– Самара с дальнейшим выходом на экспорт по нефтепроводу «Дружба», идущему на Украину и в страны Восточной Европы).

С нефтяных месторождений Ханты-Мансийского AO - Югра, ЯмалоНенецкого АО и северных территорий Красноярского края (с месторождений Су-зунского и Русского, Мессояхинского и Пякяхинского, Тазовкого и Заполярного) был построен нефтепровод Заполярье – Пурпе, который является самой северной нефтяной магистралью в России и представляет часть транспортной системы За-полярье-Пурпе-Самотлор. Уникальность данного трубопровода состоит в том, что маршрут трассы проходит по болотистой местности и участкам сплошных и прерывистых вечномерзлых грунтов, в связи с эти была произведена надземная прокладка нефтепровода. Учитывая инженернотехническую сложность данного нефтепровода, для его строительства использовались новейшие технологические и технические решения, современное оборудование и современные комплектующие материалы, так надземная часть нефтепрово- да строилась на опорах трех видов, для сохранения температурных свойств нефти используется подогрев и при этом для недопущения изменения грунта применена специальная технология монтажа и термоизоляции труб (эпоксидное покрытие, пенополиуретан, металлополимерная оболочка из оцинковки) и сварных швов на трубопроводе, разработанных специально для этого проекта. Для предотвращения экологической катастрофы и исключения размораживания вечной мерзлоты в летнее время, используются термостабилизаторы, линейная часть нефтепровода оснащена системой обнаружения утечек нефти.

Для освоения Восточно-Мессояхского месторождения на севере ЯНАО «Газпром нефть» был построен напорный нефтепровод (98 км) для доставки нефти от месторождения до системы магистрального трубопровода «Транснефти» Заполярье – Пурпе в сложнейших природноклиматических условиях. При проектировании трубопровода необходимо было учитывались не только суровые климатические условия региона и сложный рельеф местности, но и влияние проекта на жизнь коренного населения, перемещение оленьих стад и наличие рек Мудуйяху и Ин-дикъяху, по руслам которых летом двигаются маломерные суда. Через реки Му-дуйяху и Индикъяху трубопровод проходит под землей, не нарушая русла, изготовленный методом «труба в трубе»: рабочий нефтепровод диаметром 530 мм в теплоизоляции помещен в защитный кожух диаметром 1020 мм [11].

Новая магистраль Заполярье - Пурпе -Самотлор призвана связать арктические месторождения с нефтепроводами в западном и в восточном направлениях.

В восточном направлении в нефтепроводном транспорте предусматривается завершение формирования Восточного коридора Трубопровод Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО) с выходами в Корею, Китай и Японию. Для обеспечения приема нефти в систему магистральных нефтепроводов с месторождений нефти для дальнейшей поставки на внутренний рынок, а также на экспорт, в эксплуатацию введен нефтепровод Куюмба-Тайшет (Иркутская область), далее нефтепровод соединяет Тайшет с городом Сковородино на российско-китайской границе и идет до порта Козьмино в Приморском крае (рис. 2).

Кроме трубопроводного транспорта, значительную роль в транспортировке жидких углеводородный ресурсов (УР) с месторождений российской Арктики играет Северный морской путь (СМП), соединяющий северо-западные, северные и дальневосточные порты, и представляющий собой важнейший экспортный коридоров России. В акватории Северного морского пути сформировались логистические схемы, обеспечивающие круглогодичную и сезонную транспортировку добываемых и производимых в Арктической зоне России углеводородных ресурсов (рис. 3).

Рис. 3. Схема размещения арктических нефтегазовых проектов с морской транспортиров- кой [12]

Танкерный вывоз УВ осуществляется из ряда крупнейших портов, способными принимать и отправлять нефть и нефтепродукты, являются Мурманск, Витино и Архангельск, Сабетта на востоке полуострова Ямал, который позволяет экспортировать сжиженный природный газ (СПГ). Круглогодичная навигация обеспечивает вывоз нефти с терминалов Печорского моря («Варандей» и «Приразломная»), из акватории Карского моря обеспечивается вывоз нефти с Новопортовского месторождения и конденсата Пеляткинского месторождения. В период сезонной летнеосенней навигации нефть вывозится с острова Колгуев в Баренцевом море и с пункта Нумги на Оби (рис. 1). Следует отметить, что вывоз жидких углеводородов до настоящего времени производится в основном в западном направлении.

Вывоз нефти с терминала «Варандея», Приразломного и Новопортовского месторождения производился по челночной схеме с перевалкой в Кольском заливе, где к началу 2018 г. сформировалась система перевалки, состоящая из двух рейдовых перевалочных комплексов РПК «Норд» и РПК «ЛК «Волга» на основе танкеров типоразмера ULCC «Умба» и «Кола» [12]. Кроме того, следует отметить, что благодаря наличию трех выделенных для обработки нефти сегрегаций танкера нефть Приразломного месторождения (сорт нефти ARCO) обрабатывается отдельно от нефти Новопортовского месторождения (сорт нефти Novy Port). Затем нефть перегружается на конвенциональные суда без ледовых усилений и отправляется стандартными партиями (объемом примерно 100 тыс. т.) на внешние рынки. Кроме того, часть нефти (в рамках сезонной навигации), а также конденсат и СПГ проекта Ямал СПГ вывозится на мировой рынок напрямую без перевалки.

Отгрузка нефти с Новопортовского месторождения «Газпромнефть-Ямал» транспортируется с терминала «Ворота Арктики», введенного в эксплуатацию в мае 2016 г. Уникальность логистической транспортной схемы состоит в том, что нефть с промысла до побережья Обской губы доставляется по напорному нефтепроводу протяженностью 105 км., затем через подводный трубопровод на стационарный морской ледостойкий отгрузочный терминал (СМЛОТ) беспричальной отгрузки нефти «Ворота Арктики», так как нефтеналивной терминал размещен в море – в 3,5 км от берега [13]. При этом следует заметить, что оборудование терминала полностью автоматизировано и надежно защищено от гидроударов. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в акваторию Обской губы, что является важным условием для экологической безопасности Арктики. Далее нефть среднетоннажными танкерами в сопровождении атомных ледоколов доставляется по Обской губе и Северному морскому пути в Кольский залив. Для этих целей специально построены 6 танкеров дедвейтом 41 тыс. т ледового класса Агс 7 и 2 ледокола обеспечения (ледовый класс по РМРС – Icebreaker 8) с уникальными обводами корпуса [14]. Флот проекта обеспечил в 2017 г. большую часть перевозок – 83%, перевезя 5 млн т нефти, в 2018 г. – 7,1 млн т нефти сорта Novy Port. Средний размер грузовых партий танкеров проекта составил 36 тыс. т.

Один из ключевых проектов арктического региона РФ – вывоз СПГ Южно-Тамбейского месторождения через отгрузочную технологическую эстакаду СПГ с двумя причалами в порту Сабетта, который обеспечивает отгрузку продукции ОАО «Ямал СПГ». Отгрузка конденсата началась в январе 2018 г. судами ледового класса Аге 7 дедвейт 97 тыс. т. В общей сложности в 2018 г. было вывезено 222,7 тыс. т СПГ. Средний размер грузовой партии составил 74,2 тыс. т. Вывоз СПГ производился в Европу прямыми рейсами с перевалкой в различных портах на конвенциональные газовозы. Дальнейшее развитие логистических схем вывоза СПГ проекта «Ямал СПГ» и в дальнейшем проекта «Арктик СПГ 2» предполагается создание перевалочных комплексов за пределами покрытых льдом акваторий СМП (на территории РФ в Мурманске и Камчатке), что, во-первых, уменьшает продолжительность времени следования судов высоких ледовых классов, а во-вторых, позволит использовать конвенциональные суда без ледовых усилений.

Вывоз небольших объемов газового конденсата Пеляткинского месторождения осуществляется через фронтальный нефтеналивной причал в порту Дудинка, принадлежащий ГМК «Норильский никель». Порт обеспечивает круглогодичную отгрузку газового конденсата. Основной вывоз осуществляется танкером «Енисей» ледового класса Аге 7 дедвейтом 19 тыс. т Заполярного транспортного филиала компании. В 2017 г. танкером была перевезена 101 тыс. т конденсата – 37 тыс. т из них с перевалкой в порту Мурманск и 64 тыс. т были доставлены в Европу прямыми рейсами.

Применительно к морской транспортировке, есть основания полагать, что наличие ледокольного флота позволяет транспортировать жидкие углеводородные ресурсы (нефть, конденсат, нефтепродукты и сжиженный газ) на рынки Европы, США и в страны Тихоокеанского региона. За счет круглогодичной отгрузки жидких УВ в сопровождении ледоколов маршрут в западном направлении будет состоять из постоянно используемых отрезков Севморпути, что может оживить экономику прибрежных регионов и способствовать их социально-экономическому развитию.

Проведенный анализ логистики нефте-газотранспорта с арктических месторождений показывает, что задача возведения логистической транспортной системы одна из наиболее трудоемких, капиталоемких и сложных. Дальнейшие вовлечение место- рождений арктических углеводородный ресурсов в хозяйственный оборот и наращивание объемов их добычи все настоятельнее требует успешного решения логистических проблем вывоза продукции с учетом региональных специфических особенностей (сложные природноклиматические условия, отсутствие инфраструктуры и другое). Ярким примером эффективного логистически транспортного решения является строительство магистрального нефтепровода Заполярье – Пурпе, который дал импульс для вовлечения в разработку месторождений севера ЯНАО и Красноярского края.

Решение логистической задачи и использование оптимальных схем транспортировки для обеспечения потребностей добычи, для эффективной транспортировки углеводородных ресурсов на внутренние и внешние рынки – это один из главных факторов успешности и экономической эффективности проекта освоения арктических месторождения. Применительно к использующимся схемам транспортники с Восточно-Мессояхского и Но-вопортовского месторождений расположенных на разных берегах Обской губы, можно констатировать, что для Новопор-товского месторождения оптимальной логистической схемой вывоза сырья является танкерная перевозка с использованием ледокольного флота по Обской губе и Северному морскому пути – решение, обусловлено спецификой актива и удалённостью (700 км) от существующей трубопроводной инфраструктуры. С Восточно-Мессояхского месторождения оптимальная схема транспортировки – трубопроводная, по причине близости к существующей системе нефтепроводов и вводу в эксплуатацию напорного нефтепровода (98 км), а также магистрального трубопровода Заполярье – Пурпе.

Специфика освоения арктических ресурсов состоит в том, что на всех этапах разработки, обустройства нефтегазовых месторождений и их транспортировки требуется наукоёмкое, высокотехнологичное оборудование, что должно способствовать запуску процесса инновационного развития, перехода от экспортно-сырьевой к ресурсно-инновационной модели хозяйство- вания. Создание арктической базы углеводородов может стать хорошей основой для формирования нескольких крупных центров экономического роста на инновационной основе.

К сказанному следует добавить, что следует учитывать особенность арктической экономики, которая в основном зависит от эксплуатации минерально-сырьевых ресурсов. По мнению ученых, именно использование природных ресурсов Арктики определяется в первую очередь стратегическими интересами государства и является системным стержнем, финансовой основой социально-экономического развития арктических регионов Российской Федерации [15]. Речь идет о мультипликативном эффекте: через заказы ТЭК происходит реструктуризация и обновление экономики, создаются условия для развития социальной структуры арктических регионов, что способствует комплексному социально-экономическому развитию арктических субъектов Российской Федерации.

Приведенное исследование позволяет утверждать, что в современных условиях для освоения, эксплуатации и транспортировки арктических УВ необходим концептуальный подход, под которым понимается систематизированная последовательность оценки сырьевой базы, качества технической обеспеченности, экономической эффективности, соблюдения мер экологической безопасности и состояния транспортной инфраструктуры. Осуществление хозяйственной деятельности в Арктике требует определенной последовательности и тщательного выстраивания логистических схем, выстраивание транспортной и социальной инфраструктуры, что обусловлено тем, что вся экономическая деятельность в АЗРФ всегда привязана к проектам и требует четкого планирования. Это сложная задача, требующая огромных инвестиций и связанная с большими геополитическими и экономическими рисками. Для этого необходимы принципиально новые технологии, научные разработки, обоснованные управленческие решения на основе системного подхода с взаимоувязкой социальных, экономических, экологических факторов, решения проблем национальной безопасности.