Пространственная организация освоения газовых ресурсов Арктического шельфа Российской Федерации

Проблема стабильного, эффективного и безопасного воспроизводства и промышленного освоения арктических углеводородных ресурсов выделена в качестве приоритетной задачи устойчивого развития Арктической зоны РФ (АЗРФ), поскольку именно этот регион является основной ресурсной базой углеводородов в России. Шельф Арктики, где сосредоточен основной резерв нефтяной и газовой промышленности, представляет собой мощный стратегический ресурс развития экономики России в целом и северных регионов, включая Северный морской путь, в частности. Разработка в долгосрочной перспективе стратегических программ и проектов развития газодобычи на шельфе Арктики позволит обеспечить «устойчивое воспроизводство запасов природного газа, сохранить достаточно высокие конкурентные позиции России на мировом рынке углеводородов» [1, с. 133], однако масштаб и темпы освоения, доразведки и разработки морских месторождений будут зависеть от ряда сдерживающих факторов.

Пространственная организация экономического освоения нефтегазовых ресурсов АЗРФ, устойчивое развитие и стратегическое управление нефтегазовым комплексом применяются в качестве методологического подхода в научных работах [2, Agarkov S.A., Saveliev A.N .], [3, Козьменко С.Ю., Савельев А.Н., Тесля А.], [4, Kozmenko S., Saveliev A., Teslya A.], [5, Kozmenko S., Teslya A., Fedoseev S.] , [6, Фадеев А.М., Череповицын А.Е., Ларичкин Ф.Д.] и др.

Большой вклад в изучение геологии и газонефтеносности арктического региона, развития геофизических методов поиска и разведки нефтегазовых ресурсов, техникотехнологических процессов освоения углеводородов, внесли учёные и практики — [7, Ананенков А.Г., Мастепанов А.М.], [8, Лаверов Н.П., Богоявленский В.И., Богоявленский И.В.], [9, Kontorovich A.E.], 10, Kontorovich V.A., Kontorovich A.E.], [11, Скоробогатов В.А., Кабалин М.Ю.] и др.

Значимой, но до конца не разрешённой проблемой в исследованиях пространственной организации центров газодобычи в арктическом регионе РФ является оценка воспроизводства и обоснования величины и структуры начальных потенциальных и неоткрытых ресурсов природного газа на месторождениях шельфа Арктики.

Переформатирование подходов к международному энергетическому сотрудничеству в условиях санкционного давления, наличие ограничительных и сдерживающих факторов развития нефтегазовых проектов в арктическом регионе определяет актуальность проблемы обоснованного определения объёма извлекаемых ресурсов углеводородов.

Цель исследования — решение научной проблемы, заключающейся в анализе пространственной организации освоения углеводородного потенциала, определение сектора технической доступности промышленного освоения углеводородов в Арктике, что позволит выявить статочный (вероятностный) объём природного газа, который возможно учитывать при разработке стратегических программ и проектов развития газодобычи на арктическом шельфе.

Поставленная цель требует решения следующих задач: оценка равновесного соотношения между добычей и воспроизводством запасов природного газа, исследование пространственной организации центров газодобычи в АЗРФ, анализ влияния сдерживающих факторов на промышленное освоение углеводородных месторождений арктического шельфа.

Фактологическая основа исследования обеспечена официальными данными госба-ланса запасов полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию и ФС государственной статистики. Исследование проведено с использованием сравнительноаналитических, статистических методов экономического анализа.

Уровень воспроизводства запасов природного газа

К Арктической зоне относятся месторождения Южно-Карской нефтегазоносной области (НГО), Предновоземельской НГО, Ямальской НГО, Гыданской НГО, Надым-Пурской НГО, Пур-Тазовской НГО, Штокмановско-Лунинской НГО, Южно-Баренцевской НГО, Финмаркен-ской НГО, Печоро-Колвинской НГО, Хорейверской НГО, Енисей-Хатангской НГО.

Стратегической задачей газовой отрасли РФ является сохранение равновесия между добычей и воспроизводством углеводородов. В последние годы серьёзные перспективы открытия высокопотенциальных месторождений и залежей углеводородного сырья, включая уникальные по объёмам извлекаемых ресурсов, связывают с пятью арктическими НГО За-

СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ РАЗВИТИЕ

Щеголькова А.А. Пространственная организация освоения газовых ресурсов … падно-Сибирской НГП (Ямальской, Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Гыданской и ЮжноКарской) [12, Щеголькова А.А.].

В табл. 1 представлена оценка равновесного соотношения между добычей и приростом запасов природного за 2017–2021 гг.

Таблица 1

Оценка воспроизводства запасов свободного газа в РФ 1,2

Год	Добыча, млрд м3*,	Прирост разведанных запасов свободного пг**, млрд м3	Уровень па ритета, млрд 3 м	K r	Доказанные запасы, 3 трлн м ***	Доля в общемировом объёме***	R/p*****
2017	690	890	+200	1,29	35	18,1	55
2018	725	673	-52	0,93	38,9	19,8	58,2
2019	738	560	-178	0,76	38	19,1	55,9
2020	693	747	+54	1,08	37,4	19,9	58,6
2021	762	1017	+255	1,33	48,9****	23,7****	64,2

Средний коэффициент воспроизводства за период с 2017 по 2021 гг. на уровне 1,08 иллюстрирует паритет между добычей и приростом, свидетельствует о сохранении данного равновесия и обеспечении воспроизводства природного газа в перспективе (за период с 2012 по 2021 гг. аналогичный коэффициент составил 1,207).

За исследуемый период в целом прирост запасов свободного газа опережает его добычу, однако в 2018 и 2019 гг. паритет был не в пользу воспроизводства. Зафиксированное снижение извлекаемых запасов природного газа по категориям А+В1+С1 произошло за счёт пересчёта коэффициента извлечения газа. На территории АЗРФ в 2019 г. было отмечено уменьшение извлекаемых запасов природного газа на Западно-Таркосалинском НГКМ, Се-веро-Каменномысском ГКМ, а также на шельфе Карского моря. Несмотря на общее снижение запасов, ресурсная база природного газа Ямальского центра газодобычи (ЦГД) заметно возросла благодаря открытию на приямальском шельфе двух новых месторождений — им. В.А. Динкова и Нярмейского, их общие суммарные запасы составляют более 500 млрд м3. Были произведены ГРР по доразведке запасов опорных месторождений Бованенковской и Тамбейской групп, по результатам бурения пробных разведочных скважин также были скорректированы данные о большей продуктивности Ленинградского месторождения, по сравнению с более ранними геологоразведочными данными. Извлекаемые запасы свободного газа Ленинградского ГКМ на данный момент оценивают в 1,9 трлн м3, что позволяет отнести месторождение к разряду уникальных. Таким образом, Ямальский регион газодобычи, центром которого является Бованенковский кластер, станет в перспективе заменой истощающимся газовым месторождениям Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО.

В последние два года зафиксирован прирост разведанных запасов свободного природного газа за счёт увеличения темпов ГРР в АЗРФ, в основном в районе полуострова Ямал и на континентальном шельфе, что позволяет сохранить паритет «добыча / воспроизводство». В частности, по данным Федерального агентства по недропользованию, в 2020 г. было открыто 33 месторождения углеводородов. Основной рост текущих извлекаемых запасов природного газа пришёлся на арктический регион. Так, на Карском шельфе в пределах Предновоземельской НГО открыты месторождения — им. маршала Жукова с суммарными запасами свыше 800 млрд м³ и относящееся к категории уникальных, а также им. маршала Рокоссовского с оценочными запасами газа в 514 млрд м³ и конденсата — 53 млн т. Ранее в 2014 г. на участках Карского моря Предновоземельской НГО было открыто месторождение «Победа» с запасами нефти по категории С 1 +С 2 -130 млн т, газа категории А+В 1 +С 1 — 21,7 млрд м³, В 2 +С 2 — 477,5 млрд м³, отнесённое к категории уникальных. Запасы нефти обнаружены в юрских отложениях, газа — меловых отложениях апт-альба и сеномана. В рекордные сроки было произведено бурение самой северной в мире скважины «Университетская-1» и в сентябре 2014 г. получена первая нефть — по своим свойствам сверхлёгкая, по плотности и содержанию серы превосходящая эталонную сорта Brent, а также WTI и Siberian Light. Всего на шельфах Карского моря Предновоземельской НГО выявлено более 30 перспективных структур. Результаты ГРР показывают их высокую перспективность. По оценкам экспертов (Роснефть), новая провинция по объёму извлекаемых запасов углеводородов может превзойти крупнейшие провинции Ближнего Востока, бразильский шельф, Мексиканский залив, а также арктический шельф Аляски и Канады. На приямальском шельфе Карского моря в пределах Южно-Карской НГО открыто газовое месторождение, получившее название «75 лет Победы» с предварительной оценкой запасов природного газа — 202,4 млрд м³.

Оценка газового потенциала арктического шельфа

Извлекаемые запасы углеводородного сырья арктического региона оцениваются экспертами в пересчёте на жидкие углеводороды в 245 млрд т, при этом на ЗападноАрктический шельф приходится 50 млрд т условного топлива. Шельфовая часть Арктики является преимущественно газоносной. Доля газовых ресурсов в общем объёме углеводородного потенциала составляет порядка 90% [7, Ананенков А.Г., Мастепанов А.М.], [11, Скоробогатов В.А., Кабалин М.Ю.].

В табл. 2 представлена оценка запасов свободного газа Западно-Арктического шельфа по данным госбаланса запасов полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию, ПАО «Газпром», ПАО «НК Роснефть».

Таблица 2

Оценка запасов свободного газа Западно-Арктического шельфа 3

Месторождение	Категория по запасам	Свободный газ, 3 млрд м		Степень освоения	Недропользователь
		А+В 1 +С 1	В 2 +С 2
Карское море, включая Обскую и Тазовскую губу
Южно-Карская НГО
ГК Русановское	уникальное	240,4	538,6	развед.	ПАО «Газпром»
ГК Ленинградское	гигантское	71,0	980,6	развед.	ПАО «Газпром»
Г им. Динкова	уникальное	>150	>300	развед.	ПАО «Газпром»
Г 75 лет Победы*	крупное	72,7	129,7	развед.	ПАО «Газпром»
Г Нярмейское*	крупное	>80	>60	развед.	Д/НП по Северо Западному ФО, на конт.шельфе и мировом океане ПАО «Газпром»
Предновоземельская НГО
НГК Победа	уникальное	21,7	477,5	развед.	ПАО «НК Роснефть»
Г им. м.Жукова**	уникальное	>800		развед.	ПАО «НК Роснефть»
ГК им. м.Рокоссовского**	уникальное	>514		развед.	ПАО «НК Роснефть»
Ямальская НГО
Г Каменномысское — море	уникальное	555,0	-	разраб. развед.	Д/НП по Северо Западному ФО, на конт.шельфе и мировом океане, ООО «Газпром добыча Ямбург»
Г Каменномысское (шельф)	среднее	1,2	-	разраб.	Д/НП по СевероЗападному ФО, на конт.шельфе и мировом океане
Г Обское	среднее	4,8	-	развед.	ООО «Газпром добыча Ямбург»
ГК Северо-Обское	уникальное	>320		развед.	ООО «Арктик СПГ 3»
ГК Крузенштернское (шельф)	уникальное	731,9	-	развед.	Д/НП по Северо Западному ФО, на конт.шельфе и мировом океане, ПАО «Газпром»
ГК Харасавэйское (шельф)	уникальное	92,9	250,0	разраб.	Д/НП по Северо Западному ФО, на конт.шельфе и мировом океане, ООО «Газпром добыча Надым»
ГК Южно-Тамбейское (шельф)	уникальное	82,0	35,7	развед.	ОАО «Ямал СПГ», ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»
Гыданская НГО
ГК Северо- Каменномысское	крупное	404,9	27,1	разраб.	ООО «Газпром добыча Ямбург»
Г Антипаютинское (шельф)	крупное	>300		развед.	ПАО «Газпром»
Г Семаковское (шельф)	крупное	>320		разраб.	Д/НП по СевероЗападному ФО, на конт.шельфе и мировом океане, ООО «РусГазАльянс»

Источник: составлено автором * по данным ПАО «Газпром»; ** по данным ПАО «НК Роснефть».

Г Тота-Яхинское (шельф)	крупное	>100,5		развед.	ПАО «Газпром»
ГК Чугорьяхинское	среднее	4,4	46,9	развед.	ООО «Газпром добыча Ямбург»
Итого по Гыданской НГО		>1203,8
Надым-Пурская НГО
НГК Юрхаровское	уникальное	346,5	67,5	разраб.	ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»
Всего Карское море		>2900	>3000
Баренцево море
Штокмановско-Лунинская НГО
ГК Штокмановское	уникальное	3939,4	-	развед.	ПАО «Газпром»
Г Лудловское	крупное	80,1	131,1	развед.	ПАО «Газпром»
ГК Ледовое	уникальное	91,7	330,4	развед.	ПАО «Газпром»
Южно-Баренцевская НГО
Г Мурманское	крупное	59,1	61,6	развед.	Д/НП по Северо Западному ФО, на конт.шельфе и мировом океане
Финмаркенская НГО
Г Северо-Кильдинское	среднее	5,1	10,5	развед.	Д/НП по СевероЗападному ФО, на конт.шельфе и мировом океане
Всего Баренцево море		4175,4	533,6
Печорское море
Печоро-Колвинская НГО
ГК Поморское	среднее	6,0	15,9	развед.	ПАО «НК Роснефть»
Хорейверская НГО
НГК Северо-Гуляевское	крупное	10,4	41,4	развед.	ПАО «НК Роснефть»
Всего Печорское море		16,4	57,3
Итого		>7100	>3600

Проведённая оценка потенциальных запасов природного газа Западно-Арктического шельфа свидетельствует о низком уровне разведанности ресурсной базы. Степень разведанности, с учётом вновь открытых месторождений шельфа Карского моря, не превышает 20%, при этом большая часть выявленных месторождений отнесена к уникальным и крупным. Однако открытые месторождения нуждаются в доразведке по причине низкой степени изученности. Наилучший показатель разведанности газовых запасов зафиксирован на месторождениях Баренцева и Печорского морей и составляет свыше 80%. Наибольшая газоносность прогнозируется на шельфе Карского моря — порядка 63% (рис. 1).

Печорское

Баренцево море;

море; 0,50%

море; 63%

Рис. 1. Структура газоносности Западно-Арктического шельфа (составлено автором).

Очевидно, что основной проблемой ГРР на месторождениях арктического шельфа является их оценка, определение и обоснование реальной величины, а также структуры начальных потенциальных ресурсов природного газа. В последние годы, несмотря на труд-ноизвлекаемость запасов углеводородов, наблюдается интенсификация геологоразведки газовых залежей непосредственно на шельфе, однако их разработка сдерживается наличием крупных объёмов разведанных и разрабатываемых запасов газа на полуострове Ямал [12, Щеголькова А.А., с. 63].

В Карско-Ямальском регионе зафиксированы значительные промышленные месторождения углеводородов в обширном стратиграфическом диапазоне — от области контакта фундамента с платформенным (осадочным) чехлом по сеноманские залежи включительно. Основные запасы углеводородного сырья (в основном газа и газоконденсата) Ямальской НГО (суша) отмечены в альб-сеноманском и апт-альбском продуктивных комплексах [13, Лю-гай Д.В., Соин Д.А., Скоробогатько А.Н.]. Основная доля в структуре запасов природного газа принадлежит к сеноманским и нижнемеловым отложениям, которые характеризуются как легкоизвлекаемые залежи с относительно небольшой глубиной залегания — 1000–1700 м и представляют собой главным образом скопления метана. «Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений Ямальской НГО, с учётом Приямальского шельфа составляют: запасы газа разведанные и предварительно оцененные (А + В + С1 + С2) — порядка 16 трлн м3, перспективные и прогнозные (С3 — D3) — около 22 трлн м3; конденсата извлекаемый (А + В + С1) — более 226 млн т; нефти — 292 млн т» [12, Щеголькова А.А., с. 64].

В предыдущих исследованиях был проведён «анализ распределения месторождений Ямальской НГО (суша) с учётом их горно-геологических характеристик, что позволило дифференцировать их по степени перспективности и выделить предполагаемые очереди реализации проекта по освоению углеводородных ресурсов. При этом учитывались: природноклиматические условия, экологическая составляющая и наличие или отсутствие промышленной и социальной инфраструктуры (табл. 3)» [12, Щеголькова А.А., с. 68].

Таблица 3

Распределение свободного газа по видам залежей месторождений Ямальской газонефтеносной области (суша) распределённого фонда (%) 4

Юрско-меловые отложения				Палеозойские отложения
альб-сеноман	апт	валанжин (неоком)	юра	карбон
Разрабатываемые месторождения
5,4	- \	62,2	32,4	-
1-я очередь реализации проекта
30,7	48,4	11,7	9,2    \	-
2-я очередь реализации проекта
45,2	30,7	13,0	11,0	0,1
3-я очередь реализации проекта
18,6	40,7	15,5	25,2	-
малоперспективные
-	- \	100,0	- \	-
Итого по всем месторождениям распределенного фонда
32,13	42,83	15,4	9,6    \	0,04

Распределение свободного газа по видам залежей (табл. 3) показало, что «по характеру выраженной продуктивности ключевым доминант-комплексом выступают альб-сеноманские и аптские, где сфокусированы основные запасы природного газа» [12, Щеголькова А.А., с. 70].

Анализ факторов, сдерживающих развитие шельфовых проектов

Освоение новых газовых месторождений требует решения сложной технической задачи с высокой наукоёмкостью и, следовательно, значительными капиталовложениями. «Принятие решения о разработке новых месторождений углеводородов в условиях высокой неопределённости является стратегической задачей, требующей учёта всех составляющих (организационной, технической и инвестиционной). Успешная реализация проектов на базе месторождений углеводородов во многом связана с их уникальностью. Наиболее рентабельными в Арктическом регионе считаются только гигантские и уникальные месторождения, в которых сосредоточено более 90% начальных запасов газа» [12, Щеголькова А.А., с. 68]. В этих условиях газовые проекты на шельфовых месторождениях Арктики для их практического продвижения и введения в промышленную эксплуатацию должны быть представлены для инвесторов более привлекательными эксплуатационными, технологическими и экономическими показателями, чем альтернативные проекты на суше.

Выделяются следующие факторы, определяющие возможность дальнейшего освоения, доразведки и разработки шельфовых арктических месторождений на современном этапе (рис. 2).

• ⁴ Разработано автором [12, Щеголькова А.А., с. 70].

  s              Геолого-геофизический о о            _________________________ Технологический X                                     -- о                                     -- VO cd co                        -------------------------------------------------- cd Оч                \ ------------------------------------------ Транспортное и инфра- « IS            структурное обеспече-  1— m щ                    ние ч °         /--------------------------- s' H             Уровень профессио- 5              нальных компетенций о            _________________________ s в              Геополитический и эко- cd                    номический ^          --------------------- О Экологический s cd e        ------------------

  Невысокий уровень изученности недр арктического шельфа Отсутствие апробированных методов освоения углеводородов на сверхглубинах при условии тяжёлой ледовой обстановки Труднодоступность районов, отсутствие транспортной, промышленной и социальной инфраструктуры на шельфовых месторождениях Низкий уровень взаимодействия учреждений профподготовки с нефтегазодобывающими компаниями, недостаточность практико-ориентированных алгоритмов Санкционное давление, экспортное ограничение, отсутствие экономических интересов освоения и доразведки Отсутствие эффективных технологий устранения аварийных ситуаций в тяжёлых условиях гидрометеорологической и ледовой обстановки

Рис. 2. Факторы, влияющие на принятие решений о возможности дальнейшего освоения, доразведки и разработки шельфовых месторождений 5.

Геолого-геофизический фактор. Уровень изученности недр Арктического шельфа — невысокий, особенно посредством бурения. Однако в последние годы возросла ГРР ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть» посредством сейсморазведки (МОГТ-2D и 3D) ⁶. Наибольшая степень разведанности углеводородных месторождений — Приямальский шельф, а также акватории Обской и Тазовской губы. Геолого-геофизическая и буровая изученность Арктического шельфа снижается с запада на восток. На данный момент выявлено 28 газовых и газо-кондексатных месторождений (табл. 2): как непосредственно шельфовых, так и пограничных, типа суша — море. Действующая классификация относит большинство из них к уникальным и крупным. Однако на данный момент собственно морским месторождением, находящимся непосредственно в разработке, является НГКМ Юрхаровское, где добыча ведётся посредством горизонтальных скважин с берега.

Технологический фактор. Вовлечение в промышленный оборот углеводородных ресурсов Западной Арктики возможно при условии решения технологических, инновационных и инфраструктурных задач в сфере геологоразведки, что на данный момент затруднено по причине технико-технологического отставания нефтегазовой промышленности в РФ, в первую очередь это относится к формированию системы геологоразведочных работ, бурения и добычи углеводородов. Одним из факторов, ограничивающих доступ к углеводородным ресурсам, также являются ледовые условия — сжатие и интенсивный дрейф льдов, их вторжение в район добычи, ранее ледообразование и прочее, что требует обеспечения гидрометеорологической безопасности в районе освоения и разработки месторождений углеводородов. Помимо прочего, тяжёлые гидрометеорологические условия, сложная ледовая обстановка и глубина моря свыше 50 м сокращают инструментарий технико-технологических решений, что ограничивает проведение геологоразведочных работ и затрудняет дальнейшее освоение шельфовых углеводородных месторождений в Арктике. В современной практике нефтегазодобычи отсутствует успешно апробированный арсенал техникотехнологических методов решения проблемы промышленной добычи углеводородов на морской глубине свыше 50 м в сложных гидрометеорологических условиях и при тяжёлой ледовой обстановке. Российские учёные предлагают два возможных подхода для решения данной проблемы: использование стационарных морских платформ и строительство подводно-добычных комплексов [15, Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А.], [16, Назаров В., Краснов О., Медведева Л.]. Для прибрежных углеводородных месторождений рассматриваются варианты осуществления работ по глубокому бурению и освоению газовых ресурсов с берега с применением наземного бурового оборудования, примером служит НГКМ Юрхаровское, где добыча ведётся посредством горизонтальных скважин с берега. Отсутствие апробированных методов освоения углеводородов на сверхглубинах при условии тяжёлой ледовой обстановки не позволяет в полной мере оценить экономическую эффективность шельфовых газовых проектов в Арктике, определить уровень эксплуатационных и капитальных затрат, провести оценку геолого-экономических решений и анализ капиталоемкости.

Фактор транспортного и инфраструктурного обеспечения. Оценка экономической эффективности освоения месторождений газа на шельфе предполагает учёт транспортного и инфраструктурного обеспечения арктических нефтегазовых провинций. Состояние транспортно-логистической системы материковой части Арктики, а также отсутствие промышленной, сервисной и социальной инфраструктуры, необходимой для освоения углеводородных шельфовых объектов, является фактором, сдерживающим разработку новых месторождений и принятие стратегических решений по реализации нефтегазовых проектов, а также не в полной мере отвечает требованиям развития арктических территорий и национальной безопасности [17, Тутыгин А.Г., Коробов В.Б., Губайдуллин М.Г., Чижова Л.А.].

В современной практике газодобычи существует несколько способов транспортнологистического обеспечения морских нефтегазовых проектов, применяемых для прибрежных месторождений углеводородов. Среди них:

• •    отгрузка углеводородов непосредственно с добывающих платформ на нефтяные танкеры (газовозы), по аналогии отгрузки нефти и газоконденсата с нефтяной платформы «Приразломная», сжижение природного газа с морской эксплуатационной платформы или с технологической платформы, расположенной в непосредственной близости, с последующей отгрузкой;

• •    проведение глубокого бурения и освоения углеводородных месторождений с берега с использованием наземного бурового оборудования посредством горизонтальных скважин, по аналогии с НГКМ Юрхаровское;

• •    транспортировка углеводородов до береговых технологических комплексов с помощью трубопроводной системы, интеграция морской газотранспортной инфраструктуры в имеющуюся или вновь созданную по примеру реализуемых газовых проектов в Обской и Тазовской губе;

• •    транспортировка природного газа с шельфовых месторождений по трубопроводу на берег с последующим сжижением и дальнейшая поставка СПГ с использованием танкеров по примеру норвежского газового проекта на месторождении «Сне-вит» («Белоснежка») в Баренцевом море. Оператором данного проекта выступает Statoil. Добытые на месторождении Сневит газ и конденсат посредством подводной добычной установки, управляемой с берега, поступают по трубопроводу на завод по сжижению на полуостров Мелькёйа вблизи Хаммерфеста [15, Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А.], [18, Дмитриевский А.Н., Ерёмин Н.А.].

По причине труднодоступности районов, полного отсутствиея транспортной, промышленной и социальной инфраструктуры ввод в разработку новых шельфовых месторождений АЗРФ неоднократно откладывался. В связи с этим в основе разработки и реализации транспортно-логистических и инфраструктурных проектов, необходимых для эффективного освоения углеводородных месторождений арктического шельфа, лежит создание комплекса прибрежных технологических баз по обеспечению нефтегазовых проектов, включая сопутствующую нефтегазотранспортную инфраструктуру и вспомогательные производственные и социальные объекты, ориентированные на освоение и промышленную эксплуатацию конкретных шельфовых месторождений.

Фактор соответствия уровня профессиональных компетенций. Возможность дальнейшего освоения, доразведки и разработки шельфовых арктических месторождений в большой степени зависит также от уровня профессиональной компетенции персонала. На данный момент структура системы профессиональной подготовки кадров для работы на шельфовых арктических месторождениях представлена на недостаточном компетентност- ном уровне, в сравнении с подготовкой персонала для работы на месторождениях материковой части Арктики. Отмечается низкий уровень взаимодействия учреждений профподготовки с нефтегазодобывающими компаниями, недостаточность практико-ориентированных алгоритмов, применяемых при подготовке специалистов по технологиям LNG, осуществлению подводных работ на шельфе в экстремальных условиях Арктики, а также иных компетенций, необходимых для профессиональной деятельности на месторождениях арктического шельфа.

Соглашение содержит практические рекомендации, направленные на достижение доминирования в Арктике в условиях стратегического соперничества и повседневной конкуренции.

Геополитический и экономический фактор. Последние события подтверждают тезис о том, что геополитические факторы являются определяющими в процессе эволюции современной архитектуры глобальной экономики. В современных условиях геополитические и геоэкономические риски являются неотъемлемой частью деятельности российских нефтегазовых компаний, так как они влияют на структуру взаимоотношений в области геологоразведки, разработки месторождений, добычи углеводородного сырья, их переработки, хранения и транспортировки.

Анализ положений стратегических документов США 7 и их союзников по НАТО, в которых Арктика рассматривается как регион «растущей неопределённости» 8 и стратегической конкуренции 9, характер взаимоотношений между арктическими странами определён как «стратегическое соперничество» (strategic competition) 10, где сказано о необходимости «восстановления господства в Арктике» 11 и достижении доминирования в условиях неопределённости и стратегической конкуренции 12 , что позволяет констатировать, что в основе деятельности в Арктике стран блока НАТО и их сателлитов лежит противодействие россий- скому присутствию в арктическом регионе [19, Щеголькова А.А.]. С целью ограничения деятельности России по экономическому освоению Арктики странами НАТО и Евросоюза предпринимаются действия по оспариванию правового статуса СМП, расширению военного присутствия блока НАТО в арктических широтах, в том числе за счёт вступления в военный альянс стран Арктического Совета — Финляндии и Швеции, осуществление беспрецедентного санкционного давления на российскую экономику в целом и на энергетические компании в частности. Введение антироссийских секторальных санкций привело к отказу от участия иностранных нефтегазодобывающих и сервисных компаний в российских проектах на арктическом шельфе, при том, что на сегодняшний день нефтегазовый сектор России огран и-чен в своей деятельности по причине зависимости от оборудования и нефтесервисных услуг стран, ставших недружественными. Санкционные рестрикции преследуют цель воспрепятствовать деятельности России по освоению арктического шельфа, при этом западные страны перестали скрывать, что в основе данных мер лежит соперничество за рынки энергоресурсов.

Глобальный газовый рынок оказался под влиянием неблагоприятной конъюнктуры, вызванной политическим противостоянием между Россией и странами Запада. Экспортные ограничения и санкционные рестрикции по итогам первого полугодия 2022 г. привели к снижению добычи российского газа на 5%. Поставки трубопроводного газа в дальнее зарубежье сократились на 38,8% (по итогам трёх кварталов 2022 г.), исключение составляют поставки природного газа в КНР по магистральному газопроводу «Сила Сибири» (рост составил свыше 60%).

Беспрецедентное санкционное давление вынуждает Россию к асимметричному парированию геополитических и экономических угроз, включающему модернизацию экспортной модели углеводородов, изменение структуры поставок и подходов на мировых энергетических рынках. В современных геополитических и экономических условиях перед газовой отраслью поставлены задачи: диверсификация направлений поставок, в том числе за счёт внутреннего рынка и развития газификации страны; диверсификация средств транспортировки природного газа (дальнейшее развитие СПГ-индустрии, строительство новых и интеграция действующих газопроводов в Единую систему газоснабжения); пересмотр существующих моделей продаж, модификация ценовых механизмов и условий поставок.

Несмотря на рост цен на мировом рынке и увеличение дохода от поставок природного газа, в условиях ограничения экспорта наращивание добычи нерационально, и в первую очередь это касается освоения и доразведки шельфовых месторождений. Данные геополитические условия необходимо учитывать при разработке стратегических программ развития газовых шельфовых проектов в Арктике.

Экологический фактор. В процессе расширения ресурсного и транспортного потенциала Арктики, освоения шельфовых и материковых месторождений экосистема арктиче-

СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ РАЗВИТИЕ

Щеголькова А.А. Пространственная организация освоения газовых ресурсов … ского региона достаточно уязвима, а потому требует учёта экологических рисков, внимания к возможным чрезвычайным ситуациям техногенного и природного характера [20, Kokko K.T., Buanes A., Koivurova T.]. В процессе решения задачи пространственной организации освоения углеводородных ресурсов необходима своевременная оценка опасности воздействия и выявление зон, наиболее подверженных загрязнению, с целью эффективного разворачивания средств реагирования на экологические угрозы [21, Лохов А.С., Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б., Тутыгин А.Г.]. Оценка инвестиционной привлекательности того или иного проекта освоения шельфовых или материковых месторождений углеводородов должна учитывать затраты на природоохранную деятельность на протяжении всех этапов ведения работ, предотвращение экологических аварий, а также возмещение возможного ущерба. Шельф Арктики наиболее чувствителен к антропогенному воздействию, требует более длительного восстановления после вмешательства, что усугубляется отсутствием на современном этапе эффективных технологий устранения аварийных ситуаций при добыче углеводородов в тяжёлых условиях гидрометеорологической и ледовой обстановки.

Заключение

• 1.    Большая часть углеводородного потенциала приходится на шельф Арктики, но в то же время степень изученности данного стратегически значимого региона остаётся крайне низкой, причём не только на территории России, но и в других приарктических странах. По данным экспертов, объём неразведанных нефтегазовых ресурсов АЗРФ составляет свыше 90% на арктическом шельфе и порядка 50% на суше, но, несмотря на эти ограничения, разведанные запасы на шельфе Арктики, по данным Минприроды РФ от 1 января 2016 г., составляют по категориям А+В+С 1 +С 2 — 585 млн т нефти и 10,4 трлн м³ газа. На российском арктическом шельфе на данный момент реализуется единственный нефтегазовый проект — морская ледостойкая стационарная платформа (МЛТП) на месторождении «Приразломная». Промышленное освоение данного месторождения началось в конце 2013 г., что потребовало разработки и последующей реализации уникального комплекса современных инженерно-геологических изысканий и технических решений с учётом экстремальных природноклиматических условий и дрейфующих ледовых полей. В рамках проекта «Приразломное» осуществляется реализация всех технико-технологический операций: эксплуатационное бурение скважин с применением вертикальных и горизонтальных методов (нефть «Arctic Oil» — ARCO); добыча и подготовка нефти к отгрузке; отгрузка нефти на танкер посредством комплекса устройств прямой отгрузки (КУПОН); выработка тепло- и электроэнергии. Сроки реализации других шельфовых проектов, включая Штокмановское газоконденсатное месторождение, не определены. Для прибрежных месторождений возможны варианты по глубокому бурению и освоению газовых ресурсов с берега с применением наземного бурового оборудования.

• 2.    Если говорить о пространственной организации освоения газовых ресурсов в арктическом регионе, то в обозримом будущем достигнутый уровень газодобычи (400– 500 млрд м³ в год) [12] на месторождениях арктического региона будет обеспечен и возмещён за счёт расширения и освоения месторождений-спутников, в первую очередь Ямальской и Гыданской НГО (суша), и ряда прибрежных месторождений. В ближайшей перспективе стратегия воспроизводства газового потенциала АЗРФ «будет направлена на проведение поисково-разведочных работ с целью перевода прогнозных ресурсов материковых и прибрежных месторождений в промышленные запасы природного газа» [16]. В этом случае геологические, технологические и экологические риски освоения нефтегазового потенциала будут минимальны по сравнению с арктическим шельфом, и к 2040 г. прирост по категории В+С 1 всеми компаниями-операторами в целом по Ямальской НГО, Гыданской НГО (суша и прибрежные месторождения) и Южно-Карской НГО (шельф) прогнозируется в 17,5 – 18 трлн м³[12].

• 3.    Отсутствие на современном этапе апробированных технологических решений освоения углеводородов в суровых условиях арктического шельфа, а также эффективных методов ликвидации экологических последствий возможных аварий при добыче нефти и газа сдерживает разработку и освоение шельфовых месторождений, а значит, не даёт возможности в полной мере оценить уровень воспроизводства газовых ресурсов. Исходя из сказанного выше, в рамках ресурсной базы арктических шельфовых месторождений необходимо выделять статочный (или вероятностный) потенциал углеводородных ресурсов арктического региона, то есть объём, который возможно освоить лишь при определённых условиях. Ресурсная база углеводородов, которая не входит в сектор технической доступности промышленного освоения, при дальнейшей оценке стратегических программ и проектов развития газодобычи на шельфе Арктики должна быть исключена.

• 4.    Действия стран НАТО и Евросоюза требуют стратегических решений по переформатированию подходов к международному сотрудничеству в арктическом регионе. В основе трансформации арктической внешней политики лежит необходимость переноса вектора международного энергетического сотрудничества с европейского континента по направлению взаимовыгодных отношений в нефтегазовой сфере со странами БРИКС и перспективными партнёрами данного объединения, при том, что европейские страны и США, в отличие от России, имеют ограниченное геополитическое влияние на данные страны. В июне 2022 г. на прошедшем саммите страны-участницы БРИКС выразили заинтересованность в сотрудничестве в арктическом регионе, поскольку Арктика в будущем может стать зоной перспективного развития в области энергетики и новых логистических маршрутов.

На современном этапе ни одно из арктических государств не сможет самостоятельно достичь глобальной цели устойчивого развития Арктики. Расширение многостороннего сотрудничества с дружественным странами и партнёрами в энергетической сфере позволит не только увеличить объёмы нефтегазового экспорта в данные страны, но и может стать эффек- тивным механизмом решения технологических, инфраструктурных, научных, образовательных, социальных и экологических проблем, препятствующих развитию промышленной добычи углеводородов на арктическом шельфе, и создаст предпосылки для формирования новой модели устойчивого развития Арктической экономической системы в формате сотрудничества России со странами БРИКС и дружественными партнёрами.