Добыча газа в море вступает в эру бума. Как Украине использовать мировой опыт

Исследование Rystad Energy показывает, что в 2023-2024 годах на морскую деятельность будет приходиться 68% всех запасов традиционных углеводородов. К 2025-му офшорная добыча достигнет наивысшего роста за десятилетие: мировые инвестиции составят более $210 млрд.

Лидером будет Ближний Восток, где расходы Саудовской Аравии, Катара и ОАЭ на освоение моря впервые превысят все остальные и возрастут до $41 млрд в 2025 году. Не будут отставать Европа, Бразилия, США, Мексика и Гайана. Аналитики отмечают, что новые офшорные проекты смогут заработать до 2030-го и будут эксплуатироваться не менее 10-20 лет.

Onshore vs Offshore 

Добыча углеводородов в море – это очень дорого, долго и рискованно. Такую деятельность могут позволить себе действительно крупные компании, которые владеют не только значительным финансовым ресурсом, но и имеют соответствующий опыт работ в реализации подобных проектов.

Сегодня на офшор приходится около трети мирового производства нефти и четвертая часть газа. В 2022 году на наземных проектах добыто 2,75 трлн кубометров газа, в море – 1,05 трлн и 200 млрд – на гибридных участках суши и шельфа. По предварительным подсчетам, в прошлом году мировая добыча газа несколько выросла, на море пришлось примерно 26-27%. Малая доля морской добычи объясняется незначительным количеством буровых станков, задействованных в производстве. Согласно данным Baker Hughes Rig Count, в 2023-м на офшоре в среднем работало 250 буровых станков, или всего 14% от общего количества. В целом же в течение года в мире в среднем работало 1814 станков, что одновременно меньше  на 1764 ед., чем в 2014-м, и, только представьте, – на 4413 станков, чем в далеком декабре 1981 года.

Примечания: включая скважины разного назначения.

Ожидается, что в период до 2050-го добыча газа из моря будет увеличиваться – не менее чем до 2,2 трлн кубометров. 

Итак, какая разница между нефтегазовыми проектами на суше и в море? 

Глубина бурения традиционных залежей газа на материке ограничивается известной геологией и имеющимися ресурсами, добыча и транспортировка не зависят от погодных условий, а стоимость сейсмики гораздо ниже. Скважина может быть установлена фактически на любом типе почв, ее стоимость колеблется от $5 млн до $30 млн. В большинстве случаев развитая ГТС в стране позволяет оперативно начать добычу. 

Вместе с тем  с шельфом все не так просто.

Прежде всего, разведка. Для сейсмоисследований необходимы специальные суда, стоимость фрахта которых может достигать $100 000 в день, и это без учета сопутствующих обязательных затрат. Сбор информации осуществляется с помощью стримеров: количество которых может достигать 14 штук, длина – более 10 км. Именно на таких проводах устанавливают средства регистрации данных, которые обрабатывают изображения в форматах 2D и 3D. К слову, такие суда ежегодно могут осуществлять около 10 000 кв. ^км сейсмики. 

Одной из технологий офшорной геологоразведки является метод электромагнитных колебаний, простыми словами – каротаж морского дна. Происходит это так: соответствующий прибор создает электромагнитные колебания низкой частоты на небольшом расстоянии от дна, а затем отраженные лучи с помощью специальных датчиков регистрируются на поверхности. Если во время исследования фиксируют плохо ведущие объекты или другие аномалии, то это означает, что на участке могут быть залежи углеводородов. 

Представим, что удачная геология, доступная глубина залегания и успешная разведка показали, что проект интересен и может быть реализован. На этом этапе на суше, после получения всех разрешений, недропользователь начал бы бурить скважину и через год-полтора получил первый коммерческий газ.

Однако для шельфа это только начало, ведь нужна инфраструктура.

Главным объектом при добыче газа из моря является буровая платформа. Она может быть стационарной, плавучей или полупогружной. Международный опыт показывает, что сегодня компании предпочитают именно плавучие платформы, к которым можно подключить десятки скважин, которые, как щупальца, соединены гибкими трубопроводами. Благодаря такому оборудованию и производится добыча.

Поднятый с моря ресурс нужно привести к нормальному состоянию либо сразу в море, либо на суше. В первом случае это приведет к еще большему удорожанию, ведь очистку придется производить на центральной обрабатывающей платформе. Кстати, на ней можно сразу сжигать газ и загружать на LNG-танкеры. В противном случае – нужно прокладывать подводные газопроводы к берегу и уже здесь, на УПГ, его очищать. Только после этого ресурс можно будет направить в ГТС. 

Все эти работы требуют значительных инвестиций и времени. К примеру, сейсмика обойдется по меньшей мере в $700-900 млн, современная буровая платформа может с легкостью стоить более $1 млрд, а одна скважина – в пределах $15-30 млн при средней глубине до 1500 м.

Эти суммы достаточно приблизительны, ведь одинаковых проектов не существует. Даже в одном и том же море цены могут существенно отличаться: работы зависят от глубины залегания залежей, бурового оборудования, доступности технологий, экспертизы и самое главное – амбиций компаний. Не стоит забывать, что разработка моря дополнительно усложняется окружающей средой и погодными условиями. Добыча в любой момент может остановиться из-за шторма, айсберга или урагана. И человек на это никак не может повлиять. 

Хотя освоение офшора обходится инвестору дороже и дается с большими сложностями, но в случае успеха гарантирует значительные объемы продукции, а значит – прибыли. Морские проекты чище, потому что генерируют меньше выбросов в атмосферу, а это, учитывая курс на декарбонизацию, является незаурядным плюсом. Более того, шельфовые участки могут быть и уже используются для реализации амбициозных инициатив по улавливанию и хранению углерода. 

Черное море углеводородов

Успехи Румынии и Турции подтверждают богатство Черноморского шельфа на углеводороде. Причины для освоения офшора у каждой страны разные. 

Румыния хочет стать крупнейшим производителем газа в ЕС, ее проект Neptun Deep находится на этапе разработки: первый газ ожидают получить в 2027-м. Инвестиции в проект только на этапе бурения и строительства инфраструктуры оцениваются в 4 млрд евро. Кроме того, на разведку и оценку участка площадью 7500 кв. км было инвестировано еще более 1,5 млрд евро.

Инфраструктура на блоке предусматривает шесть скважин на глубине около 1 км и четыре скважины на мелководье до 100 м, три подводные добывающие системы с соответствующими трубопроводами, морскую платформу, магистральный 160-километровый газопровод к берегу в районе Тузлы и газоизмерительную. 80% контрактов на работы уже заключены. В частности, проектирование, монтаж и ввод в эксплуатацию морских объектов, а также испытания ГИС и берегового участка газопровода оценены в 1,6 млрд евро.

Услуги по бурению, которые будет осуществлять Halliburton, обойдутся примерно в 140 млн евро, аренда полупогружаемого станка – ориентировочно 325 млн евро, доставка газа из месторождений в Национальную транспортную систему в течение 17 лет – почти 276 млн евро. Офшорной платформой, скважинами и месторождениями будут управлять дистанционно через созданный искусственным интеллектом цифровой двойник, что позволит оптимизировать процессы, повысить эффективность потребления энергии и минимизировать выбросы.

Турция, которая остается импортозависимой, в первую очередь нуждается в ресурсе для удовлетворения собственных потребностей, а уже потом будет ориентироваться на экспорт. Страна давно ведет разведку моря и даже привлекала таких гигантов, как ExxonMobil, Petrobras, BP и Chevron. Однако не сложилось: "сухие" скважины отбили желание разрабатывать турецкий шельф и все внимание международные компании сосредоточили на румынском проекте. Уход мейджоров толкнул страну к самостоятельному исследованию моря. Сначала приобрели первое судно для сейсморазведки за $130 млн, затем за $210 млн купили буровое судно Fatih. Эти инвестиции не были безрезультатными: в 2020-м госкомпания нашла крупное газовое месторождение Sakarya, запасы которого могут достигать 710 млрд кубометров.

Фактически на освоение моря Турции понадобилось 32 месяца. Сразу после открытия начали подготовительные работы на суше, в том числе строительство станции подготовки газа. Впоследствии принялись прокладывать к берегу газопровод, который под водой тянется на 170 км. А дальше – установка подводного оборудования, монтаж гибких трубопроводов, подключение комплекса к ГТС. В апреле 2023 года Турция начала газодобычу с месторождения. На первом этапе в работе задействовано 10 скважин, за три года их количество вырастет до 40, что позволит добывать около 15 млрд кубометров ежегодно. Пиковое производство ожидается в 2028-м – 60 млн кубометров в сутки. Чтобы достичь цели, планируют привлечь еще около $10 млрд, и это без учета $1,8 млрд, которые были вложены в первую фазу. 

Перспективы шельфа Украины

Согласно данным Госгеонадра, потенциальные запасы украинского шельфа оцениваются в 2,3 млрд т условного топлива, что эквивалентно 2,3 трлн кубометров и составляет около 40% всех энергетических запасов. Закономерно, что такой потенциал неоднократно попадал в поле зрения международных инвесторов, однако никому не удалось приступить к работе.

Еще до начала российской агрессии Нафтогаз получил право разрабатывать шельф Черного моря. А это – 36 лицензий площадью около 29 000 кв. км. Спецразрешения распространяются на разные участки: мелководье, склоны и глубоководье. Общий объем определенных запасов составляет примерно 1,6 трлн кубометров. Основная часть залежей сконцентрирована в глубоких водах, имеющих схожую геологию с румынскими и турецкими блоками. 

Однако разработке шельфа помешала полномасштабная война. В условиях, пока россияне продолжают атаковать страну ракетами и дронами, пока корабли России блокируют море, привлечь иностранных инвесторов, к сожалению, невозможно. А без мощных международных игроков, владеющих достаточными финансовыми и техническими ресурсами для разведки, строительства инфраструктуры и дальнейшей добычи, нам не обойтись. 

Единственной украинской компанией, которая имела опыт морских работ и необходимую инфраструктуру, является Черноморнафтогаз. Аннексировав полуостров, россияне захватили все активы и оккупировали промыслы предприятия. Все это время страна-террорист нагло воровала украинский газ, добыв из моря не менее 12 млрд кубометров. Благодаря спецоперации ГУР, в начале осени 2023-го этот произвол удалось остановить: Украина вернула платформы "Петр Годованец" и "Украина", а также буровые установки "Таврида" и "Сиваш". Это оборудование может стать основой для разработки моря после победы, что также должно быть подкреплено возвращением под украинский контроль всех активов Черноморнафтогаза, включая компенсацию, которую Россия должна выплатить за нанесенный ущерб.