В ожидании второго дыхания Восточно-Сибирского региона
Региональные и организационные особенности добычи
Добыча нефти с дифференциацией по регионам и месторождениям. Добыча нефти и газового конденсата в России в 2020 году составила 512,8 млн тонн, что на 47,6 млн тонн, или 8,5% меньше показателя 2019 года. За последние два десятилетия такое значительное сокращение произошло впервые, несмотря на спад производства в 2008 году на 2,8 млн тонн (–0,6%) и в 2017 году на 0,7 млн тонн (–0,1 %).
Объем добычи нефти в России в 2020 году снижался прежде всего за счет зрелых месторождений. В то же время освоение новых месторождений происходило согласно проектам разработки, и объем добычи на них возрастал. Поэтому в наибольшей степени обязательства, взятые на себя Россией по сокращению производства нефти, коснулись регионов с месторождениями, находящимися на стадии падающей добычи и характеризующимися высокой степенью выработанности.
Период активного освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) составляет уже более 13 лет, поэтому в структуре добычи нефти в регионе присутствуют месторождения как недавно введенные в разработку, так и уже преодолевшие пик добычи. В 2020 году было добыто 54,1 млн тонн, в том числе в Красноярском крае – 20,9 млн тонн, Иркутской области – 17,3 млн тонн, Республике Саха (Якутия) – 15,9 млн тонн (см. «Добыча нефти и газового конденсата в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по регионам»).
В целом по региону добыча нефти и газового конденсата сократилась значительно меньше, чем по России, всего на 1,6 млн тонн, или 2,9% по отношению к прошлому году. Основной вклад в сокращение внес Красноярский край, где производство уменьшилось на 3,0 млн тонн, в Иркутской области оно снизилось на 0,7 млн тонн. Компенсировала падение добычи нефти на востоке страны Республика Саха (Якутия), где показатель вырос на 3,0 млн тонн.
В Красноярском крае добыча нефти в 2020 году составила 20,9 млн тонн, что на 12,6% меньше уровня 2019 года. Несмотря на неблагоприятную ценовую конъюнктуру на мировом рынке и обязательства по сокращению добычи, во многом падение производства в Красноярском крае обусловлено естественными причинами. Базовое для региона Ванкорское месторождение вышло на проектную мощность в 2014 году и в настоящее время находится на падающей стадии добычи, степень выработанности составляет 40%, текущие запасы – почти 300 млн тонн, большая часть которых относится к категории АВС1.
Падение добычи нефти на Ванкорском месторождение в последние несколько лет частично компенсировал ввод в разработку Сузунского (2016), Лодочного (2018) и Тагульского (2019) месторождений, образующих Ванкорский кластер. Однако добыча нефти на Сузунском месторождении сократилась на 653 тыс. тонн уже в 2020 году, что обусловлено высокой интенсивностью разработки. В прошлом году месторождение вышло на проектный уровень добычи в 2,8 млн тонн, что соответствует 7,1% от начальных извлекаемых запасов и считается достаточно высоким значением (см. «Добыча нефти и газового конденсата в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по месторождениям»).
Второе по величине запасов месторождение Ванкорского кластера – Тагульское– в 2020 году обеспечило добычу нефти на уровне почти 2,0 млн тонн, прирастив 634 тыс. тонн по сравнению с 2019 годом. По данным ПАО «НК «Роснефть», выход месторождения на «полку» (на уровне 4,5 млн тонн) запланирован после 2022 года. Вместе с тем текущая сырьевая база месторождения позволяет существенно увеличить проектный уровень добычи нефти, если не будет проведена переоценка запасов в будущем.
Несмотря на продолжающееся сокращение добычи нефти в рамках Ванкорского кластера, ее производство в Красноярском крае поддерживается за счет роста на Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском месторождениях, добыча на которых в 2020 году составила 3,0 и 1,5 млн тонн соответственно. Современная сырьевая база месторождений позволяет прогнозировать увеличение добычи до уровня 25-30 млн тонн в год, но существует риск переоценки запасов из-за сложного геологического строения залежей вендских и рифейских отложений, а также ограничений в пропускной способности нефтепровода Куюмба – Тайшет (15 млн тонн в год), соединяющего месторождения с нефтепроводной системой ВСТО.
В Иркутской области добыча нефти в 2020 году составила 17,3 млн тонн, что на 0,7 млн тонн, или 3,8% меньше прошлого года. Также сокращение добычи по области наблюдалось и в 2019 году (на 3,1%). Это обусловлено одновременным началом падения добычи в 2017-2018 годах на базовых месторождениях области: Верхнечонском, Ярактинском и Даниловском, а также Дулисьминском. Добыча на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении достигла проектного уровня в 8,7 млн тонн в 2016 году, а с 2017 года началось планомерное снижение темпов извлечения нефти. Также падение добычи нефти (на 448 тыс. тонн, или 17,7 %) в 2020 году наблюдалось на группе месторождений компании «ИНК-Запад», ведущей деятельность на Ичединском, Ярактинском и Большетирском месторождениях. В настоящее время в Иркутской области не введено в разработку крупных объектов, способных поддержать стабильность работы нефтяной промышленности, поэтому возможно дальнейшее сокращение добычи, что в большей мере обусловлено особенностями регионального процесса недропользования, чем глобальным соглашением в формате ОПЕК+.
Главный прирост добычи нефти в Восточно-Сибирском регионе в 2020 году пришелся на Республику Саха (Якутия), как и в последние несколько лет. В прошлом году добыча в республике составила 15,9 млн тонн, что на 2,0 млн тонн, или на 14,8% больше, чем в предыдущем году. Существенный прирост добычи нефти в регионе связан с продолжением промышленной эксплуатации одного из крупнейших активов «Роснефти» – Среднеботуобинского месторождения. По итогам года добыча там выросла на 21,4% и составила 4,8 млн тонн. Выход на полку в 5 млн тонн в год планируется в 2021 году. Независимая компания АО «РНГ», разрабатывающая восточный блок месторождения, в 2020 году также значительно увеличила добычу (до 1,1 млн тонн).
Добыча нефти на разрабатываемых месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» – Алинском, Восточно-Алинском, Северо-Талаканском, Талаканском и Южно-Талаканском – в 2020 году выросла на 542 тыс. тонн и составила 9,9 млн тонн. Стратегия компании достаточно последовательна, рост добычи ежегодно обеспечивается новым приростом запасов, а темпы разработки месторождений – умеренные, поскольку компания в большей мере использует собственные средства, а не стремится привлекать заемный капитал за счет интенсификации добычи.
Добыча нефти с дифференциацией по компаниям. Крупнейшей компанией Восточно-Сибирского региона традиционно остается «Роснефть», на долю которой приходится 60% добычи нефти и газового конденсата. Кроме того, значительный объем добычи обеспечивают «Сургутнефтегаз»(18%) и Иркутская нефтяная компания (16%). Хорошей сырьевой базой обладают «Газпром нефть», однако полномасштабная промышленная добыча нефти пока не ведется (см. «Структура добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по компаниям»).
Компании «Роснефть» принадлежат месторождения, составляющие основу добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) (32,6 млн тонн). Добыча ведется дочерними подразделениями компании: АО «Ванкорнефть», АО «Сузун», ООО «Тагульское» и АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (Красноярский край), АО «Верхнечонскнефтегаз» (Иркутская область), ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (Республика Саха). В конце 2020 года компания приобрела АО «Таймыргаз», обладающее лицензией на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов Пайяхского месторождения, ранее принадлежащее АО «ННК-ОЙЛ». На месторождении в 2019 году был получен большой прирост запасов, что послужило основанием для формирования нового центра нефтегазодобычи в восточной Арктической зоне.
Добыча нефти Иркутской нефтяной компании, включая дочерние «ИНК-Запад», «ИНК-НефтеГазГеология» и ООО «Тихоокеанский терминал», в 2020 году составила 8,6 млн тонн. Компания активно сотрудничает с Японской национальной корпорацией по нефти, газу и металлам (JOGMEC), результатам чего стало открытие ряда месторождений углеводородного сырья, а в последующем привлечение других частных японских компаний: ITOCHU и INPEX.
Добыча нефти ПАО «Сургутнефтегаз» в регионе в 2020 году составила 9,9 млн тонн, что на 0,5 млн тонн больше, чем в предыдущем году. Основной добывающий актив компании – Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение с текущими извлекаемыми запасами нефти почти 100 млн тонн и степенью выработанности 38%. Компания последовательно проводит политику подготовки сырьевой базы и ввода объектов в эксплуатацию, что позволяет поддерживать устойчивый рост добычи нефти уже на протяжении более чем 10 лет.
Состояние нефтепроводной системы
В настоящее время система транспортировки нефти на востоке страны базируется на магистральном нефтепроводе Восточная Сибирь – Тихий океан, который связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно с потребителями в Азиатско-Тихоокеанском регионе (прежде всего с КНР). Благодаря этому Россия диверсифицировала направления экспорта энергетических ресурсов и вышла на премиальный рынок АТР с отечественным сортом нефти ESPO, минуя транзитные страны. Также ввод в эксплуатацию магистрального нефтепровода сделал возможным и экономически эффективным освоение многих месторождений, располагающихся вдоль его трассы.
В 2006 году началась реализация первого этапа проекта ВСТО, в рамках которого был сооружен участок нефтепровода и семь нефтеперекачивающих станций (НПС) от головной перекачивающей станции «Тайшет» до перекачивающей станции «Сковородино» с пропускной способностью 30 млн тонн нефти в год. Этот участок протяженностью 2694 км проходит по территориям Республики Саха (Якутия), Иркутской и Амурской областей. Также в рамках первого этапа был построен специализированный морской нефтеналивной порт Козьмино для обеспечения танкерных поставок нефти в страны АТР и КНР.
В 2009 году начались первые поставки нефти по магистрали ВСТО. На этом этапе ресурсную базу нефтепровода составляли преимущественно месторождения Западной Сибири (Томской области и ХМАО).
В 2010 году началось строительство второй очереди ВСТО мощностью 30 млн тонн в год по маршруту «Сковородино – Спецморнефтепорт Козьмино», и уже в 2012 году состоялся ее запуск. Протяженность второго участка трассы составляет 2046 км, он связывает территории еще четырех субъектов Российской федерации (Хабаровского и Приморского краев, Еврейской автономной и Амурской областей).
Повышенный спрос российских компаний на поставки нефти в восточном направлении привел к ускоренной реализации проекта ВСТО. В результате уже в 2019 году (первоначальный плановый срок реализации – 2030 год) ПАО «Транснефть» вывела данную нефтепроводную систему на максимальную мощность. Мощность ВСТО-1 на участке «Тайшет-Сковородино» составляет 80 млн тонн нефти в год, мощность ВСТО-2 на участке «Сковородино – Спецморнефтепорт Козьмино 2 – 50 млн тонн в год.
По итогам 2020 года по маршруту ВСТО-1 было поставлено 73,2 млн тонн нефти, что на 2,4% больше, чем в предыдущем году. Объем прокачки сырья по маршруту ВСТО-2 в 2020 году составил 42,8 млн тонн, в том числе 32,9 млн тонн поставлено в спецморнефтепорт Козьмино(см. «Мощность системы магистральных нефтепроводов ВСТО»).
Трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан стала мощным стимулом интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока. Для формирования новых центров нефтедобычи ПАО «Транснефть» и нефтяными компаниями построены межпромысловые и магистральные нефтепроводы, связывающие ключевые месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока с системой ВСТО (см. «Основные действующие нефтепроводы, связанные с системой ВСТО»).
Так, в 2009 году АО «Ванкорнефть» ввело в эксплуатацию нефтепровод Ванкор – Пурпе, связывающий Ванкорский кластер с системой магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть». В том же году запущено в промышленную эксплуатацию Ванкорское месторождение, ставшее сырьевой базой для нефтепровода ВСТО.
Начиная с декабря 2010 года были организованы поставки нефти по трубопроводу-отводу от ВСТО по маршруту «Сковородино–Мохэ» в объеме 15 млн тонн в год. Протяженность нефтепровода до границы с КНР составляет 67 км, дальше маршрут следует по китайской территории до НПЗ в г. Дацин (960 км).
С 2013 года проходило поэтапное увеличение мощности этого участка (до 30 млн тонн) с целью реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью в рамках контракта между «Роснефтью» и китайской корпорацией CNPC. Первый этап расширения был реализован в 2014 году. Он включал установку на НПС №21 «Сковородино» дополнительного магистрального насосного агрегата. В рамках второго этапа на приемо-сдаточном пункте «Джалинда» на берегу реки Амур установлена четвертая линия системы измерений количества и качества нефти. Третий этап программы предусматривал ввод в эксплуатацию резервуаров для хранения нефти объемом 50 тыс. м3 на НПС №21 «Сковородино». С мая 2016 года стартовала реализация заключительного этапа, включающего строительство двух резервуаров для хранения нефти объемом по 50 тыс. м3 на головной нефтеперекачивающей станции (ГПНС) №1 «Тайшет». В 2018 году пропускная способность нефтепровода Сковородино – Мохэ доведена до проектного уровня 30 млн тонн в год.
Для поставок нефти в ВСТО из Ванкорско-Сузунской зоны и с месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО в конце 2011 года был введен в эксплуатацию нефтепровод Пурпе–Самотлор. Его протяженность составляет 429 км, а пропускная способность – 25 млн тонн нефти в год.
В 2017 году введен в эксплуатацию нефтепровод Заполярье–Пурпе общей пропускной способностью 45 млн тонн в год. Это позволило организовать поставку сырья с месторождений компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), ЛУКОЙЛ (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО) и российско-итальянского совместного предприятия ООО «СеверЭнергия» (Самбургское, Ево-Яхинское, Яро-Яхинское и Северо-Часельское в ЯНАО). Объем сдачи нефти в нефтепровод Заполярье – Пурпе в 2020 году составил около 9,4 млн тонн. В 2021 году, согласно заявкам нефтяных компаний, загрузка нефтепровода увеличится до 15,3 млн тонн. Однако это ниже запланированных ранее «Транснефтью» объемов прокачки. Данная ситуация складывается из-за отставания темпов подготовки сырьевой базы и добычи нефти компаниями. Пока сырье по нефтепроводу Заполярное – Пурпе прокачивается в западном направлении, так как не соответствует по плотности параметрам сдачи в систему ВСТО.
В 2013 году введен в эксплуатацию нефтепровод, связывающий Среднеботуобинское месторождение (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча») с ВСТО. В том же году началась промышленная добыча нефти на месторождении. В 2017 году в рамках второй очереди освоения Среднеботуобинского месторождения завершено строительство нефтепровода увеличенной мощности (до 5 млн тонн в год), что соответствует проектному уровню добычи.
В декабре 2013 года «Транснефть» начала строительство магистрального нефтепровода Куюмба – Тайшет для обеспечения сырьем расширяющихся мощностей ВСТО. К концу 2016 года нефтепровод был полностью подготовлен к вводу в эксплуатацию, прокачка нефти начата в 2017 году на уровне 873 тыс. тонн. В 2019 году поставки по этому направлению выросли до 4,9 млн тонн, в 2020-м сократились до 4,3 млн тонн. В 2021 году ожидается их рост до 6,5 млн тонн. На первом этапе строительства предусмотрено последовательное доведение мощности трубопровода до 8,6 млн тонн в год. На втором этапе предполагается сооружение еще двух нефтеперекачивающих станций (НПС-3 и НПС-4) на территории Красноярского края и Иркутской области. Пропускная способность нефтепровода достигнет 15 млн тонн в год.
Для подключения к системе ВСТО и обеспечения трубопроводных поставок нефти на НПЗ Дальнего Востока «Транснефть» построила нефтепроводы-отводы до Хабаровского и Комсомольского НПЗ. Так, в 2015 году запущен нефтепровод до Хабаровского НПЗ протяженностью 48 км и мощностью 6 млн тонн в год. В июле 2019-го начались первые поставки сырья по трубопроводу-отводу от ВСТО до Комсомольского НПЗ, протяженностью 294 км и мощностью 8 млн тонн в год.
По итогам 2020 года прокачка нефти по системе ВСТО составила 73,2 млн тонн, что на 1,7 млн тонн больше, чем в предыдущем году. Таким образом, загрузка трубопровода составила 91,5%. Трубопроводные поставки нефти на российские дальневосточные НПЗ выросли на 2,2 млн тонн и составили 9,9 млн тонн. В том числе 4,7 млн тонн на Хабаровский НПЗ и 5,2 млн тонн на Комсомольский НПЗ. Экспортные поставки нефти по ВСТО сократились на 0,5 млн тонн, до 63,3 млн тонн. При этом через порт Козьмино отгружено на экспорт 32,9 млн тонн нефти, прямые трубопроводные поставки в Китай составили 30,4 млн тонн (см. «Поставки нефти по системе ВСТО»).
Перспективы развития транспорта на востоке России
Даниловский кластер (Иркутская область)
В 2019 году «Роснефть» начала реализацию нового проекта «Даниловский кластер». Его ресурсной базой являются четыре месторождения (Даниловское, Северо-Даниловское, Верхнеичерское, им. Лисовского), расположенные на севере Иркутской области. Суммарные извлекаемые запасы кластера составляют 316 млн тонн. За счет совместного использования транспортной инфраструктуры и оборудования при освоении месторождений кластера планируется достигнуть синергетического эффекта. Кроме того, подготовка нефти Северо-Даниловского месторождения для транспортировки по системе магистральных нефтепроводов будет осуществляться на мощностях Верхнечонского месторождения (разрабатывается АО «Верхнечонскнефтегаз», входящим в состав «Роснефти»).
В 2019 году начато строительство нефтепровода между Северо-Даниловским и Верхнечонским месторождениями. В 2020 году выполнено бурение скважин на Северо-Даниловском. Всего планируется пробурить 95 скважин. В рамках обустройства месторождения намечается также строительство системы поддержания пластового давления и центра генерации мощностью 31 МВт. Проектный уровень добычи первого месторождения Даниловского кластера составляет 2 млн тонн, в соответствии с современной структурой запасов можно ожидать увеличения производства до 9,0 млн тонн нефти в год.
Подключение Чаяндинского месторождения
В рамках проекта разработки нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения к концу 2021 года ООО «Газпромнефть-Заполярье» планирует завершить строительство собственного нефтепровода. Это позволит напрямую поставлять добываемую нефть в систему ВСТО. До его ввода в эксплуатацию для поставок добытого сырья используются автомобильный и трубопроводный транспорт. В настоящее время на Чаяндинском месторождении действуют семь нефтедобывающих скважин, идет бурение новых. Выход на проектный уровень добычи нефти и газового конденсата в 3,3 млн тонн запланирован на 2025 год.
Проект «Восток Ойл»
В 2019 году «Роснефть» анонсировала крупнейший проект «Восток Ойл» по комплексному освоению месторождений жидких углеводородов севера Красноярского края, ресурсная база которых оценивается в 5 млрд тонн, а планируемый уровень добычи – до 115 млн тонн в год. Проект включает освоение месторождений Ванкорского кластера, Западно-Иркинского участка и Пайяхской группы месторождений («Роснефть»), а также Восточно-Таймырского кластера (ООО «Ермак Нефтегаз» – совместное предприятие «Роснефти» и ВР).
Проект предполагает создание нового направления экспорта российской нефти на востоке страны – через Северный морской путь (СМП). Для обеспечения поставок планируется строительство магистральных нефтепроводов, связывающих Ванкорский, Пайяхский и Восточно-Таймырский кластеры. Экспорт сырья предполагается осуществлять с нефтеналивного терминала «Бухта «Север», строительство которого запланировано на 2024 год. Транспортировка нефти с месторождений проекта «Восток Ойл» до «Бухты «Север» будет осуществляться по магистральному трубопроводу протяженностью 413 км и максимальной мощностью до 115 млн тонн в год. Также в рамках проекта «Восток Ойл» планируется строительство завода СПГ.
Ожидается, что нефть проекта «Восток Ойл» будет обладать высокими качественными характеристиками, превосходящими нефть сортов Brent и ESPO, содержание серы находится в пределах 0,14%. Это также позволит использовать это сырье для повышения качества вязких нефтей.
Начало промышленной добычи на Пайяхской группе месторождений запланировано на 2024 год. К 2027 году производство нефти на месторождениях «Восток Ойл» намечается довести до 50 млн тонн, после 2030 года – до 115 млн тонн.
Вместе с тем, учитывая сокращение добычи на месторождениях Ванкорского кластера (что требует вовлечения в хозяйственный оборот дополнительных запасов для заполнения системы ВСТО), присутствует вероятность изменения вектора поставок с части месторождений проекта Восток Ойл» – в южном направлении для поддержания устойчивого уровня транспортировки сырья по ВСТО.
