Крупнейшие нефтегазовые инвестпроекты российской Арктики

Арктика — ключевой регион для российской энергетики. По оценке Минприроды, здесь сосредоточено 7,3 млрд тонн нефти и 55 трлн м³ газа, причем 41% запасов расположен на шельфе. Однако геологическая изученность восточной части Арктики остается низкой, что открывает потенциал для новых открытий.

Текст: Александра Шеина

1. Бованенковское и Харасавэйское месторождения

В настоящее время «Газпромнефть-Заполярье» ведет строительство инфраструктуры для подготовки газа из неоком-юрских залежей Бованенковского месторождения. Харасавэйское месторождение будет связано с Бованенковским единой инфраструктурой. Газ должен поставляться в магистральный трубопровод «Бованенково-Ухта». Жидкие углеводороды — стабильный газовый конденсат и сжиженный углеводородный газ — транспортироваться по железной дороге через отгрузочный терминал, который предприятие построит на месторождении.

Оператор: «Газпромнефть-Заполярье» на основе долгосрочных рисковых операторских договоров с владельцем лицензий — «Газпром добыча Надым».
Запасы: 4,9 трлн м³ (Бованенково) и 2 трлн м³ (Харасавэй).
Добыча: 115 млрд м³/год (Бованенково).
Планы: ввод Харасавэя добавит 32 млрд м³/год. Оба месторождения станут ресурсной базой для «Силы Сибири — 2».
«Газпром нефть» инвестирует в разработку 500 млрд рублей.

2. Заполярное, Ямбургское и Уренгойское месторождения

На Заполярном и Ямбургском месторождениях извлекается газ из сеноманских пластов, расположенных на глубине от 1 100 до 1 700 метров. С 2011 года в эксплуатацию введены валанжинские залежи, залегающие еще глубже — на отметках 1 700–3 200 метров. Для поддержания стабильных объемов добычи здесь применяются компрессорные установки, они формируют необходимое избыточное давление, усиливающее приток ресурсов.

Освоение наиболее глубоких горизонтов ведется на Уренгойском месторождении. Здесь газ добывают из ачимовских отложений, глубина залегания которых достигает 4 000 метров. Процесс осложняется экстремально высоким пластовым давлением, сложной геологической структурой резервуаров и повышенным содержанием парафинов в добываемых углеводородах. Примечательно, что параллельно с газодобычей на этих месторождениях осуществляется и нефтедобыча. Это подчеркивает комплексный подход компании к освоению ресурсного потенциала региона.

Оператор: лицензия на разработку месторождений принадлежит дочернему предприятию «Газпрома», ООО «Газпром добыча Ямбург». На нефть — «Газпромнефть Заполярье».
Добыча: 130 млрд м³/год (крупнейший в РФ объект по объемам).
Запасы: Заполярное — 3,5 трлн м³, Ямбургское — 7,4 трлн м³ и Уренгойское — 16 трлн м³ природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата.
Особенности: освоение валанжинских залежей (глубина 1700—3200 м). После ухода Wintershall Dea в 2023 году проект реализуется силами «Газпрома».
В 2006 году общий объем капитальных инвестиций ООО «Ямбурггаздобыча» составил более 45 млрд рублей, из которых около 37 млрд было инвестировано в развитие Ямбургского месторождения, а остальное — в дообустройство Заполярного. В 2019 году инвестиции в опытно-промышленную разработку Ямбургского месторождения оценили в 12,5 млрд рублей.

3. Приразломное месторождение

В 2025 году на месторождении «Каменномысское-море» запланирован старт добычи углеводородов с использованием морской платформы. Параллельно рассматривается проект освоения Штокмановского месторождения, однако пока это в планах, без конкретных показателей объемов добычи. Основная сложность связана с расположением месторождения в зоне замерзающего моря, где ледовый покров сохраняется до семи месяцев в году. Для работы создали уникальную платформу, способную функционировать даже при наличии льда. Ее функционал включает бурение скважин, непосредственную добычу, хранение нефти в специальных резервуарах, расположенных в нижней части конструкции, а также ее отгрузку на танкеры.

Резервуары для хранения оснащены стальными стенками толщиной 4 сантиметра, что обеспечивает повышенную устойчивость к коррозии и механическому износу. Для круглогодичной транспортировки сырья задействуются ледокольные суда и челночные танкеры. Оптимальные периоды для отгрузки определяются с помощью системы ледового менеджмента, которая анализирует ледовую обстановку и рассчитывает «окна» для безопасной работы.

Оператор: «Газпром нефть шельф».
Статус: единственный действующий шельфовый проект в российской Арктике.
Запасы: 70 млн тонн нефти.
Добыча: накопленная — свыше 25 млн тонн (собственный сорт ARCO).
Инфраструктура: ледостойкая платформа с резервуарами для хранения нефти и системой ледового менеджмента.
На 2013 год объем инвестиций в проект составлял 200 млрд рублей. Из них 60 млрд ушло на строительство платформы.

4. «Ямал СПГ»

Проект — крупнейший в России по производству сжиженного природного газа (СПГ). Его ключевая инновация — применение арктического климата для минимизации затрат на сжижение — легла в основу технологического решения для четвертой производственной линии. «Новатэк» впервые внедрила здесь собственную разработку «Арктический каскад», предназначенную для холодных регионов, а также использовала отечественное оборудование предприятий АО «Атомэнергомаш» (криогенные насосы высокой мощности) и ООО «Интелсис Инжиниринг», которое внедрило системы автоматизации в области мониторинга коррозии для объектов ОАО «Ямал СПГ».

Северный морской путь активно задействован в логистике проекта, обеспечивая гибкость поставок СПГ как в европейские, так и в азиатские страны. Для транспортировки газа с объекта «Ямал СПГ» созданы уникальные танкеры усиленного ледового класса, способные самостоятельно преодолевать ледовые поля без сопровождения ледоколов. На сегодняшний день флот проекта включает 15 таких судов.

Оператор: «Новатэк» (совместно с Total, CNPC, «Фондом Шелкового пути»).
Мощность: 17,4 млн тонн СПГ/год.
Ресурсы: Южно-Тамбейское месторождение (926 млрд м³ газа).
Технологии: использование арктического холода для снижения затрат на сжижение. На 4-й линии внедрена технология «Арктический каскад».
Общая стоимость проекта оценивается в 2 трлн рублей, госинвестиции составили 100 млрд рублей или около 5% от общего объема.

5. «Арктик СПГ 2»

В этом проекте тоже решено было использовать удачный опыт «Ямал СПГ» и в полной мере воспользоваться преимуществами холодного климата и близости к Северному морскому пути. Так, для сжижения газа используется технология «Арктический каскад модифицированный», которая еще больше сокращает затраты на производство. Однако реализацию проекта осложнили санкции США. Изначально «Новатэк» планировала создать флот для «Арктик СПГ 2» из 21 танкера класса Arc7: 15 из них должны были построить на судоверфи «Звезда», остальные — на южнокорейской верфи Hanwha Ocean. Но последняя разорвала контракты с «Совкомфлотом», который должен был управлять тремя произведенными судами. Из 15 отечественных танкеров сейчас построено только три, «Алексей Косыгин» уже начал швартовные и ходовые испытания в открытом море, после чего будет передан проекту «Арктик СПГ-2» в первом квартале 2025 года. «Петр Столыпин» и «Сергей Витте» также должны быть переданы заказчику в начале 2025 года.

Оператор: «Новатэк» (партнеры TotalEnergies, CNPC, CNOOC объявили форс-мажор по участию в проекте).
Мощность: 19,8 млн тонн СПГ/год (3 линии).
Ресурсы: утреннее месторождение (1,4 трлн м³ газа).
Проблемы: санкции США заблокировали поставки танкеров. Первая линия запущена в 2023 году, остальные — в стадии строительства.
Общие инвестиции в «Арктик СПГ 2» оцениваются в $21,3 млрд.

6. «Восток Ойл»

Этот проект является ключевым для «Роснефти» в арктическом регионе. Несмотря на обладание более чем двадцатью лицензиями на шельфовые участки, компания признала экономически целесообразным сосредоточиться пока на реализации сухопутного месторождения, расположенного на севере Красноярского края. Добываемая здесь нефть характеризуется низким содержанием серы, что делает ее ценным сырьем для переработки в высококачественные нефтепродукты.

Важным преимуществом проекта является близость месторождений к Северному морскому пути. Для оптимизации логистики «Роснефть» инициировала строительство магистрального нефтепровода протяженностью 770 километров, который соединит промыслы с портовой зоной «Бухта Север». В настоящее время в порту активно возводится инфраструктура: сооружаются причальные комплексы, резервуары для хранения нефти, административные корпуса, топливные склады и ремонтные цеха.

Параллельно на месторождениях ведется интенсивное бурение. Только за 2023 год было введено в эксплуатацию 135 новых скважин.

Оператор: «Роснефть».
Ресурсы: 6,5 млрд тонн нефти (13 месторождений, включая Пайяхское, Ичемминское).
Планы:

2024 год — добыча 30 млн тонн.
2030 год — 100 млн тонн.

Инфраструктура: строительство 770-км нефтепровода к порту «Бухта Север» и терминала на Севморпути.
Планируемый объем инвестиций в период с 2020 по 2036 годы — 9,9 трлн рублей.