На первый-второй рассчитайсь!

На основе опыта, полученного при добыче углеводородов в акватории острова, будут разрабатываться другие шельфовые запасы России. Многое здесь происходит впервые: впервые бурятся морские скважины, применяются технологии сейсмобезопасности, создается опыт взаимодействия российских и зарубежных участников проекта. Российские госкомпании, изначально с осторожностью смотревшие на сложные и рискованные проекты, теперь стремятся увеличить свое присутствие на Сахалине.

"Сахалин-2" стал первым

Запасы углеводородов Сахалинского шельфа уникальны — на данный момент они оцениваются в 45 млрд баррелей нефтяного эквивалента. Они были открыты еще в 1980-е годы, однако у советских нефтяников, успешно добывающих углеводороды на материке, не было никакого опыта работы на шельфе. Поэтому сахалинским месторождениям пришлось ждать около десяти лет, прежде чем к работе на них приступили консорциумы, состоящие преимущественно из зарубежных компаний. В настоящее время Сахалинский шельф поделен на несколько проектов, реализация которых находится на разных стадиях — в то время как на месторождениях проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2" уже идет добыча нефти и газа, на остальных продолжаются геологоразведочные работы и подготовка добывающей инфраструктуры.

Реализация проекта "Сахалин-2" началась раньше проекта "Сахалин-1" и была разделена на два этапа. Добыча нефти с Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения в рамках проекта началась уже на первом этапе, в 1999 году. Для этого была построена первая в России морская платформа "Моликпак". Пока добыча нефти на платформе ведется в безледовый период, составляющий около 180 дней в году, однако в следующем году Sakhalin Energy (SE), оператор проекта, планирует начать непрерывную добычу. В настоящее время накопленная добыча составила около 10 млн тонн нефти, ее поставки осуществлялись на многие рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, а также на Аляску и Гавайские острова.

Работы по установке морских платформ, трубопроводов и строительству завода по сжижению природного газа (СПГ), по словам руководства проекта, идут полным ходом. Однако летом прошлого года SE объявила, что из-за сложных природных условий и уникальности применяемых технологий вынуждена повысить затраты на реализацию второго этапа с планируемых $11,5 млрд до $20 млрд. С тех пор специалисты Минпромэнерго рассматривают документы, представленные компанией, однако руководители профильных ведомств уже не раз заявляли, что целиком повышение затрат утверждено не будет. Пока остается неясным, как в этом случае продолжит работать компания.

Успешно реализуемым проектом прошлым летом заинтересовался "Газпром", подписавший с Shell меморандум о взаимопонимании, в соответствии с которым газовый концерн получит 25% плюс одна акция SE в обмен на 50% СП "Заполярное-неоком". Компании отметили, что эти активы не являются эквивалентными — одной из сторон придется доплатить за приобретение, и приступили к переговорам, которые из-за повышения затрат на проект продолжаются до сих пор. Кроме того, недавно стало известно, что два других акционера, Mitsui и Mitsubishi, скорее всего, продадут часть своего участия в SE — возможно, для того, чтобы Shell после обмена с "Газпромом" сохранила контроль над проектом.

"Мир огромен, Сахалин — один"

Этот слоган придумал оператор проекта "Сахалин-1" компания "Эксон Нефтегаз Лимитед", которой принадлежит 30% участия в консорциуме по его реализации. Промышленная добыча нефти в рамках проекта началась осенью прошлого года. Если с ее продажей проблем у компании не будет, то сбыт газа в тех объемах, которые могут добываться на месторождениях проекта, пока невозможен. Первоначально "Сахалин-1" ориентировался на японский рынок сбыта газа — планировалось построить подводный трубопровод до Японии пропускной способностью 8 млрд кубометров в год. Однако SE успела подписать с Японией контракты на поставки СПГ, удовлетворив тем самым потребности страны в сырье до 2013 года. Поэтому Япония отказалась давать гарантии покупки газа "Сахалина-1", и от строительства трубопровода пришлось отказаться.

Сейчас "Эксон Нефтегаз" ищет другие рынки сбыта — в настоящее время ведутся переговоры о поставках тех же 8 млрд кубометров газа в год с китайской CNPC по трубопроводу Оха (Сахалин)--Комсомольск-на-Амуре--Хабаровск--Китай, который проектирует "Эксон Нефтегаз". В настоящее время газ поставляется по маршруту Оха--Комсомольск-на-Амуре (сейчас его пропускная способность составляет 1 млрд кубометров в год) и используется на внутренние нужды Хабаровского края.

В рамках проекта "Сахалин-1" "Роснефть" впервые опробовала схему работы с иностранными партнерами, уступив индийской ONGC часть своего участия в проекте в обмен на финансирование индийцами своей доли. Вернуть деньги ONGC "Роснефть" предполагает из будущей прибыли от продажи нефти и газа, добываемых в рамках проекта.

Третий, четвертый, пятый — далее везде

Этот опыт "Роснефть", владеющая лицензией на геологическое изучение Венинского блока проекта "Сахалин-3", применила в сотрудничестве с китайской Sinopec. Осенью прошлого года компания сообщила, что Sinopec получит 25,1% акций в проекте, взамен китайцы возьмут на себя основную часть расходов по проекту. Согласно достигнутой договоренности, геологоразведка будет полностью вестись за счет Sinopec, на этапе разработки она профинансирует не менее половины затрат. Еще 25,1% акций СП будет принадлежать ОГУП "Сахалинская нефтяная компания", 49,8% — "Роснефти".

Прогнозные ресурсы нефти Венинского блока оцениваются в 114 млн тонн, газа --- 315 млрд кубометров. "Роснефть" получила лицензию на геологическое изучение блока в апреле 2003 года. В настоящее время проводится интерпретация данных сейсмических исследований и выбор объекта поискового бурения.

Кроме Венинского блока "Сахалин-3" включает еще три: Восточно-Одоптинский, Аяшский и Южно-Киринский, лицензии на которые находятся в нераспределенном фонде. Минприроды планирует провести аукцион по этим блокам. Интерес к участию в нем проявляют "Газпром" совместно с ЛУКОЙЛом, "Роснефть" и зарубежные компании. Однако ExxonMobil, ставшая победителем аукциона по этим блокам в 1993 году (позднее его итоги были отменены), все еще считает себя владельцем этих лицензий и не оставляет надежды договориться с российским правительством.

Проекты "Сахалин-4" и "Сахалин-5", 51% в каждом из которых принадлежит "Роснефти", а 49% — ВР, также находятся на стадии сейсморазведки. Прогнозные ресурсы "Сахалина-4", в рамках которого изучается Западно-Шмидтовский участок, составляют 235 млн тонн нефти и 396 млрд кубометров газа. Прогнозные ресурсы Восточно-Шмидтовского участка проекта "Сахалин-5" оцениваются в 212 млн тонн нефти и 245 млрд кубометров газа, перспективные ресурсы Кайгано-Васюканского участка в рамках этого же проекта оцениваются в 249 млн тонн нефти и 31 млрд кубометров газа. По предварительным данным, сейсморазведка, произведенная в прошлом году, подтвердила эти ресурсы. В настоящее время "Роснефть" рассматривает возможность участия в аукционах на получение лицензий на добычу по этим участкам.

Несмотря на то что на двух из пяти сахалинских проектов уже добывают углеводороды, до полномасштабного освоения ресурсов акватории острова еще далеко. В основном это связано с недостроенной инфраструктурой — пока не заработают на полную мощность нефтяные терминалы в Де-Кастри и на юге Сахалина, невозможно будет отгружать, а значит, и добывать, большие объемы нефти. Добыче газа препятствует пока недостроенный завод СПГ и только проектируемая труба — из-за этого оператору проекта "Сахалин-1", например, пока приходится закачивать газ обратно в месторождение. Однако эксперты считают эти проблемы временными и прогнозируют существенный рост спроса на энергоресурсы в странах АТР, на чьи рынки и рассчитаны сахалинские проекты.

Первопроходцы сахалинского шельфа

"Сахалин-2" стал пионером в добыче углеводородов на шельфе Сахалина. В 1994 году для реализации проекта на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) был создан консорциум Sakhalin Energy (SE), участниками которого сейчас являются Shell (55%), Mitsui (25%) и Mitsubishi Corporation (20%). "Сахалин-2" предусматривает освоение Лунского и Пильтун-Астохского месторождений на шельфе Сахалина, общие геологические запасы которых составляют 600 млн т нефти и конденсата и 700 млрд куб. м газа.

К осуществлению второго этапа SE приступила в 2003 году. Компания планирует установить вторую платформу на Пильтун-Астохском месторождении и включить платформу "Моликпак" в систему трубопроводов для обеспечения круглогодичной добычи нефти. Кроме того, планируется установка газовой платформы с ежегодной добычей 17 млрд куб. м. газа на Лунском месторождении, прокладка морских трубопроводов протяженностью 300 км, строительство берегового комплекса подготовки газа и нефти к транспортировке, строительство наземных трубопроводов общей протяженностью 1600 км на юг острова, где будет построен терминал отгрузки нефти и первый в России завод по сжижению природного газа (СПГ) общей мощностью 9,6 млн т в год. Первые поставки СПГ, 75% которого уже законтрактовано, намечены на лето 2008 года.

"Сахалин-1" включает три шельфовых месторождения на северо-востоке Сахалина --- Чайво, Одопту и Аркутун-Даги --- и разрабатывается на условиях СРП, заключенного в 1995 году. Еще 30% принадлежит японскому консорциуму SODECO, 20% --- индийской ONGC Videsh, "Роснефть" через дочерние структуры "Сахалинморнефтегаз-шельф" и "РН-Астра" владеет 20% участия в проекте. Извлекаемые запасы месторождений — 307 млн т нефти и 485 млрд куб. м газа, предполагаемый размер инвестиций за срок реализации — $12,8 млрд.

Проект "Сахалин-1" предполагается осуществить в несколько этапов. Первый этап, завершенный с началом промышленной добычи нефти и газа, предполагал разработку месторождения Чайво. Добываемая на нем нефть поначалу будет реализовываться в России (в частности, ее планирует покупать "Роснефть"). В настоящее время общая добыча нефти в рамках проекта составила 345 тыс. т. После завершения в середине этого года строительства нефтяного терминала в Де-Кастри (Хабаровский край) и нефтепровода к нему начнется продажа нефти на международном рынке.