Прогнозы

Источник информации: www.oilcapital.ru

Основным фактором, уже несколько лет сдерживающим рост добычи нефти в Тимано-Печоре, остается недостаточная пропускная способность региональных магистралей «Транснефти» на участке Уса – Ухта. При этом для «северной» нефти месторождений Ненецкого автономного округа решением проблемы стала реализация «ЛУКОЙЛом» проекта строительства терминала Варандей на Баренцевом море, пропускную способность которого к 2007 году планируется расширить с сегодняшних 1,5 млн до 12 млн твг.
Похоже, теперь и «южная» нефть Тимано-Печоры переориентируется на Баренцево море и пойдет либо по новому нефтепроводу Харьяга – Индига, проект которого был разработан «ЛУКОЙЛом» и рассматривается сегодня «Транснефтью», либо через Варандей, расширенный после 2007 года уже до 25 млн твг. В любом случае о намерениях расширить нефтепровод Уса – Ухта в «Транснефти» уже не говорят.

Дочернее предприятие «ЛУКОЙЛа» ООО «Нарьянмарнефтегаз» (НМНГ) в настоящее время разрабатывает на территории Ненецкого автономного округа (НАО) ряд месторождений, лицензии на которые ранее принадлежали предшественнику НМНГ — «Архангельскгеолдобыче» (АГД). Полный контроль над АГД «ЛУКОЙЛ» получил в результате состоявшегося летом 2003 года обмена активами с «Роснефтью». В ближайшей перспективе компания планирует урегулировать ряд спорных вопросов с региональными властями, консолидировать нефтяные активы в НАО и нарастить объемы добычи (подробнее см. «Точка роста» в «НиК» №9, 2004 г.) .

В пользу Арктики

С 2000 года «ЛУКОЙЛ» реализует для нефти, добываемой в НАО, специальный транспортный проект. Дело в том, что от трубопроводной системы «Транснефти», а именно — магистрали Харьяга–Уса, эти месторождения отделяет 150 км нехоженой тундры, а от портопункта Варандей — всего 35. Возможность же вывозить все сырье на экспорт, минуя систему «Транснефти» с квотируемой долей экспортных объемов, окончательно склонила «ЛУКОЙЛ» в пользу строительства первого в России частного морского нефтяного терминала на берегу Баренцева моря.

Нефтеналивной терминал Варандей начал функционировать в августе 2000 года, когда здесь были загружены в танкер для отправки на экспорт первые 10 тыс. тонн нефти. В качестве рейдового терминала использовался переоборудованный ледокол «Капитан Николаев» водоизмещением 8,5 тыс. тонн. Танкеры швартовались к ледоколу, соединенному с береговыми резервуарами подводным дюкером. В таком виде перегрузочный комплекс проработал два года, показав, что перевалка нефти на танкеры возможна даже в тяжелых условиях зимней Арктики.

Следующим этапом развития Варандейского терминала стало введение в строй в сентябре 2002 года арктического подводного перегрузочного комплекса (АППК). Технология позволяет загружать суда в любое время года при высоте волны до 5 метров (см. «Грузим нефть из-под воды») . В настоящее время АППК способен пропускать до 1,5 млн твг, хотя пока он не загружен и наполовину (в месяц здесь переваливают не более 60 тыс. тонн нефти). У расположенного на 10-метровой глубине АППК могут швартоваться двухкорпусные танкеры ледового класса водоизмещением до 20 тыс. тонн.

Грузим нефть из-под воды

Нефть поступает с месторождений «ЛУКОЙЛа» по межпромысловым трубопроводам в береговой резервуарный парк (БРП) объемом 65 тыс. м 3 . От БРП сырье перекачивается по подводному дюкеру к арктическому подводному перегрузочному комплексу (АППК). При этом право собственности на БРП закреплено за «ЛУКОЙЛом», а АППК принадлежит Мурманскому морскому пароходству, участвовавшему вместе с нефтяниками в строительстве нефтетранспортной системы и обеспечивающему сегодня ледокольную проводку танкеров в зимнее время.
АППК заглублен в донный грунт на расстоянии 3 км от береговой линии (там, где глубины превышают 10 м) и соединен с БРП цельнотянутой стальной трубой диаметром 270 мм и стенками толщиной 11 мм, которая проложена в траншее глубиной 1,5 м (чтобы ее не повредили в зимнее время ледяные торосы, иногда пропахивающие морское дно).
Когда танкер находится над АППК, по радиосигналу от подводного сооружения отделяется и всплывает буй, соединенный тросом с гибким шлангом, который затем поднимают на борт судна и присоединяют к манифольдам. Опять же по радиосигналу внутри АППК открывается задвижка, и нефть по дюкеру и гибкому шлангу начинает поступать в танки — максимум по 5 тыс. м 3 в час.
Гибкий шланг одновременно предназначен и для швартовки судна к АППК, так как выдерживает усилие на разрыв до 100 тыс. тонн, а при его дальнейшем увеличении автоматически отстреливается от танкера.
В зимнее время используется также рейдовый ледокол (толщина льда в районе терминала иногда достигает двух метров). При каждой швартовке танкера АППК обслуживает бригада водолазов, так как добиться работы подводного комплекса в автоматическом режиме в зимних условиях не удалось.

Расширение мощностей

Дальнейшее развитие Варандейского терминала связано с ожидаемым началом разработки крупного Южно-Хыльчуюского месторождения, способного давать в год более 4 млн нефти, которую предполагается прокачивать к Варандею по трубопроводу. Для вывоза «большой» нефти понадобятся более крупные суда ледового класса — дедвейтом 70 тыс. тонн и выше. В свою очередь необходимая для их приема глубина акватории составляет не менее 14 м. Если же в перспективе иметь в виду загрузку в Варандее танкеров еще большего водоизмещения (до 200 тыс. тонн), с тем чтобы сделать рентабельной перевозку нефти за океан, то для них необходима глубина воды уже не менее 18 м. Такие глубины в этом районе Баренцева моря начинаются на расстоянии 38 км от берега.

Соответственно, перевалку «большой» нефти НАО планируется производить не у действующего АППК, а на новой выносной конструкции — морской ледостойкой платформе, расположенной почти в 40 км от береговой линии и соединенной с резервуарным парком подводными дюкерами. Для бесперебойной загрузки танкеров и приема возрастающего потока нефти с месторождений будет увеличена емкость резервуарного парка Варандейского терминала. Планируется соорудить несколько резервуаров объемом по 25 тыс. и 50 тыс. м 3 с тем, чтобы общая вместимость достигла 450 тыс. м 3 .

Важное место в данном проекте занимает прокладка трубопровода длиной 159 км от месторождения Южное Хыльчую до берегового резервуарного парка в Варандее. Этот трубопровод рассчитан на прокачку нефти, добываемой в рамках всего проекта «Северные территории» (помимо Южно-Хыльчуюского это — Хыльчуюское, Ярейюское и Инзырейское месторождения). Поскольку сырье данных месторождений характеризуется высоким содержанием парафинов, трубопровод в холодное время года будет подогреваться с помощью проложенного внутри термокабеля.

Планируется, что после завершения намеченных работ Варандейский терминал сможет переваливать не менее 12 млн твг. Общая стоимость проекта расширения мощностей экспортного маршрута на Варандей, по предварительным оценкам, составит $500 млн, при этом предполагается участие в его финансировании партнера «ЛУКОЙЛа» по «Северным территориям» — американской ConocoPhillips. По словам генерального директора «Нарьянмарнефтегаза» Анатолия Усманова, ТЭО проекта должно быть готово в 2006 году, однако уже в 2005 году «ЛУКОЙЛ» намерен начать размещение заказов и поиск подрядчиков. А на площадке, примыкающей к нынешнему береговому резервуарному парку, завершается монтаж первого 25-тысячника и идут работы по возведению второго аналогичного резервуара. Ввод объектов расширенного терминала в эксплуатацию будет зависеть от объема инвестиций в развитие нефтедобычи на «Северных территориях». При благоприятном стечении обстоятельств «ЛУКОЙЛ» ориентируется на 2007 год.

Варандей пользуется спросом

Помимо «ЛУКОЙЛа» и ConocoPhillips, к грузоотправителям расширенной системы экспорта через Варандей намерена присоединиться «Роснефть», обратившаяся к «ЛУКОЙЛу» с предложением своего участия в развитии терминала. Компания планирует транспортировать через Варандей сырье, добываемое на расположенных поблизости месторождениях Вала Гамбурцева (до 6,5 млн твг). Мотивация очевидна — доставка 1 тонны нефти из Варандея в Роттердам обходится (пока, правда, только «ЛУКОЙЛу») на $15, или практически вдвое дешевле, чем по системе БТС. Такая разница не может не выглядеть привлекательной.

Объем перевалки нефти на терминале Варандей, тыс. тонн
2000	2001	2002	2003	2004
17	90	211	382	609

Более того, «ЛУКОЙЛ» рассматривает идею развернуть на Варандей и «южные» объемы тимано-печорской нефти в связи с вышеупомянутым недостатком пропускной магистрали Уса–Ухта. К примеру, на разрабатываемом НМНГ Тэдинском месторождении, ориентированном на поставки в Харьягу, вместо возможных 1900 тонн ежемесячно добывается 1500 тонн — больше система «Транснефти» принять не в состоянии.

Здесь стоит отметить, что хотя в августе 2004 года на совещании в Федеральном агентстве по энергетике был рассмотрен разработанный «Транснефтью» план по увеличению пропускной способности северных магистральных трубопроводов, в частности наращивания мощности на участке Уса–Ухта с 16,4 млн до 23,3 млн твг, руководство компании о реализации этих планов отзывается без энтузиазма.

А по соседству Харьяга – Индига

Сегодня вопрос расширения магистрали Уса–Ухта фактически снят с повестки дня в связи с возникновением идеи строительства нефтепровода Харьяга–Индига — сильно усеченного варианта проекта «Западная Сибирь–Мурманск». Пропускная способность нового трубопровода составит 15 млн тонн в год. По словам вице-президента «Транснефти» Сергея Григорьева, новый маршрут был разработан «ЛУКОЙЛом», и сегодня «Транснефть» рассматривает предложение нефтяной компании построить эту трубу. В «ЛУКОЙЛе» подтвердили готовность использовать маршрут для транспортировки тимано-печорской нефти и участвовать в финансировании строительства трубы Харьяга–Индига.

Таким образом, с 2007 года по плану начнет функционировать расширенный до 12 млн твг Варандей. А после 2007 года проблема транспортировки дополнительных объемов нефти НАО и Республики Коми будет решаться путем выхода в Индигу. Однако если до конца 2005 года не будет принято соответствующее правительственное решение, дающее «Транснефти» добро на строительство нефтепровода на Баренцево море, «ЛУКОЙЛ» рассматривает вариант последующего расширения Варандея уже до 25 млн твг.