Оценка экономической эффективности проекта Сахалин-1

Стадия 1 Чайво - Обустройство и добыча

Для освоения месторождения  Чайво были задействованы буровые сооружения как береговые (БУ «Ястреб»), так и морские (платформа «Орлан») В июле 2008 года БУ «Ястреб» завершила буровые работы на Чайво и была перемещена на месторождение Одопту, где осуществляет бурение в настоящее время.

Добытые нефть и газ  поступают на Береговой комплекс подготовки продукции (БКП), где производится подготовка и стабилизация продукции  для дальнейшей отгрузки.  Транспортировка нефти осуществляется по трубопроводу протяженностью 226 км (140 миль), пересекающему о. Сахалин и Татарский пролив, в Хабаровский край, расположенный на материковой части России, для временного хранения на терминале Де-Кастри. С терминала Де-Кастри нефть проступает по подводному трубопроводу протяженностью около 6 км на крупнейший в мире объект по наливу танкеров – выносной одноточечный причал (ВОП), где производится налив в специально спроектированные танкеры с двойным корпусом для поставки потребителям на мировом рынке. Транспортировка природного газа осуществляется по сети трубопроводов, собственниками и пользователями которых являются другие компании, для продажи покупателям на Дальнем Востоке России.

Аркутун-Даги

Разработка месторождения  Аркутун-Даги предусматривает добычу нефти и газа на месторождения Аркутун-Даги, расположенном примерно в 25 км от северо-восточного побережья о. Сахалин, к востоку от месторождения Чайво. Планами реализации проекта предусматривается разработка месторождения с использованием новой морской буровой и добывающей платформы, состоящей из основания гравитационного типа и верхних строений. Транспортировка нефти и газа будет осуществляться по новому промысловому трубопроводу на существующий Береговой комплекс подготовки продукции Чайво, а затем по существующим трубопроводам на продажу. Ввод в эксплуатацию месторождения Аркутун-Даги  планируется в 2014 году. Предусматривается, что пиковая добыча на этом месторождении составит 4,5 млн. тонн нефти.

Стадия 2 Чайво - Добыча природного газа

Будущие планы реализации проекта предусматривают расширение разработки ресурсов природного газа месторождения Чайво, не связанных с текущей добычей нефти. Для реализации этих планов потребуется бурение дополнительных газовых скважин и расширение существующих береговых и морских объектов. Этот проект позволит увеличить объем продажи газа на внутреннем и международном рынках[1].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4 Сооружения Стадии 1 проекта «Сахалин-1»

Буровые сооружения:

Наземная буровая установка  «Ястреб» спроектирована специально для  целей проекта «Сахалин-1» и  является наиболее мощной наземной буровой  установкой в отрасли. Эта установка  предназначена для бурения с  берега скважин с большим отходом  забоя от вертикали (БОВ) на морские  эксплуатационные объекты. Новейшая технология бурения скважин с большим  отходом забоя от вертикали позволяет  сократить высокие капитальные  и эксплуатационные затраты на крупные  морские сооружения, а также значительно  снизить отрицательное воздействие  на экологически уязвимые прибрежные районы. В июне 2003 г. компания ЭНЛ приступила к бурению скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Эти скважины бурились под морским дном на расстояние до 11 км с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. К настоящему времени бурение с БУ «Ястреб» на месторождении Чайво закончено, пробурено 20 скважин БОВ, достигших рекордных показателей по общей протяженности, длине горизонтального участка и скорости проходки. По окончании работ на Чайво БУ «Ястреб» была разобрана, модифицирована и перемещена на месторождение Одопту, где в мае 2009 года приступила к бурению.

Месторождение Одопту находится в 9 км от северо-восточного побережья Сахалина поблизости от залива Пильтун. Разработка месторождения ведется с помощью БУ Ястреб, перевезенной с Чайво. Ожидается, что производство углеводородов начнется на Одопту во второй половине 2010 года. Продукция с месторождения будет поступать по трубопроводу длиной 80 км на на действующий Береговой комплекс Чайво.

Добыча нефти и газа на месторождении Чайво также ведется с морской платформы «Орлан». Эта сталебетонная конструкция, на которой размещены буровой и жилой модули, рассчитана на бурение около 20 скважин и используется для разработки юго-западной части основного эксплуатационного объекта месторождения Чайво. Установка платформы «Орлан» была завершена в июле 2005 г., а буровые работы начаты в декабре 2005 г. На платформе предусмотрен минимум сооружений по подготовке продукции, так как вся добываемая продукция подается на БКП Чайво. К настоящему времени бурение с платформы «Орлан» закончено, всего пробурено 21 скважина БОВ. Протяженность ствола большинства скважин на платформе «Орлан» составляет порядка 5,5 км, при этом наибольшая протяженность ствола скважины составляет около 7,5 км.

Сооружения по подготовке продукции:

Продукция с платформы  «Орлан» и БУ «Ястреб» подается на береговой комплекс подготовки (БКП). БКП рассчитан на подготовку приблизительно 34 тыс. тонн (250 тыс. баррелей) нефти в сутки и 22,4 млн. куб. м (800 млн. куб. футов) газа в сутки. На БКП производится стабилизированная нефть, которая направляется на экспорт через нефтеотгрузочный терминал в Де-Кастри, и природный газ, который поставляется покупателям на Дальнем Востоке России или закачивается обратно в пласт месторождения Чайво для поддержания пластового давления.

Система экспорта нефти —  трубопровод, терминал, сооружения для  налива танкеров

Система экспорта нефти по проекту была введена в эксплуатацию в августе 2006 г. после завершения строительства трубопровода протяженностью 226 км (140 миль) диаметром 24 дюйма для транспортировки нефти с БКП через о. Сахалин и Татарский пролив к недавно завершенному строительством терминалу в Де-Кастри, расположенному на территории Хабаровского края. Работы по наливу танкеров на нефтеотгрузочном терминале в Де-Кастри начались в сентябре 2006 г.

На терминале в Де-Кастри размещены резервуары хранения нефти и выносной одноточечный причал (ВОП), обеспечивающий загрузку танкеров для круглогодичной доставки нефти на мировые рынки сбыта. На терминале расположены два резервуара для хранения нефти вместимостью по 100 тыс. куб. м (650 тыс. баррелей) каждый, в которых хранится нефть до загрузки и отправки танкеров. В силу удаленного расположения терминал спроектирован из расчета на эксплуатацию практически в автономном режиме. Он оборудован установками по производству электроэнергии, водоснабжения, системой утилизации отходов и жилыми помещениями для рабочих службы эксплуатации. Нефть подается по подводному загрузочному трубопроводу к ВОП, расположенному в 5,7 км к востоку от полуострова Клыкова в заливе Чихачева.(рис.2)[4].

Рис.2 Сооружения проекта «Сахалин-1»

Для круглогодичного экспорта нефти с терминала в Де-Кастри на мировые рынки используется специализированный флот танкеров с двойным корпусом класса «Афрамакс» грузоподъемностью до 100 тыс. тонн (720 тыс. баррелей) нефти. Первый танкер был отгружен на Де-Кастри в сентябре 2006 года. В рамках проекта «Сахалин-1» ежедневно экспортируется до 33 тыс. тонн (250 тыс. баррелей) нефти марки «Сокол» с использованием танкеров, отправка которых производится в среднем раз в три или четыре дня. Каждый член Консорциума осуществляет продажу нефти от собственного имени[4].

 

1.5 Производственно-экономическая  характеристика проекта «Сахалин-1»

Коммерческая добыча нефти  по проекту началась в конце 2005 г., когда в эксплуатацию было введено месторождение Чайво. В 2006 г. был введен в строй нефтепровод Чайво – Де-Кастри, береговой комплекс подготовки нефти и экспортный нефтяной терминал в порту Де-Кастри, откуда в октябре 2006 г. был начат экспорт нефти в Японию и Южную Корею. Газ, добываемый в рамках проекта, поставляется местным потребителям по трубопроводу Дальтрансгаза.

В 1 кв. 2007 г. добыча нефти  в рамках Сахалина-1 вышла на проектный  уровень. В 2008 г. объем добычи по проекту  составил 9,6 млн т (70,4 млн барр.) нефти, в том числе чистая доля «Роснефти» (после роялти и доли государства) составила 1,63 млн т (11,9 млн барр.). В 2009 г. чистая доля «Роснефти» составила 1,38 млн т (10,1 млн барр.). Снижение чистой доли связано со снижением суммарной добычи по проекту Сахалин-1 в соответствии с планом его реализации, а также с увеличением доли государства в соответствии с условиями соглашении о разделе продукции. В 2010 г. было введено в эксплуатацию месторождение Одопту, запуск которого позволит стабилизировать добычу по проекту.[3]

Таблица 1

Добыча углеводородов  по проекту Сахалин-1 (100%)

	2008	2009	2010
Нефть, тыс. т	9 626	8 200	6 982
Нефть, млн барр.	70,4	60,0	51,1
Газ, млрд куб. м	8,2	9,4	8,3

 

Объем инвестиций в нефтегазовую отрасль Сахалина в 2010 году предположительно составило 84,3 миллиарда рублей, что на 50 миллиардов рублей (на 37,5%) меньше уровня 2009 года, сообщил министр природных ресурсов и охраны окружающей среды Сахалинской области Николай Ушаков[4].

                                                                                                          Таблица 2

                                   Инвестиции в проект «Сахалин-1»

Годы	в мил. долларов США
1996	33,8
1997	160,3
1998	72,9
1999	52,0
2000	57,3
2001	180,2
2002	725,7
2003	1244,3
2004	1165,0
2005	1265,0
2006	1368,0
2007	1420,0
2008	1534,7

 

С учетом первоначальных геологических  запасов и возможной их переоценки в ходе доразведки месторождений были определены суммарные извлекаемые запасы для трех месторождений по нефти - в 290 млн. метрических тонн, конденсату - в 33 млн. тонн и газу - в 425 млрд. кубометров. Пиковый годовой уровень добычи предусмотрен на уровне 24.1 млн. т нефти и 19.7 млрд. куб. м. газа. За основу для дальнейшем проработки проекта был выбран вариант с наиболее высокой внутренней нормой рентабельности по проекту в целом в 21,7%. При этом внутренняя норма рентабельности для консорциума составляет 16%. Капитальные вложения оценены в $12,7 млрд., эксплуатационные затраты - $16 млрд. Срок окупаемости проекта с начала работ - 12 лет. Общая продолжительность экономически целесообразной разработки месторождений составляет 33 года. Доход РФ в общем доходе по проекту составляет $53,4 млрд., доход консорциума - $48,9 млрд[5].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.6 Характеристика района производства.

1.6.1 Административное и географическое положение объекта

Площадь Сахалинской области  составляет 87,1 тыс. км2, из них около 78 тыс. км2 занимает Сахалин, протянувшийся в меридиональном направлении на 948 км при средней ширине около 100 км. Отделенный от материка Татарским проливом и проливом Невельского, а с юга от Хоккайдо (Япония) проливом Лаперуза, омываемый водами теплого Японского и холодного Охотского морей, из космоса он похож очертаниями на рыбу, «чешуей» которой служат многочисленные реки и озера.  
Курильский архипелаг, включающий более 30 значительных островов (наиболее крупные — Итуруп, Парамушир, Кунашир, Уруп) и множество мелких островков и скал, протянувшись на 1200 км от о. Хоккайдо (Япония) до полуострова Камчатка, отделяет Охотское море от Тихого океана. Глубокие проливы Буссоль и Крузенштерна разделяют их на три группы, образующие Большую Курильскую гряду: северную (о-ва Шумшу, Парамушир, Атласова, Анциферова, Маканруши, Онекотан, Экарма, Харимкотан, Шиашкотан, Чиринкотан и др.), среднюю (о-ва Матуа, Расшуа, Кетой, Симушир и другие) и южную (о-ва Черные Братья, Броутона, Уруп, Итуруп, Кунашир и др.). В 60 км от последней расположена отделенная Южно-Курильским проливом Малая Курильская гряда. Она пролегла на 105 км параллельно Большой Курильской гряде и включает в себя б островов, наибольший из которых — Шикотан. Государственная граница между Российской Федерацией, представленная в этом регионе Сахалинской областью и Японией, проходит по проливам Лаперуза, Кунаширскому, Измены и Советскому.  
        Берега Сахалина слабо изрезаны, крупные заливы имеются только в южной и средней частях острова. Для восточной части характерны выровненная береговая линия и многочисленные лощины, образующиеся в устьях впадающих в море рек. Поверхность Сахалина весьма гориста. Большая часть его территории — это средневысотные горы, особенностью которых является их меридиональная ориентировка. Одним из основных горных поднятий острова, рас полагающегося в его восточной части, являются Восточно-Сахалинские горы, протянувшиеся от низовьев р. Тымь до п-ова Терпения, с наивысшей вершиной Сахалина — горой Лопатина (1б09 м). Они состоят в основ ном из двух горных хребтов — Набильского и Центрального. Западная часть острова занята менее высокими Западно-Сахалинскими горами (наивысшая точка-г. Возвращения, 132-5 м), которые протягиваются от мыса Крильон до р. Хунмакта (Камышовый и Южно-Камышовый хребты и их отроги). На юге Сахалина расположены Сусунайский и Тонино-Анивский хребты.  
Горные сооружения острова разделяются низменностями (Тымь-Поронайская, Сусунайская, Муравьевская и др.), часто заболоченными и прорезанными многочисленными реками[6].