Брошенные платформы и грядущий "идеальный шторм" в Мексиканском заливе
В. Богоявленский
Одним из отрицательных результатов снижения цен на углеводороды в последние годы явилось значительное увеличение количества неутилизированных (брошенных) нефтегазовых платформ на шельфе США. Это явление несет новые угрозы экономике США и экосистеме Мексиканского залива. Отрасль ожидает «идеальный шторм», который начинается в Мексиканском заливе, и без того богатом на разрушительные для нефтяников ураганы. шельф платформа экономика шторм
As a result of oil price drop the number of «Idle Iron» platforms (without proper decommissioning) in the Gulf of Mexico increased significantly. This causes new threats to US economy and Gulf of Mexico ecosystem. The industry is about to undergo the «perfect storm» starting in the dangerously hurricane for oil and gas production Gulf of Mexico offshore.
Среди зарубежных регионов морской нефтегазодобычи одним из старейших и?наиболее известных является Мексиканский залив (МЗ), в котором многочисленные месторождения нефти и?газа связаны с солянокупольной тектоникой [1 - 5]. Традиционно считается, что освоение северной части МЗ началось с открытия первого нефтяного месторождения в 15 км от побережья Луизианы, на Внешнем континентальном шельфе США OCS (Outer Continental Shelf) - федеральных водах США. Это открытие сделано компанией Kerr-McGee Oil Industries (ныне входит в Anadarko Petroleum) в октябре 1947?г. на лицензионном участке (ЛУ) № 32 при бурении с платформы «Kermak-16» на глубине воды 5,5 м (рис.?1) [1 - 5]. Однако еще в начале 1930-х годов при бурении с передвижных барж компаниями Texaco и?Shell были открыты нефтяные залежи в прибрежной зоне дельты Миссисипи, представляющей собой заболоченную местность, а выходу в данную зону предшествовали открытия сотен месторождений углеводородов (УВ) на суше южной части США в штатах Луизиана и?Техас. При этом для транспортировки бурового оборудования и?бурения скважин также часто использовались баржи.
Кроме того, в 1937?г. в 1,5 км от побережья штата Луизиана на глубине воды 4,3 м альянсом компаний Pure Oil (ныне входит в Chevron) и?Superior Oil (ныне часть ExxonMobil) была установлена первая морская стационарная платформа, сконструированная Brown&Root. С нее в 1938?г. была пробурена первая скважина и?открыто первое месторождение Creole в МЗ в водах штата Луизиана.
В 1971?г. добыча нефти на мелководной части МЗ (до 1000 футов, или 305 м) достигла своего максимума 51,5 млн т, а количество установленных эксплуатационных платформ разной конструкции - 1548. Максимальное количество платформ, установленных за один год, составило 227 в 1984?г. (рис. 2). В 1972?г. начались вывод из эксплуатации и?утилизация отработавших свой срок преимущественно мелководных платформ. В период 2009 - 2014?гг. ежегодно утилизировалось свыше 200 платформ, а в пиковые 2011 и?2012?гг. - 293 и?285 платформ.
В период с 1990 по 2005?гг. среднее число устанавливаемых и?ликвидируемых платформ в заливе составляло около 130, количество действовавших платформ было близко к 4 тыс. (примерно половина платформ мира), а максимальное количество 4049 достигнуто в 2001?г. (рис.?3) [4]. Всего за период 1942 - 2013?гг. было установлено 7020, а ликвидировано 4387 платформ (62,5?%). Однако в 2015?г. количество утилизированных платформ резко сократилось до 113 шт. (рис.?2). Объяснение этого явления дается ниже. По согласованию с администрацией США, в ряде случаев, компаниям разрешается оставить часть подводных конструкций платформ и?затапливаемых списанных кораблей, для чего служит специальная программа создания искусственных рифов (U.S. National Artificial Reef Program), контролируемая Национальным управлением океанических и?атмосферных исследований NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration) и?Бюро по безопасности окружающей среды МВД США BSEE (Bureau of Safety and Environmental Enforcement U.S. Department of the Interior) в рамках программы RTR (Rig-to-Reef). Воплощению этого плана предшествовал ряд исследований, показавших, что образование техногенных рифов может способствовать росту биоресурсов.
Установлено, что воспроизводство рыбы в искусственных рифах из нефтегазовых платформ в 27,4 раза выше, чем в естественных рифах на аналогичных глубинах в том же регионе из расчета на единицу площади дна (рис.?4). Образованные платформами экосистемы являются одними из самых продуктивных в мире среди всех прочих видов экосистем: их результативность по воспроизводству рыбы на 1 - 2 порядка превышает показатели других экосистем со схожими условиями окружающей среды. Во многих случаях специально создаются и?затапливаются бетонные конструкции, являющиеся очагами роста многочисленных искусственных рифов. Первые искусственные рифы в США начали создаваться более 100?лет назад.
Если раньше, в моменты решения об установке нефтегазовых платформ преобладала концепция их полного демонтажа и?удаления после окончания эксплуатации, то сейчас широко известны примеры использования отслуживших платформ на севере МЗ, для воспроизводства биоресурсов в частности ценной промысловой рыбы «red snapper» - окунеобразного вида Lutjanus campechanus, или молодняка «bocaccio rockfish» - разновидности морского окуня Paucispinis Sebastes. Искусственные рифы на севере Мексиканского залива вблизи морского заповедника Flower Garden Banks (до 52?км от его границ), расположенного у?побережья Техаса, образовали благоприятную среду для обитания 11 видов кораллов. В частности, только в заливе Мобил таких рифов 27, а всего за время действия программы RTR в МЗ уже создано более 300. На шельфе США предусмотрено более 500 участков для создания искусственных рифов. При ликвидации промысла обычно верхняя часть платформы срезается и?вывозится на утилизацию. Для этого используются различные мощные краны, включая кран-катамаран VS 10000 компании Versabar (рис. 5).
Согласно законодательству США платформы должны быть удалены в течение года после окончания срока аренды ЛУ. В случае продолжения аренды, в срок до пяти лет, должны быть удалены неиспользуемые, а также поваленные, перемещенные штормом или разрушенные платформы [6]. Неэксплуатируемые скважины должны быть законсервированы («Temporarily Abandoned» - T&A) или ликвидированы («Plug and Abandonment» - P&A) в течение 3 лет. На практике эти требования не всегда соблюдаются. В США такие брошенные или вовремя неутилизированные платформы называют «Idle Iron» («неиспользуемое или простаивающее железо»). Эти термины широко фигурируют в законодательстве США и?в мире, в частности с 2010?г. в «Idle Iron Policy» МВД США [7]. Большая часть операторов прекращает аренду ЛУ шельфа или добычу на нем из-за истощения запасов УВ, но бывают и?другие причины, в том числе банкротство или стихийное бедствие. Например, по оценкам различных ведомств США, в 2005?г. во время ураганов Катрина и?Рита в МЗ были полностью разрушены 116 - 123 платформы, а также серьезно повреждены 163 платформы и?542 трубопровода [2, 8, 9]. При этом произошли существенные разливы нефти, и?ее годовая добыча снизилась на 26?%. По данным MMS (Minerals Management Service), в 2001 - 2010?гг. на морских платформах было зафиксировано 858 разномасштабных пожаров и?взрывов (в среднем - одно происшествие каждые 4 дня). Незначительные по размерам залоги для арендаторов ЛУ за разведочное бурение (0,2 - 1 млн долл.) и?добычу УВ (0,5 - 3 млн долл.) с годами девальвировались и?оказались недостаточными для покрытия ликвидационных затрат, поскольку типовые затраты на утилизацию были стандартизированы многие десятилетия назад для небольших и?несложных мелководных объектов, и?перестали отвечать современным критериям все более и?более глубоководной добычи. Фактически только 7?% ответственности операторов нефтегазодобычи в МЗ были покрыты ими внесенными залогами.
Современные расходы на утилизацию инфраструктуры глубоководных месторождений могут составить сотни миллионов и?даже миллиарды долларов [10], а именно они вносят основной вклад в суммарный объем нефтегазодобычи в МЗ.
В конце 2014?г. доля добычи нефти и?газа с глубоководных (более 305 м) месторождений составила, соответственно, 81,5 и?53,8?% от общей добычи в МЗ. В 2015 - 2016?гг. из-за резкого падения цен на УВ более 150 нефтегазовых компаний США обанкротились или объявили о начале процедуры банкротства [11]. На этом фоне резко снизилось число удаленных из МЗ платформ (рис. 2).
В 2015?г. их число составило всего 113 (в 2,5 - 2,6 раза меньше, чем в 2011 и?2012?гг.), что стало сюрпризом для экспертов, прогнозировавших утилизацию около 250 платформ. Гари Симс, вице-президент Decommissioning at Montco Oilfield Contractors, отметил: «Падение цен на нефть и?газ довели многие компании до банкротства, а остальные настолько обеднели, что были вынуждены откладывать проекты по утилизации платформ. В 2009 - 2014?гг. операторы тратили 9 - 12?% своих бюджетов и капитальных расходов на утилизацию. Затем эти бюджеты иссякли, и?операторы тратят последние деньги, чтобы остаться на плаву. Любые прибыли быстро испарятся, обслуживая долги, возникшие за два года низких цен» [12]. Даже при ценах в 50 - 60?долл.?за?баррель большинство мелких операторов будет бороться за выживание, практически не имея прибыли.
Удельная величина расходов на утилизацию морской нефтегазовой инфраструктуры по отношению к общей величине расходов на добычу или доходов от реализации УВ сильно разнится, в зависимости от выбора стратегии разработки ЛУ. Ускоренная стратегия, называемая в США «fast-track», подразумевает наращивание добывающей инфраструктуры, которая не успевает быть изношенной к моменту истощения запасов участка. Когда цены на нефть высоки, операторы идут на повышенный финансовый риск, ускоренно выкачивая УВ в надежде на то, что ценовая конъюнктура окупит повышенные расходы на последующую утилизацию. Однако в случае снижения цен на УВ, с точки зрения управления рисками, может быть более выгодна долгосрочная стратегия «slow-track», когда меньшие объемы понесенных капитальных издержек планируются к полной амортизации к моменту истощения ресурсов УВ. По сути, эти варианты продиктованы не только ценой на сырье, но и?затратами на аренду ЛУ, что необходимо учитывать в ценовой политике недропользования, и?правительству России имеет смысл рассмотреть дифференцированную ценовую политику лицензирования в зависимости от стратегии освоения ресурсов УВ. Исследования правительства США в лице федеральной службы MMS показали, что в МЗ скопилось значительное количество неубранных неработающих платформ и?неликвидированных скважин. В 2016?г. специалисты BOEM (Bureau of Ocean Energy Management), являющегося правоприемником MMS в части отношений с операторами платформ, насчитали в МЗ 245 брошенных (Idle Iron) платформ (рис. 4) [13]. Еще 294 платформы находились на участках с истекшим сроком или прекращенным договором аренды [14]. Необходимо отметить, что зона ответственности BOEM распространяется на Внешний (Федеральный) континентальный шельф (OCS), который по законодательству США захватывает 200-мильную эксклюзивную экономическую зону. В МЗ OCS начинается с удалений от береговой черты в 3?мили в штатах Алабама, Миссисипи и?Луизиана, и в 9?миль в штатах Флорида и?Техас (рис.?6 - белая линия).
В каждом из штатов в прибрежной зоне (от 0 до 3 и?9?миль) действует своя система ответственности местных органов власти. Например, в Техасе прибрежная зона контролируется Железнодорожной комиссией RCT (Railroad Commission of Texas), требования которой в части списания скважин и?платформ значительно мягче требований BOEM [15]. В самой прибрежной акватории сосредоточено большое количество единиц нефтегазовой инфраструктуры, по состоянию которой нам не удалось найти открытую информацию, позволяющую определить долю в аварийном или заброшенном состоянии. В связи с большой опасностью сложившейся ситуации BOEM установил в 2016?г. новые требования для арендаторов ЛУ, вызвавшие бурю возмущения среди добывающих компаний. Требования к арендаторам ЛУ и?цена входа на рынок шельфовой добычи резко возросли. Региональный директор BOEM вправе потребовать дополнительное покрытие в виде: поручительств третьих лиц, государственных ценных бумаг, денежного залога и?других форм обеспечения обязательств. В итоге «входной билет» на шельф достигает сотен миллионов долларов. С 12 сентября 2016?г. на шельфе МЗ компании-операторы нефтегазодобычи и?трубопроводов обязаны ежегодно подтверждать свою финансовую состоятельность. Помимо этого, региональный директор BOEM подсчитывает стоимость ликвидации инфраструктуры и?прочей ответственности на каждом ЛУ, после чего обязывает обеспечить оператору 100?%-ную гарантию на эту сумму.
Введение новых требований будет стоить 28?млрд?долл. сокращения доходов для отрасли в ближайшие 10 лет. Наиболее вероятное сокращение добычи составит 20?%. США потеряют 4,6?млрд?долл. арендных платежей, а операторы потеряют 9?млрд?долл. В негативном сценарии общие потери составят 109,3?млрд?долл. за десятилетие. В любом случае, кумулятивный эффект негативных тенденций будет нарастать с той или иной скоростью и?будет продолжаться и?после 10-летнего срока, но с некоторым замедлением [16]. С учетом того, что только 2,7 из 38?млрд?долл. совокупной ответственности приходится на малые независимые компании, новое бремя затрат, приходящихся на крупные компании, в том числе на «мэйджоров», повиснет тяжелым камнем на их шеях, уменьшая инвестиционные бюджеты и?сокращая добычу по всему миру. Это может стать значительным и?усиливающимся фактором поддержки цен на нефть и?газ, серьезным противовесом сланцевой революции. Прогнозные расходы на ежегодную утилизацию 150 - 200 платформ и?консервацию/ликвидацию 800 - 1100 скважин в МЗ будут обходиться в 1,5 - 2?млрд?долл. [8]. Эти расходы будут расти по мере увеличения доли списываемых глубоководных проектов, которые начали усиленно развиваться с конца 1980-х. Регион МЗ может стать убыточным. Пока никто не знает, что делать с возможной волной банкротств. 6 января 2017?г. BOEM ввела полугодовую отсрочку имплементации новых требований к арендаторам. На рис. 7 приведена фотография расположенной недалеко от побережья Луизианы неработающей платформы West Delta 32, принадлежащей обанкротившейся в 2015?г. компании Black Elk Energy Offshore Operations LLC. 16 ноября 2012?г. на ней взорвались пары нефти в трубе во время работы сварщика, при этом погибли три человека. Против компании возбуждено дело о непредумышленном убийстве. Согласно прогнозу IHS Markit, расходы на вывод из эксплуатации стареющих морских нефтегазовых объектов на акваториях Мирового океана стремительно увеличиваются, при этом ежегодные затраты на утилизацию вырастут с 2,4?млрд?долл. в 2015?г. до 13 млрд к 2040-му. Общая сумма расходов составит 210?млрд?долл., при этом в ближайшие пять лет половину расходов понесет Европа.
В 2017?г. на шельфе Великобритании должна начаться утилизация инфраструктуры месторождения Brent компаний ExxonMobil и?Shell стоимостью в миллиарды долларов, а также множество других проектов в Северном море. Как утверждает главный менеджер IHS Markit по затратам на добычу Бьерн Хем, это будет «идеальный шторм» для отрасли: «Мы видим все более и?более строгие правила эксплуатации, вступающие в силу в то же время, что парк оборудования приближается к концу жизни, и?состояние становится все более и?более сложным». Он также пояснил, что отсутствие крупных компаний на рынке утилизации морской нефтегазовой инфраструктуры затрудняет добывающим компаниям корректный прогноз расходов по выводу из эксплуатации таких объектов. Количество специализированных морских судов для демонтажа платформ весьма ограниченно. Поскольку активность добывающих компаний все больше смещалась во времени к глубоководным проектам со все более суровыми условиями окружающей среды и?с большим количеством скважин, пробуренных со сверхкрупных платформ, то затраты на удаление этих объектов инфраструктуры будут возрастать и?возрастать, достигая миллиардов долларов за каждую единицу, и?каждая такая операция по списанию может занять годы. Эти расходы не окупят вложенные инвестиции, а принесут огромные обязательства по защите окружающей среды [16]. Если многие операторы будут откладывать демонтаж, то в какой-то момент это может породить ажиотажный спрос на утилизацию. Цены ускоренно рванут вверх, и?даже сверхзатраты не решат проблему, если будет недостаточно технических средств для ее решения. До введения новых требований BOEM законодательные формулировки были слишком расплывчаты. Например, если компания утверждала, что есть некоторая «будущая полезность» промысла, то можно было отложить процесс утилизации. Многие операторы просто перекрывали клапаны тысяч скважин вместо того, чтобы начать консервацию/ликвидацию.