Утилизация отходов бурения

Утилизация отходов бурения
Возможности для Мурманска
BOGC REPORT
Настоящий проект был подготовлен
Для:
Кем:
Проекта «Баренцев
нефтегазовый кластер»
Sigra Group AS
Контактные лица:
Контактные лица:
Ольга Борисенко, Мурманская область
Даниэль Фьертофт
Харальд Финнвик, Грейтер Ставангер
daniel.fjaertoft@sigragroup.com
Дата версии: 19 January 2016
BOGC REPORT
О проекте Баренцев нефтегазовый кластер
Проект Баренцев нефтегазовый кластер нацелен на поддержку развития кластера
поставщиков и сервисных компаний нефтегазовой оффшорной промышленности на
северо-западе России и Норвегии и подразумевает участие российских, норвежских и
международных компаний.
Проект способствует обмену опытом между региональными властями в вопросах
обеспечения регионального развития в условия реализации крупных нефтегазовых
проектов с особым вниманием на такие вопросы как деловой климат, поддержка
инвестиций, развитие инфраструктуры и образование.
Инициаторами проекта являются норвежские губернии Рогаланд, Финнмарк и Тромс, а
также Мурманская область.
BOGC REPORT
Оглавление
Краткое содержание
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
1
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ОТХОДЫ БУРЕНИЯ
НОРМАТИВНО-РЕГЛАМЕНТИРУЮЩАЯ БАЗА
2
ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ОБРАТНАЯ ЗАКАЧКА
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ПЕРЕРАБОТКА ИСПОЛЬЗОВАННЫХ РАСТВОРОВ ("СЛОПА") ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ОЧИСТКА БУРОВОГО ШЛАМА
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ОЧИСТНЫЕ (ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ) ПРЕДПРИЯТИЯ В НОРВЕГИИ
ERROR! BOOKMARK NOT
DEFINED.
ПОДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
3
ПРОГНОЗИРУЕМЫЕ ОБЪЁМЫ
ПЛАНЫ КОМПАНИИ
4
ЗАТРАТЫ И ВЫБОР МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ
ПРЕДОСТЕРЕЖЕНИЕ
5
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
9
ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
BOGC REPORT
BOGC REPORT
Краткое содержание
В настоящем отчёте представлены наиболее распространённые технологии и
нормативные требования к утилизации отходов бурения для последующего обсуждения
в рамках 4-й рабочей сессии проекта «Баренцев нефтегазовый кластер». Здесь также
представлена краткая экономическая оценка, раскрывающая основные параметры,
влияющие на осуществимость подобного проекта по утилизации отходов бурения в
Мурманске.
Выводы





С экономической точки зрения, утилизация отходов бурения открывает хорошие
возможности для Мурманской области даже на ранней стадии реализации
оффшорных проектов, однако
Газпром и Роснефть пока не планируют масштабного бурения, что
ограничивает потенциальные объёмы отходов и ставит под сомнение
коммерческую целесообразность их переработки в Мурманской области в
сравнении со сценарием транспортировки отходов в другие районы.
Создание местных мощностей по переработке потребует усилий по
координации деятельности нефтегазовых компаний и поддержки в виде
долгосрочных контрактов. Ключевую роль в обеспечении такой координации и
поддержки должны играть региональные власти.
Предварительные оценки показывают, что переработка отходов в Мурманске
может конкурировать с вариантом транспортировки в Хаммерфест. Однако
выбор в пользу автоперевозок в Мурманской области в данном анализе не
просчитывался и на практике может снизить стоимость экспортного сценария.
Высокие инвестиционные издержки и близость Мурманска к Киркенесу создают
ситуацию «преимущества первого хода» при строительстве мощностей по
переработки отходов. Если первым такие мощности запустит Киркенес,
обосновать необходимость их строительства в Мурманске будет крайне сложно.
Тем не менее, сроки проведения работ по бурению в норвежских и российских
водах указывают на то, что для Мурманска открыты все возможности.
1
BOGC REPORT
1 Отходы бурения
Термины шлам, буровые растворы, глинистый раствор и некондиционный продукт все
подпадают под категорию отходов бурения и являются объектом дискуссий в вопросе
утилизации отходов бурения. Тем не менее, изучение современной литературы по этой
теме показывает, что все эти понятия, строго говоря, не взаимозаменяемы.
Буровые растворы закачиваются в скважину в процессе бурения для охлаждения
шурфа, выкачивания шлама и поддержания давления во избежание попадания в
скважину внешних жидкостей. Буровые растворы, которые также называют глинистыми,
готовятся либо на водной основе, либо на основе минеральных масел. Жидкости на
основе синтетических масел также существуют, однако менее распространены.
Для целей настоящего отчёта мы определяем два типа отходов, образующихся на
стадии бурильных работ:

Буровой шлам

Глинистый раствор («слоп»)/ промывочный раствор, смешанный с разбуренной
породой
Буровой шлам представляет собой твёрдый материал, извлекаемый из ствола
скважины во время бурения. Буровой раствор отделяется от шлама и заново
используется, а шлам складируется в контейнерах. Однако, процесс сепарации не
идеален и в шламе остаются частицы бурового раствора.
Под термином «слоп» (некондиционный продукт) имеется в виду использованный
буровой раствор, маслянистый глинистый раствор и водонефтяная эмульсия, а также
некондиционная нефть. Водонефтяные эмульсии, не содержащие выбуренные породы,
определяются как «слоп», в противном случае – как шлам. Ввиду ограниченного
объёма резервуаров на буровых площадках и судах, буровые растворы, неподлежащие
повторному использованию, зачастую не хранятся отдельно, а размещаются в сборных
резервуарах.
Блок 1 Подтоварная вода
Так называемая подтоварная (попутная, пластовая) вода – вода, получаемая из
месторождения как часть трёхфазного потока не сепарированной продукции из
скважины – выливается напрямую в море. Следовательно, несмотря на то, что
подтоварная вода является побочным продуктом бурового процесса и потенциальным
загрязнителем, она, с технической точки зрения, не классифицируется как отходы.
Подтоварная вода в больших объёмах поступает только в процессе разработки
месторождения и на стадии бурения составляет незначительную часть от всех отходов.
Нормативная база
В Норвегии, химические компоненты буровых растворов на водной основе
классифицированы как экологически чистые («зелёные») химические вещества, а сброс
в море буровых растворов на водной основе и бурового шлама, не содержащего нефть,
разрешён.
План по организации деятельности в Баренцевом море в оригинальной версии
содержал исключение, запрещая любой физический сброс в море. В изменённой
версии 2011 года, сброс в море шлама без примесей нефти и использованного
бурового раствора на водяной основе разрешён.
Сброс в море «слопа» разрешён в случае, если содержание нефти не превышает 30
мгр/л. Средняя концентрация нефти в сбрасываемой жидкости в Норвегии - 11мгр/л.
Процесс бурения также приводит к тому, что на платформу из скважины попадают
радиоактивные вещества природного происхождения. Отходы с удельной
радиоактивностью 1 Бк/гр. и более считаются радиоактивными и подлежат детальному
2
BOGC REPORT
декларированию. Отходы с удельной радиоактивностью в 10 Бк/гр и более подлежат
обязательному захоронению в специально отведённых местах.
Очищенный шлам может быть отправлен на полигон для промышленных отходов с
непроницаемой мембраной внизу. Жидкости захоронению не полигонах не подлежат.
Нормативно-правовое поле в России не представляет чёткой картины. Балаба В.И.
(2004) утверждает, что Водный Кодекс и закон «О внутренних морских водах…»
запрещают сброс и захоронение вредных веществ, однако оставляют исключение для
отходов бурения. Согласно “Правилам безопасности при разведке и разработке
нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе” выбуренная порода
должна утилизироваться в соответствии с проектом на строительство скважины и
требованиями охраны окружающей среды. Означает ли это, что сброс выбуренной
породы разрешён или нет, не ясно. Кроме того, как упоминает Балаба, существует
полный запрет на сброс даже очищенных сточных вод в районах, имеющих особую
рыбохозяйственную ценность. Тем не менее, говорится, что Государственная
экологическая экспертиза не считает сброс технологических отходов бурения
нарушением законодательства.
На Сахалине, как утверждает организация «Экологическая вахта Сахалина», отходы
бурения сбрасывались напрямую в море без очистки вплоть до конца 90-х.
Организация утверждает, что сброс технологических отходов бурения законодательно
запрещён, однако Государственная экологическая экспертиза до сих пор разрешала
сброс. Организация рассказывает о PR- и лоббистской кампании в 1997-2001 в
поддержку запрета на сброс загрязняющих веществ, санкционированный
Государственной экологической экспертизой, утверждая, что компании должны
закачивать отходы обратно. Видимо, Exxon была самым сильным оппонентом
экологической организации в этой борьбе, настаивая на праве сбрасывать отходы
напрямую в море. Экологическая вахта Сахалина заканчивает историю тем, что в 2001
году и Exxon (Сахалин 1), и Сахалин Энерджи (Сахалин 2) объявили о добровольном
переходе к политике «нулевых сбросов». Предположительно, с того времени при
бурении не практикуется сброс отходов в море.
Данные источники поднимают два момента, которые стоит отметить. Во-первых,
разграничение между буровыми растворами на водной и масляной основе и шламом,
содержащим частицы нефти, которое играет крайне важную роль в Норвегии, похоже,
вовсе отсутствует в российском дискурсе. Во-вторых, очевидно, определяющую роль в
вопросах утилизации отходов бурения в России играет политика «нулевых сбросов».
Но в отличие от Норвегии, где «нулевые сбросы» сначала были ультимативным
условием правительства в отношении Баренцева моря, а затем были оспорены
нефтяными компаниями, «нулевые сбросы» в России, судя по всему, являются
превалирующим, но до сих пор добровольным ограничением, которое промышленность
сама на себя налагает.
Сибирь знаменита своими полу-легальными ямами для утилизации использованного
промывочного раствора (RPN, 2012). Эти ямы, санкционированные как временные на
период буровых работ, чаще становятся постоянными. Иногда их засыпают гравием и
грунтом, но в многих случаях просто оставляют, как есть.
Понятно, что наилучшие из доступных технологий не смогу конкурировать по цене с
подобным подходом.
Схема 1
Оншорные методики утилизации
Примечание: вверху слева – яма для использованного раствора без мембраны, внизу
слева – яма с мембраной, справа – наиболее распространённая технология
восстановления земли «захоронил и забыл».
3
BOGC REPORT
2 Технологии переработки
В данном разделе дана начальная вводная информация об используемых методиках
переработки отходов на норвежском континентальном шельфе, считающихся лучшими
из числа доступных. На сегодняшний день обратная закачка и переработка на берегу –
наиболее часто используемые технологии в оффшорных нефтегазовых проектах.
Офшорная обработка стала технически осуществимой альтернативой транспортировке
отходов на берег. Тем не менее, ограниченное пространство на буровых платформах
сократило возможности применения данной технологии.
Обратная закачка
Операторы месторождений в целом предпочтут скорее закачивать обратно как
использованный буровой раствор, так и шлам в геологическую формацию с целью
сократить логистические издержки. Закачку можно осуществить через отдельные
специально
предназначенные
для
этого
скважины,
через
существующие
эксплуатационные скважины, либо только пробуриваемые. Тем не менее, осуществить
это не всегда представляется возможным, а обратная закачка в силу тех или иных
причин не срабатывает. В Норвегии доля шлама и «слопа», закачиваемого обратно,
сократилась с 50% в 2006 году до 40% в 2009. В 2010 показатель упал ниже 20%, а в
2011 – ниже 8% в силу того, что разрыв пласта приводит к утечкам из скважин, в
которые закачиваются отходы бурения.
Переработка «слопа»
«Слоп» обычно проходит двухступенчатую переработку, состоящую сперва из
химической, а затем биологической очистки.
На стадии химической очистки при помощь гидроксида натрия сперва разрушается
эмульсионная мембрана, что позволяет частицам оседать. После чего добавляются
хлопьеобразующие объекты, которые поднимают частицы нефти на поверхность, где
она счищается. Содержание нефти сокращается до 20 ч/млн., но рассеянное
органическое вещество не удаляется. После этого, его удаляют при помощи
биологических агентов, доводя концентрацию содержания до 10 ч/млн.
Обработка шлама
Изначально обработка происходит на борту бурильного судна, после чего «слоп»
транспортируется в резервуарах на борт вспомогательного судна, а шлам
транспортируют в специальных контейнерах (скипах) на берег для последующей
переработки.
Стадия
оффшорной
переработки
обычно
ограничивается
восстановлением буровых растворов и улучшением транспортной логистики путём
отделения от них шлама. Растворы затем либо вновь используются, либо
выбраковываются как «слоп». Компании-поставщики технологий стремятся к тому,
чтобы разработать полный цикл оффшорной переработки, но инновационные
технологии по-прежнему должны учитывать ограниченность пространства и энергии на
оффшорных проектах.
В Норвегии шлам с примесью нефти может быть уничтожен одним из трёх способов:

сжигание

термическая конденсация

биологическое расщепление
Сжигание шлама происходит в струе воздуха под давлением при температуре 800-850
C°. Обычно для поддержания процесса горения не требуется какого-либо
дополнительного топлива. Энергетическая эффективность будет зависеть от
теплоулавливающего оборудования, установленного на месте переработки
4
BOGC REPORT
Пепел, образованный при сжигании складируется на полигонах промышленных отходов.
Термальная конденсация подвергает буровой шлам воздействию вторичного
источника тепла с тем, чтобы отделить твердую породу от нефти и воды, которые
затем очищаются и вновь используются. Данный метод позволяет повторно
использовать нефть и воду, нежели просто превращает их в тепловую энергию, как
технология сжигания.
Биологическое расщепление осуществляется с помощью микроорганизмов и в
некоторых случаях при помощи добавления биомассы. Этот метод требует больших
временных затрат, и его эффективность зависит от внешних факторов, таких как
климат.
Очистные предприятия в Норвегии
В Норвегии находятся 6 компаний, которые занимаются переработкой шлама с
примесями нефти:

Wergeland-Halsvik

Veolia / Oiltools

Frantzefoss Gjenvinning

TMWA

SAR

Halliburton
Предприятия по переработке расположены вокруг Ставангера, Бергена, Кристиансунда
и Сандесшуэна.
Сандесшуэн – самый северный объект, на котором Veilo вместе с Oiltools и SAR
организовали переработку отходов бурения три-четыре года назад. Добыча на
месторождении Норне, однако, началась в 1997 г., а затем – на месторожденияю Урд и
Марулк. Добыча на последнем из месторождений, которые обслуживаются из
Санднесшуэна – Скарве – началась в 2013 году с двухлетним опозданием. Другие
проекты – как месторождение Оста – находятся в процессе подготовки.
Данная история разработки подчёркивает потенциальный вызов для Мурманска: одного
месторождения недостаточно. Три-четыре года назад Санднесшуэн экспортировал
отходы бурения на юг. В Хаммерфесте, несмотря на разработку Белоснежки и Голиафа,
а также масштабного разведочного бурения (в сравнении с российским сектором),
компании SAR и Perpetuum только получают отходы. Окончательная переработка всё
равно осуществляется на юге, хотя SAR планирует установить подвижной объект по
переработке.
Те же компании, которые перерабатывают шлам, перерабатывают и «слоп».
Подвижные установки
Подвижные термический установки появляются как альтернатива для оффшорной
или удалённой переработки. Поставщики услуг TWMA и поставщики оборудования как
Termtech предлагают мобильные установки по переработке, основанные на технологии
термической конденсации. Оба поставщика заявляют, что решения полностью
пригодны для оффшорных проектов, а TWMA ссылается на несколько успешных
примеров по оффшорной переработке отходов на британском континентальном
шельфе. На норвежском шельфе подобные решения ещё пока не применялись. Но
мобильные установки используются, помимо прочих, компанией SAR в Санднесшуэне
для расширения географического охвата перерабатывающих мощностей.
Схема 2
Термическая обработка в подвижной установке
Источник: Termtech AS
5
BOGC REPORT
3 Прогнозируемые объёмы
Жизнеспособность альтернатив по утилизации в Мурманске будет зависеть от общего
объема производимых отходов. В данном разделе представлен прогнозный расчет
объёмов на основании планов по бурению.
Схема 3 показывает известные планы по бурению операторов российского
континентального шельфа в ближайшие годы. Ожидается, что основным поставщиком
будет Газпром. Одна разведочная скважина планируется на Долгинском
месторождении уже в 2013, а эксплуатационное бурение ожидается на Приразломном в
2013-2014 гг. В течение 8 лет планируется пробурить 40 скважин (ориентировочно 5
скважин в год). Вклад Роснефти будет значительно скромнее и отражает обязательства
по бурению иностранных партнёров, прописанные в соглашении с ExxonMobil, ENI и
Statoil. Нет источников, подтверждающих, что недавние лицензионные приобретения
Роснефти содержать обязательства по бурению.
Схема 3
Известные планы по бурению по состоянию на февраль 2013 –
скважин в год
9
8
7
6
5
Rosneft
4
Gazprom
3
2
1
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Источник: Sigra
Суммировав, можно заключить, что вклад Газпрома и Роснефти в планы по
бурению весьма скромен.
Для сравнения, эксплуатационное и разведочное бурение в норвежском Баренцевом
море оптимистично планируется на уровне 20 скважин в аналогичный период времени.
См. схемуСхема 4.
И в российских, и в норвежских планах по бурению отсутствует определённость.
В Норвегии оценки на ближайшие 2-3 года основываются скорее на ожиданиях, нежели
на жёстких планах. Это означает, что объёмы бурения могут быть существенно
сокращены, если ожидания нефтяных компаний поменяются, если геологические
объекты себя не оправдают, или при угрозе падения цен на нефть. Бурение с
российской стороны, однако, может увеличиться, т.к. указанные цифры основаны на
планах компаний, а не ожиданиях. С другой стороны, вряд ли это увеличение будет
существенным, учитывая историю не очень активной разведочной работы на шельфе
российскими нефтяными компаниями экономическую логику разработки сперва
оншорных активов. Возможно объёмы бурения будут ниже указанных в схеме Схема 3.
Разработка Приразломного откладывается и эксплуатационное бурение не начнётся в
2013-2014 гг., как было запланировано.
6
BOGC REPORT
Схема 4
Российский и норвежские планы по бурению – скважины в год
40
35
30
25
20
Russian Western Arctic
15
Norwegian Barents Sea
10
5
0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Источник: Sigra, Rystad Energy
В Таблица 1 оценивается объём отходов бурения на одну скважину. Оценка основана
на данных, предоставленных Норвежским нефтегазовым директоратом в документе по
названием Сценарии развития круглогодичной нефтегазовой работы в районе
Лофотенских островов и Баренцевом море. Данный документ устанавливает, что для
целей оценки каждая скважина предположительно имеет 3000 м. в длину, производин
450 кубометров шлама и потребляет 2000 кубометров раствора.
Таблица 1
Отходы на скважину
NPD Estimates
Rosneft Estimates
m3
tons
m3
tons
Всего
2 450
3 435
2 000
2 500
Шлам
450
1 035
Раствор/
«слоп»
2 000
2 400
Source: NPD, RN-Shelf-Dalny Vostok
Исходя из этих соображений, общий объём отходов бурения от одной скважины
составляет 2450 кубометров. Предполагая, что при плотности в 2.3 и 1.2 для шлама и
раствора/«слопа» соответственно, общая масса получается 3450 тонн отходов бурения
на скважину. Экологически департамент Роснефть-Шельф-Дальний Восток, компанииоператора Роснефти для бурения в Карском море в 2014-2015 гг., оценивает общий
объём в размере 2000 кубометров или 2500 тонн.
В сравнении с норвежскими оценками, Роснефть оценивает ниже и в отношении общей
масс (2000 против 2450) и средней плотности (1.25 в сравнении с 1.4 в норвежских
оценках).
У Сигры нет оснований оспаривать ни точность какой-либо из приведённых
оценок, ни причины такого расхождения. Тем не менее, заниженные оценки
Роснефти отражают осторожный подход к выстраиванию ожиданий
относительно будущего.
Умножив ожидаемые объемы бурения на отходы от одной скважины (по данным ННД и
Роснефти), получим высоки и низкий сценарии образования отходов бурения См. Figure
5.
7
BOGC REPORT
Figure 5
Сценарии в зависимости от объема – метрические тонны
30 000
25 000
20 000
High (NPD)
15 000
Low (RN)
10 000
5 000
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Источник: Sigra, NPD, Rosneft
Планы компании
Газпром Нефть-Шельф заявляет о планах полной повторной закачки во время
эксплуатационного бурения на Приразломном. Если закачка будет по каким-либо
причинам затруднена, компания может доставлять отходы на берег (как это делалось в
Норвегии в 2010-2011 гг.), приостановить эксплуатационное бурение до решения
проблемы с закачкой и сбрасывать отходы в море. Никакого плана работ в случае
аварийных ситуаций на сайте компании не представлено. Понимание конкретной
взаимосвязи между планируемыми мощностями по закачке и ожидаемыми объёмами
отходов, а также планов действия в аварийных ситуациях потребует установления
тесного диалога с Газпром Нефть-Шельфом и Газпром Нефтью.
Роснефть в настоящий момент разрабатывает план по утилизации отходов для
будущих разведочных скважин в Карском море. Учитывая удалённость, Роснефть и
Exxon, вероятно, будут рассчитывать на обратную закачку в максимально возможных
объёмах. Отходы бурения, не закачиваемые обратно в скважину, будет доставлен на
берег, если выбор будет сделан не в пользу оффшорной переработки.
Оценка требований к оншорным перерабатывающим мощностям сложна и
требует геологических знаний и знание процесса обратной закачки, а также
тесного диалога с компаниями-операторами.
8
BOGC REPORT
4 Затраты и выбор местоположения
В настоящем разделе представлены оценки некоторых затрат из опыта проектов
норвежского континентального шельфа. За отправную точку взяты норвежские
требования и методы. Они показывают затратную природу переработки отходов и
намекают на возможность сохранения финансовых средств в случае, если
применяются нестандартные методы.
В Мурманской области на сегодняшний день не представлено ни одного предприятия
по утилизации «слопа» и/или шлама. Переработка отходов в соответствии с
заявленными планами по бурению тем самым создаёт возможность для создания
добавочной стоимости на местном уровне. В данном разделе исследуется
экономическая мотивация строительства местных мощностей в сравнении со
сценарием транспортировки отходов бурении на уже существующие мощности в
Норвегии. Возможности экспортировании в другие регионы России не рассматривалась
ввиду отсутствия необходимой информации.
На экономическую обоснованность создания перерабатывающих мощностей в
определённом регионе влияют три фактора: относительная удалённость от места
образования отходов (скважины) в сравнении с альтернативными предприятиями по
переработке, количество отходов и местная политика нефтяной компании.
Первые два фактора определяют общие затраты, связанные с транспортировкой к
альтернативному месту переработки. В случае, если они будут существенно высокими,
инвестиции в местных мощности по переработке будут оправданы. Третий фактор
влияет на желание нефтяных компаний платить дополнительно для того чтобы
поддержать развитие местного сектора услуг.
Кроме того, рентабельность оффшорной переработки может исключить
существенно сократить необходимость создания переработки на берегу.
или
Экономические оценки и информация скудны, что ставит под вопрос точность и
авторитетность предположений. Тем не менее, некоторые цифры взяты из проектов на
норвежском шельфе, что позволяет провести приблизительный сравнительный анализ
возможностей переработки отходов.
Согласно DNV (2013) капитальные затраты на подвижные установки находятся в
пределах 26-28 млн.NOK, или около 4,5 млн. USD. Затраты на оффшорную
переработку оцениваются в 2 000 NOK на тонну. Оншорная переработка с
использованием той же технологии обойдётся в 1 500 NOK за тонну. Транспортировка
на базу снабжения стоит 1 000 NOK за тонну. В старых отчётах Akvaplan Niva (2003)
оценивает морскую транспортировку в пределах 13.33-16.66 NOK за тонну-километр
Согласно этим оценкам стоимость местной переработки в единицу объема с
использованием подвижной установки будет начинаться в диапазоне 13-20 тыс. NOK на
500 тонн переработанных отходов или 2.1-3.3 тысяч USD при обменном курсе в 6
NOK/USD. Стоимость переработки единицы объёма будет последовательно снижатся,
если годовые объёмы увеличатся, как показано на схемеСхема 6.
9
BOGC REPORT
Схема 6
мощности)
Затраты
на
единицу
объёма
(местные
перерабатывающие
NOK per metric ton
25 000
20 000
Investment in Murmansk
5-y simple payback
15 000
10 000
Investment in Murmansk
3-y simple payback
5 000
0
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500
Metric tons per annum
Источник: Graph by Sigra
На схемеПри сравнении схемы 5 и Error! Not a valid bookmark self-reference. видно,
что цена единицы объема существенно снижается при годовом росте объёмов,
транспортные издержки резко растут в зависимости от увеличения расстояния. Как
только объёмы превышают 2000 тон в год, цена за единицу объёма начинает
конкурировать с существующими мощностями, расположенными в 400 км. и дальше.
Схема 7 предполагается, что инвестиционное решение в пользу транспортировки к
удалённому месту переработки не зависит от изначальных объёмов отходов в
Мурманске. Поэтому затраты на переработку единицы объёма не зависят от величины
инвестиционных затрат и затрат на транспортировку к данному месту (подразумевается,
что она будет осуществляется по морю) .
При сравнении схемы 5 и Error! Not a valid bookmark self-reference. видно, что цена
единицы объема существенно снижается при годовом росте объёмов, транспортные
издержки резко растут в зависимости от увеличения расстояния. Как только объёмы
превышают 2000 тон в год, цена за единицу объёма начинает конкурировать с
существующими мощностями, расположенными в 400 км. и дальше.
Схема 7
Стоимость экспортируемой единицы объёма
18 000
NOK per metric ton
16 000
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Kilometers to treatment facility
Source: Graph by Sigra
Таблица 2
Murmansk
Расстояния до конкурирующих мест
Hammerfest
Kirkenes
843
259
Source: Ports.com
10
BOGC REPORT
Используя оценки расстояния из таблицы 2, схема 7 демонстрирует сравнение затрат
на создание местных перерабатывающих мощностей и экспортирование отходов.
Положительным для Мурманска фактором является то, что даже при низких годовых
объёмах местные перерабатывающие мощности смогут конкурировать с вариантом
транспортировки в Хаммерфест, где планируется ближайшее на сегодняшний день
предприятие по переработке. Тем не мене, если перерабатывающие предприятия
будут быстрее построены в Киркенесе, для оправдания инвестиций в Мурманске
необходимы будут значительно большие объёмы отходов. Бурение в районе Киркенеса
планируется не раньше 2016-2017. Перерабатывающие мощности в Киркенесе могут
стать серьёзной конкурентной угрозой, однако с коммерческой точки зрения
возможности у Мурманска все же есть. Если переработка будет организована в
Мурманск раньше, необходимость строительства в Киркенесе будет необоснованна.
NOK per metric ton
Схема 8
Сравнение инвестиционных кейсов
22 000
20 000
18 000
16 000
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
Investment in Murmansk 5-y
simple payback
Investment in Murmansk 3-y
simple payback
Cost at Hammerfest
Cost at Kirkenes
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Metric tons per annum
Источник: Graph by Sigra
Необходимо отметить, что инвестиционный кейс в Мурманской области подразумевает
долгосрочные контракты с нефтяными компаниями и существенные объёмы. В случае,
если контракты будут рассчитаны менее, чем на 3 года, стоимость на единицу объёма
существенно возрастёт, подорвав тем самым коммерческую привлекательность
инвестиций. Объёмы столь же важны. Поэтому роль нефтяных компаний также важна в
увеличении планов по бурению и поддержке местных сервисных компаний. Эти аспекты
должны быть в центре внимания в процессе развития диалога между региональными
властями и компаниями.
Предостережение
Представленный анализ не является тщательным и не претендует на абсолютную
точность. Анализ показывает, что местная переработка может быть экономически
оправдана, но не более того. Необходимо получить более детальную и глубокую
информацию посредством диалога с нефтяными компаниями, поставщиками
технологий, а также потенциальными поставщиками услуг.
В частности, оценка инвестиционных затрат в представленном выше анализе сделана
на основе расчета оборудования исключительно для переработки бурового шлама. Тем
не менее, «слоп» занимает большую долю общем объеме отходов, образуемых в
результате реализации оффшорного проекта, и его переработка потребует другого
оборудования. В идеале инвестиционное решение в Мурманске должно охватывать
отдельно и ту, и другую фракции, однако, к сожалению, необходимая информация
отсутствует.
Фактический объём шлама может оказаться весьма скромным. Общий объём отходов
оценивается в среднем приблизительно в 12 000 тонн в год (консервативная оценка)
Однако, на норвежском континентальном шельфе шлам составляет чуть более 1/3 от
всего объёма отходов, а «слоп» - 2/3 объёма. Более того, нефтяные компании
планируют делать упор на обратной закачке. В случае, если с помощью неё удастся
справиться с половиной от всего объема отходов, как это было на норвежском шельфе
11
BOGC REPORT
в 2006-2009 годах, то оншорная переработка шлама может составить только 2000 тон в
год. Принимая во внимание серьёзный риск, связанный с бурением меньшего
количества скважин, чем запланировано, коммерческое решение, возможно, не будет
для инвесторов таким очевидным, если нефтяные компании не предоставят
соответствующие гарантии.
Морская транспортировка к предприятиям по переработке в Хаммерфесте,
предположительно, может оказаться достаточно затратной. Тем не менее, перевозки
автотранспортом может значительно снизить затраты.
Анализ также предполагает расчет простой окупаемости, где капитальные затраты не
учитывались. Поэтому реальная стоимость объекта будет выше.
12
BOGC REPORT
5 Использованная литература
Akvaplan-Niva (2003)
Muligheter for og konsekvenser ved deponering av borekaks på
land og konsekvenser av reinjeksjon, ULB Studie nr. 6.
‘Possbilities for and consequences of depositing well cuttings
onshore and consequences of reinjection, Impact Assessment
Lofoften Barents Sea Study nr. 6
Balaba (2004)
Обеспечение экологической безопасности строительства
скважин на море//Бурение и нефть. - 2004. - № 1. - С. 18-21.
‘Ensuring the environmental safety of well construction at sea.
Drilling and Oil 2004 No 1 p18-21’
DNV (2003)
Utredning av aktuell problemstillinger knyttet til avfallshåndtering og
disponering. ULB Studie nr 13.
‘Assessment of relevant issues related to waste management and
disposal. Impact Assessment Lofoften Barents Sea Study nr. 13’
DNV (2013)
Vurdering av oljeholdig avfall fra petroleumsvirksomheten til havs,
Rapport nr. 2012-4087
‘Assessment of oil contaminated waste from petroleum activity at
sea, Report no. 2012-4087’
RPN (2012)
Доклад по теме «О надзорной деятельности в области охраны
окружающей
среды,
экологических
проблемах
нефтегазодобывающей
промышленности»,
Заместитель
руководителя
Росприроднадзора,
Амирханов
Амирхан
Магомедович
Presention ”On supervisory activities within environment protection
and environmental problems of the oil and gas industry”, Deputy
Director of the Federal Environmental Supervsion Agency,
Amirkhanov Amirkhan Magomedovich
‘Sakhalin Ec. Warden’
http://ecodelo.org/231521_proekt_nulevoi_sbros_kampaniya_za_prekrashchenie_zagryaz
neniya_okhotskogo_morya_burovymi_otk
13