После каждой аварийной ситуации подводный плавучий объект проходит восстановительный ремонт, продолжительность которого (без учета времени следования к месту ремонта) составляет от 1 года до 10 лет в зависимости от тяжести аварии, технологического и финансового обеспечения работ.
Стоимость восстановительного ремонта подводного плавучего объекта военного назначения составляла от нескольких миллионов рублей (середина 60-х годов ХХ века) до 350 млн. рублей (конец 80-х годов ХХ века).
В ходе восстановительного ремонта нередко вскрываются дефекты в конструкции подводного плавучего объекта или ошибки при выборе материалов, что существенно повышает стоимость и продолжительность ремонта. Примерно в половине известных случаев, восстановительный ремонт по стоимости превышал строительство нового подводного корабля.
Нанесение ущерба окружающей среде в ходе штатной эксплуатации подводного плавучего объекта военного назначения невелико. Значительную опасность представляют аварийные ситуации, когда в окружающую среду попадают токсичные и радиоактивные вещества, разрушительно влияющие на уязвимые сложившиеся экосистемы приполярных морей.
Никаких оценок размеров подобного экологического ущерба, нанесенного в ходе опытной и практической эксплуатации подводных плавучих объектов военного назначения не опубликовано. В связи с этим ущерб можно оценивать по методикам, существующим для аналогичных надводных плавучих объектов гражданского назначения.
5.6. Выводы
Аварии на подводных аппаратах с развитием по тяжелому / катастрофическому сценарию является вполне вероятным событием. В подавляющем большинстве случаев развитие аварии происходит стремительно и усугубляется наличием большого количества технологического оборудования в сравнительно небольшом замкнутом объеме.
Наиболее характерная для морских буровых и «добычных» платформ авария с катастрофическими последствиями пожар и взрыв. Для подводных аппаратов разгерметизация прочного корпуса, которая может стать последствием взрыва или пожара, внешним воздействием или ошибочными действиями экипажа.
Для подводных аппаратов, к которым относится ПБC, не разработана документация по количественной оценке риска и требования норм безопасности. При отсутствии нормативных требований Регистра к подводным обитаемым промышленным объектам проектанту следует ориентироваться на нормы и опыт военного подводного кораблестроения, строительства морских платформ и на здравый смысл. Для проведения количественной оценки риска необходимо проанализировать различные сценарии, оценить характер и количество потерь, вероятно возникающих при реализации конкретного сценария.
При оценке внешних рисков, не связанных с деятельностью ПБС, следует уделить особое внимание опасностям, связанным с фонтанированием и неконтролируемым «газопроявлением» скважины. Геологические условия южной части Карского предполагают вероятность подобного события, которое способно привести к потере ПБС.
При анализе риска возможных аварийных ситуаций, кроме неконтролируемого выхода газа из скважины также необходимо рассматривать следующие события: пожар, взрыв, струйное горение газа, разгерметизация подводного аппарата.
Количественный анализ опасностей, связанных с эксплуатацией ПБС, необходимо осуществлять на этапе эскизного проектирования, в процессе проработки всех возможных технических решений и компоновочных схем. Расчеты необходимо проводить не только со статистическими параметрами возможности отказов, но также для множества вариантов компоновочных решений.
Отсутствие в районе предполагаемых работ отработанных систем спасения экипажей плавучих подводных аппаратов потребует создания и разворачивания специализированной системы спасения, базирующейся в районе работ или в пределах досягаемости что потребует дополнительного финансирования.
Часть 6. Экономическая оценка
6.1. Сведения о запасах и общая оценка стоимости освоения
Сведения об извлекаемых запасах энергетического ресурса являются основным элементом при расчетах коммерческой эффективности освоения месторождения. Поэтому вокруг этих данных заинтересованными организациями всегда ведётся «игра на повышение» с целью преувеличения коммерческой привлекательности месторождения для потенциальных инвесторов. Данные относительно запасов российских месторождений нефти и газа закрыты для экспертного сообщества решением правительства РФ и ведомственными документами, поэтому анализировать возможно лишь оценочные сведения которые существенно различаются в разных источниках.
Поскольку в данном исследовании преимущественно оцениваются технические решения для обустройства и добычи природного газа на Русановском (открыто в 1989 г.) и Ленинградском (открыто в 1991 г.) месторождениях природного газа и газового конденсата рассмотрим опубликованные данные относительно объёмов предположительно извлекаемых запасов, содержащихся в этих месторождениях. При этом следует иметь в виду, что источником данных преимущественно являются сообщения руководителей компании «Газпром». Поскольку эта компания заинтересована в более высокой капитализации, есть основания полагать, что приводимые данные являются завышенными. Других причин скрывать данные о разведанных запасах мы не видим.
Общие прогнозные оценки запасов углеводородного сырья в шельфовой зоне Карского и Баренцева морей оцениваются заинтересованными в продвижении атомных технологий в нефтегазовый сектор Арктики организациями в 65 млрд т у. т (тонн условного топлива). Из этого количества запасы углеводородов Карского моря оцениваются в 28 млрд. т у. т, причем 80% этих запасов находятся на участках шельфа с глубинами более 70 м, а 70% площади шельфовой зоны покрыты многолетними дрейфующими льдами.
Найти данные о запасах природного газа, которые можно было бы счесть достоверными, достаточно сложно. В одних источниках общие извлекаемые запасы наиболее перспективных газовых месторождений Штокмановского, Русановского и Ленинградского оцениваются в 10 11 трлн. м
3
3
3
3
Привлекает внимание тот факт, что ранее опубликованные сведения дают более значительные запасы природного газа на шельфе Карского моря по сравнению с опубликованными недавно. Если в 2000 г. запасы Русановского месторождения только на верхнем горизонте (1.500 м) оценивались в 1,05 трлн. м
3
3
3
3
3
3
3
3
Это значит, что при объемах добычи около 100 млрд. м
3
В то же время, по имеющимся данным, на этих двух месторождениях потребуется пробурить 300 «добычных» скважин, что при минимальной стоимости бурения в условиях Заполярья (1 скважина 10 млн долл.) составит 3 млрд. долл. Потребуется построить и установить на морском дне 35 донных опорных плит (стоимость создания и эксплуатации одной ДОП оценивается авторами проекта в 35 млн. долл.), что составит 1 млрд 200 млн. долл. Также необходимо построить 5 подводных буровых судов (стоимость 1 ПБС оценивается авторами проекта в 470 млн. долл.) общей стоимостью 2 млрд. 350 млн долл.
Таковы оценочные величины минимально необходимых инвестиций, сведения о которых найдены в публикациях. Далее будет проведен более детальный анализ предполагаемых расходов на обустройство месторождений и транспортировку газа потребителям, основанный на расчетах проектировщиков.
Сходным по климатическим условиям с Русановским и Ленинградским месторождениями является Штокмановское месторождение природного газа. Согласно имеющимся оценкам, его извлекаемые запасы составляют 3,2 трлн. м
3
6.2. Конкурентные технологии для освоения нефтегазовых месторождений
Современные технологии бурения скважин на морском дне отработаны достаточно давно. Бурение с вынесенных в море стационарных (свайных) платформ производится в течение ста лет, но применение этой технологии бурения возможно лишь на участках с небольшими глубинами моря. В случае, если платформа зафиксирована на морском дне при помощи телескопических опор-домкратов, проблем с её удержанием в определенной географической точке нет. Но установка возможна только в местах с небольшими глубинами моря.
В том случае, если бурение осуществляется с плавучей платформы, возможно производить работы на более глубоководных участках моря. Важнейшим элементом плавучей буровой платформы является система спутниковой навигации, позволяющая удерживать платформу в определенной географической точке для сохранения бурового оборудования, соединяющего платформу с морскими недрами. Преимуществом этого способа является возможность бурения при достаточно больших глубинах моря. Недостатком сложная система позиционирования и уязвимость перед ветрами и волнением.
В последние годы строятся погружные платформы, которые предполагается использовать для бурения в шельфовой зоне Норвегии, но опыт их эксплуатации пока весьма непродолжителен, а для обсуждения достоинств и недостатков этого метода пока недостаточно информации.
Единственное в России предприятие, способное строить подобные буровые платформы размером более чем 100х100 м, является расположенный в Северодвинске завод «Севмаш» откуда вышли многие проекты боевых АПЛ включая гигантские Тайфуны. С 2005 г. по заказу норвежской компании «Moss Mosvold Platforms AS» там строятся полупогружные платформы типа MOSS CS 50. В сентябре 2007 г. первая платформа была передана заказчику. В настоящее время ведется строительство второй платформы. После чего руководство «Севмаша» рассчитывает получить заказ на строительство платформы для освоения Штокмановского месторождения. Эти работы потребовали модернизации предприятия, в которую были инвестированы некоторые средства «Газпрома». Так что газовый монополист уже осуществляет начальные вложения в судостроительные мощности предполагаемого партнера.
Опыт строительства буровых нефтяных платформ на «Севмаше» пока преждевременно считать успешным. С 1995 г. там строится нефтедобывающая платформа «Приразломная» для бурения в районе Печорской губы на одноименном месторождении, извлекаемые запасы которого оцениваются в 83 млн. т нефти. Размеры сооружения составляет 126 х 126 м, масса превышает 70 тыс. т, стоимость более 850 млн. долл. Частично элементы платформы разработаны и построены на «Севмаше», частично сняты с приобретенной в Норвегии выведенной из эксплуатации старой буровой платформы. Строящаяся платформа предназначена для круглогодичного эксплуатационного бурения. Она будет оснащена буровой вышкой, двумя кранами, вертолетной площадкой и жилой зоной для 200 рабочих. Пока неизвестно, когда это изделие будет построено и сдано в эксплуатацию. Сроки уже несколько раз менялись в сторону увеличения.
6.3. Экономическая сторона проекта ПБК
Выше упоминалось, что авторы проекта ПБК постепенно осознают масштабы задуманного. В 2006 г. предполагалось построить одно ПБС без ЯЭУ и одну ДОП. Их энергоснабжение предполагалось осуществлять по электрическом кабелю с расположенной на берегу электростанции. После подключения к проекту академика Е. П. Велихова, масштабы проекта увеличились и обязательным условием его реализации стало исключительное применение ядерных установок для энергоснабжения всех элементов ПБК и транспортной инфраструктуры. Стоимость проекта на этом этапе оценивалась весьма приблизительно.
Согласно более свежей оценке необходимых инвестиций для обустройства добычи природного газа только на Ленинградском месторождении в шельфовой зоне Карского моря до выхода на объем добычи 87 млрд м
3
Авторы проекта считают, что стоимость 1.000 м
3
3
3
Смогут ли инвесторы вложить столь значительные собственные средства в достаточно долгосрочный проект или им придется привлекать заемные средства? Скорее всего без кредитов в таком проекте не обойтись. В приведенных проектных оценках необходимых финансовых средств отсутствует такой важный элемент любых инвестиций, как учет процентов по кредиту. Вероятно, привлечение заёмных средств способно повысить стоимость проекта на 1215%. То есть даже в ценах начала 2008 г. стоимость проекта приближается к 11 млрд. долл.
Скорее всего, несмотря на возможные глобальные экономические потрясения, стоимость природного газа будет продолжать возрастать еще в течение 1015 лет. Вместе с этим будет пропорционально увеличиваться стоимость всех связанных с освоением месторождений природного газа материалов и услуг. Следовательно, стоимость проекта также будет возрастать. Анализ реализуемых или планируемых в настоящее время подобных проектов позволяет предположить увеличение стоимости обсуждаемого проекта ПБК на 100% в течение ближайших 5 лет и на 150% в течение ближайших 10 лет. А это с высокой долей вероятности выведет проект за рамки рентабельности.
Очевидно, данный проект находится в сфере интересов крупных российских энергетических монополий «Газпрома» и «Росатома». С их стороны вполне можно ожидать серьезных лоббистских усилий, направленных на привлечение бюджетных средств для финансирования проекта, или хотя бы начала его реализации. Единственным препятствием на этом пути может стать ожидаемое снижение поступлений средств от экспорта нефти и природного газа в российский бюджет, которое согласно имеющимся прогнозам может начаться в 2009 г.
Часть 7. Оценка возможностей российской промышленности
Одной из экономических причин распада бывшего СССР стала слабость промышленности, производящей продукцию гражданского (не военного) назначения. За прошедшие годы эта проблема не только не получила решения, но ещё более углубилась. Были разрушены или пришли в упадок даже те отрасли тяжелой промышленности, которые традиционно считались достаточно хорошо развитыми: тяжелое машиностроение, станкостроение, приборостроение, металлургия глубокого передела и т. д.
Тяжелая ситуация в экономике усугубляется дефицитом квалифицированных кадров / трудовых ресурсов практически во всех отраслях производства. Одновременно с этим российское общество входит в глубокую демографическую депрессию, связанную с низкой рождаемостью в период перестройки (19881996 гг.), наложившуюся на затухающую волну спада рождаемости во время Второй мировой войны. Это значит, что улучшения ситуации с собственными трудовыми ресурсами в России не следует ожидать ещё как минимум в течение последующих 10 лет.
Исходя из этого и принимая во внимание объявленные руководством России планы развития нанотехнологий, атомной промышленности, энергетики, авиастроения, автостроения и т. д. можно прогнозировать дальнейшее углубление кризиса, связанного с дефицитом квалифицированных кадров.