Архив «Экологической гласности». 1988-2016

Мы располагаем достаточно репрезентативными, хотя и далеко не полными, статистическими данными относительно аварийности в ходе эксплуатации советских подводных плавучих объектов военного назначения – атомных подводных лодок, находящихся в эксплуатации более 50 лет. Поскольку ПБС по ряду своих характеристик сопоставимо с АПЛ, имеющиеся данные можно считать пригодными для оценки последствий развития аварийных ситуаций на подводном буровом судне.

В Советском Союзе, а позже – в России накоплен опыт эксплуатации 260 АПЛ. Общий срок эксплуатации всех АПЛ – от принятия в состав флота до вывода из эксплуатации – составляет 5.000 лет.

Методика подсчета применялась следующая. Были просуммированы сроки эксплуатации всех АПЛ – от принятия в состав флота до вывода из эксплуатации – и разделены на общее количество АПЛ. Сроки эксплуатации АПЛ составляют от 3 лет до 30 лет. Средняя продолжительность активной эксплуатации каждой АПЛ составляет около 20 лет.

Информация относительно аварийности на АПЛ является менее известным параметром. Опубликованы сведения лишь о некоторых, наиболее серьезных по последствиям авариях, которые по разным причинам не удалось скрыть. В связи с этим приведенные данные относительно аварийности на советских АПЛ можно считать заниженными. Согласно опубликованным данным, только с 1970 по 1990 гг. на АПЛ ВМФ СССР было зарегистрировано 338 аварийных ситуаций, связанных с выходом радиоактивных веществ за пределы ядерной энергетической установки с превышением радиационного фона.

Все известные и описанные аварии, происходившие за период опытной и практической эксплуатации АПЛ (5.000 лет для 260 АПЛ), можно систематизировать следующим образом:

– аварии с ядерной энергетической установкой (ЯЭУ) / в т.ч. с гибелью части экипажа (54 / 3);

– возгорания, пожары, взрывы / в т.ч. с гибелью или удушением части экипажа (43 / 16);

– потеря герметичности (попадание забортной воды внутрь прочного корпуса – в т.ч. внутрь реакторного отсека) – как самостоятельная авария / в т.ч. с затоплением и гибелью части экипажа (26 / 4);

– навигационные аварии (34 / 0);

– аварии, связанные с нарушением технологии штатных или ремонтных работ / в том числе с гибелью части экипажа (11 / 1);

– отравление экипажа химическими веществами, в том числе с гибелью части экипажа (1 / 0).

Согласно экспертным оценкам, приведенные данные составляют не более 15% от реального числа тяжелых аварий, при которых был нанесен значительный ущерб имуществу или здоровью людей. То есть приведенные данные могут быть занижены в 6,5 раз по сравнению с реальным числом аварий на АПЛ. Кроме того, в настоящее время мы не располагаем статистическими данными относительно опыта эксплуатации и аварийных ситуаций, имевших место на советских дизель-электрических подводных лодках, численностью значительно превышающих атомные подводные лодки.

Также нет определенных статистических данных относительно уровня аварийности на подводных аппаратах гражданского назначения и на имеющихся стационарных подводных сооружениях (число таких объектов невелико и находится в пределах статистической погрешности).

Последствия развития аварийных ситуаций на подводных плавучих объектах военного назначения:

– поражение людей (травматизм, смертность);

– потери имущества (в натуральном и денежном выражении);

– нанесение ущерба окружающей среде – плавающим в толще воды и донным организмам, разрушение сложившихся и уязвимых экосистем полярных морей (в натуральном и денежном выражении);

Поражение людей в процессе развития аварии на подводном плавучем объекте относится к группе наиболее тяжелых и невосполнимых последствий. Достаточно полные статистические сведения относительно травматизма и гибели членов экипажа в ходе аварий на советских подводных плавучих объектах военного назначения не опубликованы. Согласно экспертным оценкам, базирующимся на публикациях в открытой печати, количество погибших членов экипажа и ремонтных бригад в ходе работ по эксплуатации и техническому обслуживанию подводных плавучих объектов за 50 лет существования советского атомного подводного флота превышает 700 человек. В это число не входят те, кто получил травмы различной тяжести и умер позже – после увольнения из рядов военно-морского флота. На этот счёт нет даже оценочных сведений. Исходя из известных величин численности экипажей, количества и тяжести аварий, можно предположить, что численность этой группы превышает 10.000 человек.

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. м3, в других запасы только Русановского и Ленинградского месторождений оцениваются в 9 – 10 трлн. м3. Причем по двум последним месторождениям выводы о запасах делаются лишь по двум пробуренным скважинам глубиной около 2.500 м. на каждом из них. Хотя четыре поисковые скважины оцениваются специалистами как высокодебитные – с суточной добычей до 600 тыс. м3 (следовательно, годовая добыча на каждой скважине при самом благоприятном стечении обстоятельств может составить 200 млн. м3) – по ним трудно сделать объективную оценку величины запасов. По мнению тех же специалистов, для получения более достоверной оценки требуется пробурить не менее 40 тыс. м разведочных скважин на обоих месторождениях, то есть не менее 10 скважин на каждом из них.

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. м3 и ещё 2,1 трлн. м3 – на горизонте 2.500 м (общие запасы – 3,15 трлн. м3), то в 2006—2007 гг. речь идет об общих предположительных запасах в объеме 780 млрд м3 газа. То же самое произошло с предположительными запасами Ленинградского месторождения. В 2000 г. они оценивались в 1,5 трлн. м3 на горизонте 1.500 м и ещё 1,55 трлн. м3 на горизонте 2.500 м (общие запасы – 3,05 трлн. м3), а в 2006—2007 гг. речь идет об общих предположительных запасах в объеме 1,05 трлн. м3 газа. То есть оценки предположительных запасов снизились в 3,5 раза.

Это значит, что при объемах добычи около 100 млрд. м3 в год, что считается обязательным условием возврата инвестиций, запасов Ленинградского месторождения хватит менее чем на 10 лет, а запасов Русановского месторождения – не боле чем на 8 лет. В то же время, согласно имеющимся оценкам авторов проекта ПБК, его окупаемость возможна лишь через 12 лет. При этом, правда, уточняется, что расчеты выполнены для существующих цен на газ. Делая поправку на ожидаемый рост рыночной стоимости природного газа, следует иметь в виду, что при возрастании цен на газ будет происходить пропорциональное увеличение стоимости всех материалов и услуг необходимых для освоения месторождения, что также пропорционально увеличит стоимость проекта. Есть основания полагать, что пропорция «рыночная цена газа – стоимость освоения месторождения» останется неизменной.

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. м3 природного газа. По наиболее скромным оценкам стоимость освоения Штокмановского месторождения потребует инвестиций в 50 млрд. долл., хотя еще несколько лет назад достаточной считалась сумма в 20 млрд. долл. – что составит от 10 до 20% стоимости добытого газа. Примерно таких же затрат потребует перекачка добытого газа потребителям.

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 м3 в год (в варианте, представленном экспертному сообществу летом 2008 г.) речь идет уже о необходимости строительства 12 донных опорных плит, 3 манифольдов, 3 единиц ПБС, 3 подводных судов обеспечения, 2 ледоколов, 2 подводных ремонтных судов и прочей донной и береговой инфраструктуры. Эта часть проекта оценивалась примерно в 6,3 млрд. долл. (66,1% предполагаемых инвестиций). Создание подводной трубопроводной и энергетической инфраструктуры оценивалось приблизительно в 2,3 млрд. долл. (24,7% инвестиций). Бурение и обустройство 96 скважин оценивалось приблизительно в 0,9 млрд. долл. (9,2% инвестиций). Общая потребность в инвестициях составляет около 9,5 млрд. долл.

Авторы проекта считают, что стоимость 1.000 м3 природного газа в местах добычи будет составлять 18 долл. (без учета транспортных расходов, которые в этом регионе приблизительно равны расходам на добычу газа). Исходя из достаточно оптимистической оценки запасов природного газа на Ленинградском месторождении (1,05 трлн. м3) и объемов планируемой добычи (87 млрд м3 / год) можно оценить сроки эксплуатации ресурса – 12 лет. При этом сроки окупаемости стартовых инвестиций составляют около 6 лет. Но в плане инвестиций нет эксплуатационных расходов на обслуживание промыслов, на производство и последующую утилизацию радиоактивных отходов и отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) от ЯЭУ, на плановые и возможные внеплановые ремонт сложного подводного оборудования и плавучих объектов. По всей видимости с этим связан тот факт, что сами авторы проекта оценивают сроки окупаемости проекта не менее чем в 9 лет, после чего еще 2—3 года можно будет вести добычу природного газа без учета инвестиционной нагрузки. Это значит, что ошибка в оценке запасов на 10—15% может сделать весь проект нерентабельным.

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 12—15%. 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 10—15 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 (1988—1996 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.

Учитывая перечисленные ограничения можно предположить, что реализация проекта создания подводного бурового комплекса будет сдерживаться не только финансовыми и экономическими причинами, но также слабостью российской промышленности и острым дефицитом квалифицированных кадров. Полноценная реализация проекта станет возможна только в том случае, если будут подтверждены значительные запасы природного газа в шельфовой зоне, при доминирующей роли иностранных инвесторов и с привлечением материальных и технических и ресурсов, технологических возможностей и квалифицированных кадров из-за рубежа.

Также представляется важным отметить, что связанные с применением ядерных энергетических установок риски могут сделать непривлекательным данный проект для крупных международных инвесторов.

Приложение 1

Список сокращений

АПЛ – атомная подводная лодка;

ВПК – военно-промышленный комплекс;

ДЭПЛ – дизель-электрическая подводная лодка;

ДОП – донная опорная плита;

«Севмаш» – ФГУП «Северное машиностроительное предприяти» (г. Северодвинск, Архангельская обл.), прежде назывался «завод 402 Минсудпрома»;

ЗАТО – закрытое административное территориальное образование;

КБ – конструкторское бюро;

ОЯТ – отработавшее / отработанное ядерное топливо;

ПАТЭС – плавучая атомная тепловая электростанция;

ПАЭС – плавучая атомная электростанция;

ПБК – подводный буровой комплекс;

ПБС – подводное буровое судно;

РПКСН – ракетный подводный крейсер стратегического назначения;

т у. т – тонна условного топлива;

ТЭО – технико-экономическое обоснование;

ЦКБ – центральное конструкторское бюро;

ЯЭУ – ядерная энергетическая установка;