ВведениеНесмотря на ограничивающие факторы, такие как сложные природные условия, дефицит инфраструктуры и рабочей силы, жесткие экологические ограничения и др., за последние 10 лет произошел существенный сдвиг в сторону увеличения грузовых и пассажирских перевозок в Арктическом регионе Российской Федерации [1]. В общей структуре перевозок наибольшую долю занимают российские экспортные сырьевые грузы. В предыдущее десятилетие в Арктике главным драйвером всех процессов, включая транспортные, были масштабные проекты по добыче сырья. Добычу углеводородов в Арктике осуществляют 3 крупнейшие нефтегазовые компании: ПАО «Новатэк», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром». Все три компании имеют планы по развитию добывающих проектов в Арктике как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе. Большинство проектов имеют государственную поддержку, прямую или в виде налоговых льгот.Развитие нефте- и газодобычи сопровождается развитием сопутствующей транспортной инфраструктуры, в том числе морской. Практически все проекты расположены в западной части Арктики, это обусловлено несколькими причинами, ключевые из которых – недостаточная изученность шельфа морей Восточной Арктики и отсутствие инфраструктуры. Большинство планов и идей по добыче углеводородов в этой части Арктики, в отличие от западных проектов, рассматриваются к реализации за пределами 2030 г. Перспективы развития перевозок подразумевают рост спроса на флот и вспомогательную технику в этом регионе. Высокая капиталоемкость отрасли требует верификации прогнозов и детализованных оценок потребности во флоте. Сырая нефть и газ как основа прогноза грузопотока по Северному морскому путиУвеличение грузооборота по СМП до 80 млн т к 2024 г. предусмотрено указом Президента России [2]. Планируется, что грузопоток увеличится к 2030 г. до 120 млн т, а к 2035 г. – до 180 млн т. В общей структуре существующего и планируемого грузопотока в абсолютном выражении серьезную долю формирует экспорт, основу которого составляют нефть и другие полезные ископаемые (рис. 1).По данным госкорпорации «Росатом», на начало февраля 2022 г. были сформированы три сценария: к 2035 г. рисковый предполагает перевозку 94 млн т, целевой – 228 млн т, базовый – 250 млн т. Компания заявляла, что «все грузоотправители продолжают реализацию проектов, идет работа по компенсирующим мероприятиям, которые позволят остаться в графике, но отмечается, что некоторые обстоятельства способны повлиять на движение вправо определенных этапов проектов» [3].Основные проекты по добыче и транспортировке углеводородов, находящиеся в стадии реализации, курируются тремя крупнейшими добывающими компаниями России: ПАО «Новатэк», ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть». Основные проекты ПАО «Новатэк» в Арктике:– «Ямал СПГ» – мощность 16,5 млн т сжиженного природного газа (СПГ), основная стадия строительно-монтажных работ завершена (3 линии), в 2020 г. ожидается запуск (ведется пусконаладка) 4-й линии по собственной технологии ПАО «Новатэк» «Арктический каскад», которая увеличит производственные мощности компании почти на 1 млн т;– «Арктик СПГ 1» – мощность 19,8 млн т, ведется работа по подготовке инвестиционного соглашения; проект получил новый участок в апреле 2020 г., срок реализации – 2027 г. (уточняется);– «Арктик СПГ 2» – мощность 19,8 млн т, на конец 2 кв. 2020 г. готовность проекта оценивалась в 21 %, срок реализации – 2023 г.;– «Арктик СПГ 3» – мощность 19,8 млн т, срок реализации – не определен;– «Обский СПГ» – мощность 5,0 млн т (2 технологические линии мощностью 2,5 млн т каждая), срок реализации – 2024–2025 гг.    Рис. 1. Структура грузовой базы Северного морского путиFig. 1. Structure of the cargo base of the Northern Sea Route Мегапроект ПАО «Газпром» «Ямал» включает разработку трех промышленных зон (Бованенковской, Тамбейской и Южной) и строительство сопутствующей инфраструктуры. Проект «Восток Ойл» (ПАО «НК «Роснефть») объединяет ресурсную базу крупнейших месторождений Ванкорского кластера (Ванкорского, Сузунского, Тагульского и Лодочного), перспективных нефтеносных площадок на севере Красноярского края и Западно-Иркинский участок, а также Пайяхское нефтяное месторождение (НМ).Вышеперечисленные проекты станут основой грузовой базы перевозок по СМП на долгосрочную перспективу. Практически все указанные проекты расположены в западной части Арктики, восточная часть российской Арктики менее исследована, и, соответственно, перспективы разработки этих месторождений имеют высокий уровень неопределенности. Но потенциал этой территории достаточно высок. Например, прогнозные ресурсы нефтегазоносных шельфовых месторождений Анадырского залива составляют порядка 1 млрд т н. э. (нефтяного эквивалента). При этом они изучены недостаточно и практически все (99,6 %) отнесены к категории Д1. Категория Д1 (локализованные) – ресурсы нефти и горючих газов, возможно продуктивных пластов, в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями [4]. Оценки запасов несколько различаются (табл. 1, 2). Таблица 1Table 1Локализованные извлекаемые ресурсы углеводородов шельфа Восточной Арктики России*Localized recoverable hydrocarbon resources of the Russian Eastern Arctic shelfМореКоличество структурГлубина моря, мГлубиназалегания, мЛокализованныересурсы (извлекаемые),нефть, млн т н. э.Локализованныересурсы (извлекаемые),газ, млн т н. э.Локализованныересурсы (извлекаемые), конденсат, млн т н. э.Всегоуглеводородов,млн т н. э.Доля от ресурсов Арктики, %Лаптевых70–50700–5 400276657399722,61Восточно-Сибирское240–602 500–5 000139188183450,93Чукотское350–1002 500–5 000118125132560,69Арктический шельф РФ329––2 09834 16896237 228100,00 * Составлено по [5, 6]. Таблица 2Table 2Перспективные ресурсы углеводородов шельфа Восточной Арктики России*Prospective hydrocarbon resources of the Eastern shelf the Arctic of RussiaМореНефть,млн тПриродный газ, млрд м3Конденсат,млн тУглеводороды, млн т н. э.Доляот ресурсов Арктики, %Лаптевых724,451 555,22199,502 173,417,84Восточно-Сибирское16,07173,4114,75170,140,61Чукотское390,79509,8558,20858,603,10Арктический шельф РФ3 208,7326 874,752 926,8127 726,60100 * Составлено по [7, 8]. Анализ вариантов организации морской транспортировки сырой нефтиКлючевой особенностью разработки месторождений в восточном секторе Арктики является практически полное отсутствие инфраструктуры. Именно поэтому при планировании добычи на шельфе в этом регионе в первую очередь рассматриваются варианты плавучих систем хранения и отгрузки нефти (ПСНХО) и плавучих нефтехранилищ (ПНХ). Кроме того, в отдельных случаях строительство трубопроводов на берег может быть экономически неоправданно или значительно осложнено природными и погодными условиями.Несмотря на подверженность воздействию неблагоприятных погодных условий, повышенные риски столкновения, необходимость в регулярном вертолетном трафике для обслуживания [9] и др., схемы с ПСНХО и ПНХ являются относительно недорогими в эксплуатации и мобильными, что важно для ранних стадий разработки месторождений. Задачи, которые необходимо решить при организации морской транспортировки сырой нефти с шельфа:– обеспечение круглогодичной работы;– обеспечение совместимости с существующими схемами доставки нефти до конечных портов назначения;– выбор места точки перевалки на суда без ледовых усилений при использовании арктических челноков;– уточнение размерных групп судов на каждом из маршрутов;– уточнение размера и типа ПНХ.Анализируя накопленный опыт транспортировки углеводородов с российской части шельфа Арктики и Дальнего Востока, можно выделить три основные технологии перемещения нефти (табл. 3).Таблица 3Table 3 Возможные варианты отгрузки и транспортировки нефти с места добычи на шельфеPossible options for the shipment and transportation of oil from the offshore production siteВариантыПримеры реализации1. Перемещение от нефтедобывающей платформы трубопроводом на берег с размещением нефтехранилища на берегу с дальнейшей сухопутной (по нефтепроводу) и/или морской транспортировкой с отгрузкой через береговой терминал с выносным ледостойким отгрузочным терминалом. Доставка нефти осуществляется морем в порт назначения1. На Сахалине, на терминале в Пригородном, реализована схема с выносным причальным устройством (ВПУ).2. В Де-Кастри реализована аналогичная схема с выносным одноточечным причалом (ВОП).3. На Варандейском отгрузочном терминале компании «Лукойл» в Баренцевом море реализована схема с использованием стационарного морского ледостойкого отгрузочного причала (СМЛОП)2. Перемещение от нефтедобывающей платформы по трубопроводу на танкер-накопитель (плавучее нефтеналивное хранилище, ПНХ), который находится рядом на безопасном расстоянии, у рейдового причала, пришвартован к бую одноякорного причала (ОЯП) с помощью гибкой швартовной структуры; ПНХ свободно перемещается на 360° вокруг ОЯПЭтот вариант удобен для быстрой организации отгрузки, поэтому он был реализован на первом этапе работ по проекту «Сахалин-2». Отгрузка на экспортные танкеры осуществляется с ПНХ, доставка –в порт назначения. Данная схема не актуальна для Арктики, поскольку не рассчитана на работу в ледовых условиях3. Отгрузка непосредственно с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), оборудованной хранилищем нефти и комплексом устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН). Доставка в вариантах: непосредственно в порт назначения либо с перевалкой через ПНХ, расположенное на промежуточной точке маршрута, где нет льдаДанный вариант реализован на Приразломном НМс использованием арктических челноков Потребность во флоте для обслуживания работ на шельфеСостав и количество морской техники для освоения шельфа во многом зависят от технологии освоения и обслуживания морских месторождений углеводородов. Формирование указанной потребности (включая перевозки сопряженных с этой деятельностью грузов) структурировано на рис. 2.Развитие параметров и характеристик судов и сооружений определяются следующими факторами:– потребностями экономики в перевозках сырья и готовой продукции, в добыче углеводородов на шельфе, в обеспечении прочих видов морской деятельности;– технологическим уровнем развития судостроения;– экологическими требованиями;– требованиями безопасности мореплавания;– региональными особенностями перевозок и прочих видов морской деятельности;– требованиями к доходности перевозок и прочих видов эксплуатации судов и сооружений;– требованиями к снижению уровня рисков судоходства со стороны судоходных компаний и т. д. [10].В силу большого количества факторов, влияющих на состав, численность и тоннаж оффшорного флота, оценка потребности во флоте в данном сегменте затруднительна. Тем не менее можно предположить, что потребность во флоте будет увеличиваться с ростом добычи углеводородов на шельфе. Анализ динамики развития флота для обслуживания работ на шельфе позволяет сделать вывод о наличии корреляции между тоннажем флота (AHTS и PSV) и количеством добывающих платформ, пример изображен на рис. 3. При этом корреляция прослеживается и в других сегментах оффшорного флота (рис. 4) [10].Таким образом, на базе прогноза роста добычи углеводородов можно оценить потребность в добывающих платформах и других сегментах флота для морской добычи нефти и газа. Рис. 2. Визуализация структуры формирования потребности во флоте для освоения морских месторождений углеводородов Fig. 2. Visualization of the structure of the formation of the need for a fleet for the development of offshore hydrocarbon deposits  Рис. 3. Корреляция между тоннажем флота AHTS и PSV и количеством добывающих платформFig. 3. Correlation between the tonnage of the AHTS and PSV fleet and the number of mining platforms   Рис. 4. Корреляция между тоннажем отдельных сегментов оффшорного флотаи количеством добывающих платформFig. 4. Correlation between the tonnage of individual segments of the offshore fleet and the number of mining platforms Пример расчета потребного количества челноков с перевалкой через ПНХ или непосредственно в порт назначения от МЛСПДля данного примера не рассматриваются некруглогодичные варианты схем вывоза; схема организации перевалки и морской транспортировки нефти учитывает лучший опыт и совместима с существующими схемами доставки нефти до конечных портов назначения. Расчет выполняется в допущении, что суда с ледовыми усилениями не должны эксплуатироваться по чистой воде. Для проработки вопросов морской транспортировки в качестве аналогов рассматриваются варианты с использованием арктических челноков с учетом опыта организации вывоза нефти с НМ «Варандей» и «Приразломная», отличающейся в вопросах перевалки в районе месторождения (с береговым хранилищем или без него).Например, по опыту обустройства Приразломного НМ ключевым объектом комплекса нефтедобычи может стать МЛСП, выполняющая необходимые технологические операции:– бурение, добыча, обслуживание скважин и т. д.;– подготовка добытой нефти;– временное хранение товарной нефти;– отгрузка товарной нефти, варианты: или на челночные танкеры (с их работой через ПНХ – опыт организации вывоза с Приразломного НМ), или на экспортные танкеры (с доставкой непосредственно в порт назначения – когда нет смысла в дополнительной перевалке через ПНХ).Плавучее нефтехранилище позволяет оптимизировать использование дорогостоящих челноков там, где есть смысл значительную часть маршрута (по чистой воде) обеспечить обычными линейными экспортными танкерами большей вместимости. В этом случае челноки работают на относительно коротком плече там, где встает лед. Отгрузка с МЛСП сразу на экспортные танкеры предполагает, что транспортировка осуществляется либо в условиях отсутствия льда (можно сразу на обычные линейные танкеры), либо в условиях льда на арктические челночные танкеры, используемые как экспортные, когда нет смысла переваливать через ПНХ (например, когда участок чистой воды относительно короткий). Существующие челночные танкеры-ледоколы соответствуют размерной группе Panamax. Возможно, для использования челноков на больших расстояниях потребуется создать специальный арктический челночный танкер-ледокол Aframax, способный работать как челночный и линейный круглогодично.При использовании схемы с челноками с перевалкой на линейные танкеры ПНХ могут быть размещены на незамерзающих акваториях: в западном направлении таким местом может стать район Мурманска, в восточном направлении точками размещения могут быть Олюторский залив, залив Корфа (Берингово море) или район Петропавловска-Камчатского, а также другие точки. Выбор варианта должен иметь обоснование с учетом ледовой обстановки в данных районах, плечом перевозки, наличием/отсутствием инфраструктуры,в том числе транспортной, и другими факторами. В табл. 4 приведена оценка потребности в челноках для перевозок на Запад и на Восток на арктическом плече при разработке месторождения в районе порта Хатанга в 2 вариантах: через ПНХ и напрямую в восточном и западном направлениях. Расчетные расстояния от Хатанги (условное название точки отгрузки в районе месторождения не совпадает с расположением порта Хатанга) до условных мест выгрузки/перегрузки:– до Мурманска ~ 1 534 морских миль;– до Роттердама ~ 3 134 морских миль;– до Берингова моря (Олюторский залив) ~ 2 216 морских миль;– до Нинбо (КНР) ~ 5 060 морских миль.Таблица 4Table 4Потребность во флоте (расчетное/целое значение) в зависимости от направления, вместимости судна,объема перевозок и схемы отгрузки (через ПНХ или напрямую)Fleet requirement (calculated/integer value) depending on the direction, vessel capacity, volumeof traffic and shipment scheme (via floating oil storage or directly)Объемперевозокв год, млн тПотребное количество челноков по направлениямХатанга – Мурманск(через ПНХ)Хатанга – Роттердам(напрямую)Хатанга – Олюторскийзалив (через ПНХ)Хатанга – Нинбо(напрямую)Судно Panamax52,51 / 34,61 / 53,43 / 47,22 / 8105,02 / 59,23 / 106,87 / 714,44 / 15157,53 / 8*13,84 / 14*10,30 / 11*21,66 / 22*Судно Aframax51,80 / 23,26 / 42,44 / 35,07 / 5103,60 / 46,51 / 74,88 / 510,13 / 11155,40 / 69,77 / 107,33 / 815,20 / 16 * По два судна при погрузке/выгрузке. Продолжительность летней навигации – 2–4 месяца (для судов без ледовых усилений), а на отдельных участках или целиком – до круглогодичной с учетом фактических ледовых условий, категории ледовых усилений транспортных судов и с учетом ледокольного сопровождения при необходимости [11].Прототипами судов по вместимости выбраны: – для варианта Panamax – танкер «Василий Динков» вместимостью танков 86,4 тыс. м3; – для Aframax – танкер «Залив Америка» вместимостью танков 124,4 тыс. м3 или любой из существующих челноков Aframax. Количество и вместимость линейных танкеров для вывоза нефти с загрузкой с ПНХ на данном этапе не оценивались, вопрос требует уточнения в дальнейшем с учетом вместимости ПНХ и технологических возможностей организации погрузки/выгрузки.  Для организации работ потребуются следующие сооружения:1. Флот в районе месторождения:– необходимое количество арктических челноков (см. табл. 4), Panamax, Aframax;– многофункциональные ледокольные судна снабжения – 3 ед., многофункциональное ледокольное судно;– вспомогательное судно для подачи швартовых концов и нефтеналивного шланга.2. Флот в районе перегрузки:– ПНХ (в случае конверсии списанного танкера VLCC или ULCC); – судно снабжения/обеспечения;– вспомогательное судно для подачи швартовых концов и нефтеналивного шланга; – судно-нефтесборщик-сборщик льяльных вод;– лоцманский катер;– буксиры для швартовки танкеров к ПНХ – 3 ед.Плавучие нефтехранилища, как правило, переоборудуются из списанных танкеров VLCC (грузоподъемностью свыше 200 тыс. т) или ULCC (свыше 300 тыс. т). Стоимость покупки подержанного супертанкера с учетом текущих цен на рынке списанных судов и цен на металлолом (420–440 долл./т) оценивается в 17–25 млн долл., конверсия в FSO (ПНХ) – еще 20–30 млн долл. Переоборудование такого танкера позволит принимать одновременно два судна Aframax (до 120 тыс. т дедвейта). Специфика эксплуатации ПНХ – судно должно работать длительное время без докования, что возможно по разрешению классификационного общества при условии проведения ежегодных подводных освидетельствований (опыт норвежского классификационного общества DNV GL в отношении ПНХ «Белокаменка»). По опыту работы на подобных проектах – для обслуживания ПНХ потребуется постоянная дислокация не менее 3 буксиров с мощностью главной энергетической установки 3 700 кВт (5 тыс. л.с). Буксиры должны быть оснащены азимутальными движителями, оборудованы кранами, носовыми и кормовыми лебедками. В случае организации ПНХ в заливах на расстоянии более 500 морских миль от ближайшего круглогодично действующего порта потребуется строительство порта-убежища для вспомогательного флота.По предварительным оценкам, требуемая категория ледовых усилений ледоколов для проводки судов во льдах – Icebreaker 8. Исключая проводки в тяжелых льдах, к работе могут быть привлечены в качестве вспомогательных ледоколы со спасательными функциями (спасение, пожаротушение, ликвидация аварийных разливов и т. д.). При работе в летний период для таких многоцелевых ледоколов достаточна категория Icebreaker 6 или Icebreaker 7. Ледокольное обслуживание и необходимое для этого количество ледоколов зависит от схемы организации работы флота в ледовых условиях. При сложных ледовых условиях и использовании судов с недостаточным классом ледовых усилений потребуется временное или постоянное использование ледоколов. Так, проводка транспортных судов по одному не является эффективной, поэтому возможна работа караваном, который формируется в результате последовательной загрузки по очереди 2-3-4 судов с последующим переходом караваном в должном ледокольном сопровождении. Оценка актуальности решения связана со стоимостью работы ледокола.Несмотря на сложную текущую геополитическую ситуацию, актуальность разработки арктического шельфа не снижается. Экспресс-анализ возможностей морской транспортировки арктической нефти выявил технологические особенности перевозок. Не стоит забывать, что Арктика – территория весьма чувствительная к воздействию техногенной среды и деятельность, в том числе нефтедобывающая и транспортная, может иметь необратимые последствия для региона. Поэтому снижение экологических рисков при мореплавании – важная и сложная задача, для решения которой применяются методы нормативно-правового регулирования, организационно-технических мероприятий, технического и технологического обеспечения и т. д. Речь идет о снижении не только возможных рисков, но и уровня текущего воздействия на морскую среду в результате выбросов выхлопных газов судовыми двигателями, сброса судовых отходов, балластных вод, а также о борьбе с экологическими последствиями аварий.Основные экологические риски эксплуатации флота:– риски столкновений судов, а также ледовых повреждений как при проводке в караване, так и при одиночном плавании;– риски разлива нефти и нефтепродуктов увеличиваются как при аварийных ситуациях во время перехода транспортных судов, так и при проведении геологоразведочных, строительных и других работ;– рост потребности в утилизации большего числа отходов, более частом сбросе балластных вод и т. д.;– рост выбросов оксида серы и оксидов азота;– при выгрузке на необорудованный берег, без которой практически невозможно строительство на неосвоенных участках побережья Арктики, существует риск возникновения аварийных ситуаций [12].Среди прочих мер, снижающих экологические риски, включая реализуемые в области совершенствования российского и международного законодательства, актуальными могут быть следующие мероприятия:– создание «зеленых» судов для плавания в Арктике, обеспечивающих минимальные выбросы;– совершенствование технологий сбора нефтеразливов;– развитие беспилотных (автономных) технологий в судоходстве;– совершенствование мониторинга деятельности в Арктике, в том числе с применением беспилотных подводных и летательных аппаратов;– развитие береговой портовой инфраструктуры в Арктике для обеспечения безопасности мореплавания и др. ЗаключениеОбслуживание морских сооружений на нефтегазовых месторождениях представляет собой сложную логистическую задачу, решение которой связано с оптимизацией флота для выполнения всех необходимых операций. Эта работа выполняется с учетом развернутых исходных данных. С учетом навигационных условий СМП и имеющегося опыта организации транспортной инфраструктуры НМ «Варандей» и «Приразломная» в рамках проработки круглогодичной морской транспортировки нефти на экспорт с месторождений Хатангского залива в статье рассмотрены варианты с использованием арктических челноков и ПНХ для промежуточной перевалки нефти на экспортные танкеры. Предварительные варианты размещения ПНХ: на маршрутах на запад – Мурманск, на восток – Олюторский залив (Берингово море). Существующие арктические челноки соответствуют размерной группе Panamax, оптимальной для относительно коротких маршрутов (например, доставка с месторождения на запад, до ПНХ в Мурманске). Для использования арктических челноков Panamax для доставки нефти на восток (на относительно длинных маршрутах до Олюторского залива) потребуется увеличение их количества, что может быть нежелательным с разных точек зрения. Поэтому целесообразно рассмотреть возможность создания арктических челноков более крупной размерной группы Aframax, что связано с возможностью эффективной эксплуатации таких судов во льдах, в том числе в паре с ледоколом, с учетом ширины формируемого канала и т. п. Такая возможность существует при строительстве новых ледоколов, способных формировать канал до 50 м. В дальнейшем следует рассмотреть возможность и оценить целесообразность работы арктических челноков в качестве экспортных линейных танкеров (способных работать как челночные и линейные круглогодично с доставкой в порт назначения).Для круглогодичной эксплуатации арктических челноков по СМП категории ледовых усилений Arc5 недостаточно. Исходя из имеющегося опыта, на уровне предварительных оценок для плавания во льдах в западном направлении оптимален класс не ниже Arc6 (относительно короткий маршрут по более предсказуемому льду с относительно простой организацией ледокольного сопровождения), а для плавания в восточном направлении, возможно, потребуется более высокий класс – Arc7 [11]. Для более точного определения потребуются дополнительные проработки и консультации. Ледокольная проводка потребуется в случаях:– возникновения тяжелых и средних ледовых условий; – в период с декабря по июнь при использовании судов классом ниже.По предварительной оценке, в зависимости от направления, вместимости судна, объема перевозок и при работе с перегрузкой на ПНХ требуется следующее количество арктических челноков:  – в западном направлении «Хатанга – Мурманск» с использованием челноков Panamax при объеме перевозок в 5 млн т в год – 3 ед.; в 10 млн т в год – 5 ед.; в 15 млн т в год – 8 ед. (при постановке по два судна при погрузке/выгрузке);– в восточном направлении «Хатанга – Олюторский залив» с использованием челноков Panamax при объеме перевозок в 5 млн т в год – 4 ед.; в 10 млн т в год – 7 ед.; в 15 млн т в год – 11 ед. (при постановке по два судна при погрузке/выгрузке);– в западном направлении «Хатанга – Мурманск» с использованием челноков Aframax при объеме перевозок в 5 млн т в год – 2 ед.; в 10 млн т в год – 4 ед.; в 15 млн т в год – 6 ед.;– в восточном направлении «Хатанга – Олюторский залив» с использованием челноков Aframax при объеме перевозок в 5 млн т в год – 3 ед.; в 10 млн т в год – 5 ед.; в 15 млн т в год – 8 ед.Потребное количество и вместимость линейных танкеров для вывоза нефти с загрузкой с ПНХ могут быть определены в дальнейшем исходя из предполагаемых портов окончательной доставки, с учетом вместимости ПНХ, технологических возможностей организации погрузки/выгрузки и т. п. В связи с предполагаемой потребностью постановки под разгрузку и погрузку у ПНХ по два танкера и с учетом его необходимой оборачиваемости как хранилища его вместимость должна быть достаточно большой. Предположительно будут востребованы ПНХ с DW порядка 360 тыс. т, это можно обеспечить конверсией списанных танкеров ULCC (грузоподъемностью свыше 300 тыс. т).Уточнение результатов возможно в процессе выполнения работы в более определенных условиях (иначе слишком много вариантов расчетов), т. е. после получения более развернутых исходных данных, выбора и согласования состава привлекаемого флота, организационной схемы его эксплуатации (строительство и эксплуатация своего флота или фрахт стороннего флота), уточнения строительной стоимости и эксплуатационных расходов транспортных судов, судов обеспечения, а также стоимости перевалки (на МЛСП, на ПНХ), исходя из уточненных объемов отгружаемой нефти.