Один за всех
Основная газовая сокровищница России сосредоточена на севере Западной Сибири, в Ямало-Ненецком АО (ЯНАО). По данным правительства региона, разведанные запасы газа округа составляют 44,5 трлн куб. м, а перспективные – более 35 трлн.
В прошлом году в ЯНАО было добыто 557 млрд куб. м природного и попутного газа (по статистике Росстата), что составило примерно 80 % от всей российской газодобычи. По сравнению с 2016 г. показатель увеличился на 50 млрд куб. м., притом что вся российская газодобыча выросла на 51 млрд.
Ведущая роль в разработке газовых залежей ЯНАО принадлежит «Газпрому». На него, по данным правительства региона, в первом полугодии 2018 г. пришлось 77 % от всей газодобычи округа. На втором месте – «НОВАТЭК» – 14,4%. В ЯНАО также добывают газ «дочки» почти всех российских ВИНКов.
Второй по производству газа российской регион – соседний с ЯНАО ХМАО-Югра. Это российский лидер по извлечению нефти, но показатели газодобычи у него куда более скромные. В 2017 г. здесь извлечено 34 млрд кубов, и это главным образом попутный газ. В Тюменской области без учета автономных округов в прошлом году добыли 273,8 млн куб. м газа.
Курс на Север
Роль основного центра газодобычи внутри ЯНАО сегодня сохраняет Надым-Пур-Тазовский регион. Разработка традиционных сеноманских залежей месторождений кластера ведется с 1970-х гг., и их запасы выбраны более чем наполовину. Пока объемы добычи значительны, но недропользователи работают над поиском других источников «голубого топлива».
Новый центр газодобычи создается на Ямале. По оценкам «Газпрома», суммарные запасы и ресурсы полуострова составляют 26,5 трлн куб. м газа, 1,6 млрд тонн газового конденсата и 300 млн тонн нефти. Добыча газа на Ямале в прошлом году составила 82,8 млрд куб. м, а в перспективе она способна достигнуть 360 млрд куб. м в год, полагают в монополии.
Сам «Газпром» объявил Ямал регионом своих стратегических интересов. В 2012 г. было запущено Бованенковское месторождение, которое теперь в значительной мере обеспечивает прирост добычи «Газпрома». Если в 2013 г. на Бованенково было извлечено 22,8 млрд куб. м газа, в 2016 г. – 67,4 млрд куб. м, то в 2017 году – уже 82,8 млрд. До конца года начнется эксплуатация третьего промысла, после чего месторождение выйдет на проектный уровень добычи – 115 млрд куб. м в год. Для сравнения – это почти четверть всей добычи «Газпрома» за 2017 г.
В будущем «Газпром» рассчитывает разрабатывать на Бованенково и неоком-юрские залежи. После этого проектная производительность месторождения возрастет до 140 млрд куб. м газа в год.
Кроме того, «Газпром» запланировал в начале 2019 г. приступить к полномасштабному освоению Харасавэйского месторождения (2 трлн куб. м запасов по С1+С2), а в 2023 г. – начать добычу на нем. Добыча будет вестись и на суше и на шельфе Карского моря, при этом скважины для морской части месторождения пробурят с берега. Газ планируется подавать в ЕСГ, для чего «Газпром» протянет трубопровод до Бованенковского месторождения.
Следующим крупным ямальским проектом «Газпрома» станет Крузенштернское месторождение (запасы свыше 1,5 млрд куб. м), а затем и месторождения Тамбейской группы (7,7 трлн куб. м). Есть планы и по разработке приямальского шельфа, участков в акватории Обской губы и на полуострове Гыдан.
Ямал также является стратегическим регионом для «НОВАТЭКа», обладающего несколькими лицензиями на полуострове. Разрабатывается крупное Южно-Тамбейское месторождение (926 млрд куб. м доказанных и вероятных запасов газа по PRMS), на базе которого работает проект «Ямал СПГ».
Другой важный для компании регион – полуостров Гыдан, где «НОВАТЭК» планирует вести добычу на Утреннем месторождении и ряде других участков.
Новые горизонты старого центра
Перспективы для прироста запасов газа сохраняются и в традиционном добычном регионе – Надым-Пур-Тазовском. Газовики ведут добычу в горизонтах, расположенных выше и ниже традиционных сеноманских залежей.
Разработку трудноизвлекаемых запасов ачимовских залежей в регионе активно ведет «дочка» «Роснефти» «Роспан Интернешнл». В 2017 г. компания добыла 6,5 млрд куб. м газа, а в текущем году году ожидается уже 19 млрд куб. м.
В 2020 г. «Роснефть» совместно с британской BP планируют начать добычу на Харампурском месторождении. Проект, в периметр которого также входит Фестивальный лицензионный участок, подразумевает разработку сеноманской, а затем и туронской залежи.
«Газпром», обладающий огромными запасами сеноманского газа, тоже рассчитывает добывать газ из горизонтов выше и ниже сеномана. Как отмечено на сайте компании, ресурсы ачимовских и юрских залежей на месторождениях «Газпрома» в ЯНАО могут составлять до 40 трлн куб. м газа, а надсеноманских отложений – примерно 4 трлн куб. м.
Для освоения несеноманских газовых запасов приходится разрабатывать и внедрять новые дорогостоящие технологии. Однако преимущество развития газодобычи «вглубь» в том, что она может быть развернута в районах с уже существующей опорной инфраструктурой.
В более далекой перспективе в Западной Сибири может начаться разработка и нетрадиционных запасов. Так, в «Газпроме» ведут исследования в области поиска залежей газовых гидратов и технологий их добычи.
Куда идет газ
ЯНАО десятилетиями выступает главным источником газа для трубопроводных поставок на российский внутренний рынок, а также экспорта «Газпрома» в Европу. С прошлого года открыто новое направление: в Азиатско-Тихоокеанский регион морем пошел сжиженный газ с проекта «Ямал СПГ» (50,1 % у «НОВАТЭКа», по 20 % у французской Total и китайской CNPC, 9,9 % у китайского Фонда Шелкового пути).
Первая партия сжиженного газа с первой очереди завода была отгружена в декабре 2017 г., со второй – в августе этого года. Проектная мощность каждой технологической линии – 5,5 млн тонн СПГ в год. По планам акционеров, после запуска еще двух очередей мощность предприятия достигнет 17,4 млн тонн в год.
В будущем году «НОВАТЭК» планирует начать строительство своего второго завода по сжижению газа – «Арктик СПГ-2». Предприятие будет расположено на Гыдане и, как сообщалось, начнет производство в 2022–2023 гг. Партнером «НОВАТЭКа» выступает Total, ведутся переговоры о вхождении в проект и с другими мировыми компаниями.
Но если продажи за рубеж растут, то еще один способ монетизации природного газа – его глубокая переработка – практически не используется. Между тем «жирный» газ (с высоким содержанием этана и других примесей) валанжинских и ачимовских пластов ЯНАО является ценным сырьем для нефтегазохимии. Однако существующая газоперерабатывающая инфраструктура Западной Сибири «специализируется» на ПНГ и конденсате.
Важным шагом в решении проблемы может стать проект «Газпрома» по строительству в Усть-Луге газохимического комплекса (ГХК) мощностью 45 млрд куб. м, сырье для которого планируется поставлять из ЯНАО. Помимо строительства предприятия, для проекта необходимо реконструировать систему сбора «жирного» газа в Надым-Пур-Тазовском регионе и модернизировать транспортную инфраструктуру. До конца этого года «Газпром» планирует принять инвестрешение по проекту.
Утилизация ПНГ
В Уральском ФО, к которому относится и Тюменская область с округами, извлекается более половины российского ПНГ (общий добыча в РФ за 2017 г. – 85,4 млрд куб. м). Основной вклад в показатель вносит ХМАО-Югра, хотя в последние годы уровень добычи попутного газа в округе несколько снижается.
Средний по России уровень утилизации ПНГ в прошлом году составил 88,5 %, указано в материалах Аналитического центра при правительстве РФ. В Западной Сибири все гораздо лучше. В ЯНАО достигли целевого показателя в 95 % еще три года назад. А в ХМАО-Югре показатель превысил 96 %. К 2020 г. полезное использование попутного газа достигнет 98 %, обещала ранее губернатор округа Наталья Комарова.
Ряд работающих в регионе компаний сообщают, что достигли еще более впечатляющих результатов: «Сургутнефтегаз» – 99 %, «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» – 97 %.
При этом применяются несколько способов полезного применения попутного газа.
Часть ПНГ нефтяники используют для собственных нужд: направляют на промысловые электростанции, топят котельные и т.п. Где это возможно, попутный газ после подготовки и прохождения через дожимные компрессорные станции (ДКС) поставляется в ЕСГ. Также часть ПНГ может поставляться местным потребителям.
Нефтяники нередко закачивают попутный газ обратно в пласт для увеличения его нефтеотдачи. Например, «РИТЭК» (дочернее общество «ЛУКОЙЛа») применяет такой способ на геологически сложном Сандибинском месторождении в ЯНАО.
В ряде случаев обратную закачку попутного газа из-за отсутствия инфраструктуры для более полезного использования. Так, «Газпром нефть» закачивают ПНГ в пласт на Новопортовском месторождении, удаленном от потребителей и перерабатывающих предприятий.
Нестандартный вариант нашел «Мессояхнефтегаз» (СП «Газпром нефти» и «Роснефти»): попутный газ с Восточно-Мессояхского месторождения решили направить в газовую шапку соседнего Западно-Мессояхского. Для этого между двумя участками протянут 54-километровый газопровод. Закачанный ПНГ смогут использовать в будущем. Построить необходимую инфраструктуру планируют в конце 2020 г.
Около половины ПНГ идет на переработку. Главным игроком на этом рынке является «Сибур», у которого в Западной Сибири создана масштабная инфраструктура по переработке и транспортировке ПНГ и ШФЛУ. В ее состав ходят, в частности, восемь ГПЗ, один из которых (Южно-Приобский ГПЗ) – СП с «Газпром нефтью». Заводы принимают ПНГ от разных недропользователей. Объем переработанного ПНГ в прошлом году составил 22,8 млрд куб. м.
Сейчас «Сибур» строит под Тобольском крупный комплекс «ЗапСибНефтехим», который сможет глубоко перерабатывать до 22,4 млрд куб. м ПНГ. Как ожидается, предприятие заработает через два года.
Свои ГПЗ в регионе есть и «ЛУКОЙЛа» (Локосовский ГПЗ мощностью 2,14 млрд куб. м газа в год), а также у «Сургутнефтегаза» (объем переработки 6,5 млрд куб. м в 2017 г.).
Увеличить объем и глубину переработки ПНГ также призван строящийся Новоуренгойский ГХК «Газпрома» мощностью в 400 тыс. тонн продукции в год. Однако предприятие, которое три года назад планировали запустить в 2017 г., все еще не построено до конца. По данным СМИ, комплекс запустят не ранее 2019 г.
