Рост производства
Материал опубликован в № 4 корпоративного журнала «Газпром», беседу вел Сергей Правосудов
На вопросы журнала «Газпром» отвечает заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» Виталий Маркелов
- Виталий Анатольевич, сколько газа и жидких углеводородов добыл «Газпром» в 2018 году?
-
В минувшем году «Газпром» добыл 497,6 млрд куб. м газа, 15,9 млн т газового конденсата и 40,9 млн т нефти.
- Каковы планы на 2019 год? На сколько теоретически «Газпром» может увеличить добычу газа в случае резкого роста спроса?
-
В текущем году планируем добыть 495 млрд куб. м газа, 15,7 млн т конденсата и 41,8 млн т нефти. При необходимости или в случае резкого роста спроса «Газпром» может увеличить объемы добычи газа, но не более чем на 20% от проектных показателей месторождений. Это ограничение было установлено Минприроды в 2016 году.
Ямал
- Когда планируется вывести на проектную мощность Бованенковское месторождение и запустить Харасавэйское месторождение?
-
В настоящее время продолжаются работы по обустройству Бованенковского НГКМ. Добыча газа наращивается поэтапно с учетом потребностей рынка.
В 2023 году предполагаем ввести в эксплуатацию Харасавэйское ГКМ. В 2023 году запланирован ввод УКПГ производительностью 32 млрд куб. м газа в год, ДКС мощностью 150 МВт и 93 эксплуатационных скважин. В 2024 году — подключение 62 скважин.
- Сколько газа и конденсата было добыто в 2018 году из ачимовских залежей?
-
В 2018 году из ачимовских залежей было добыто 10,2 млрд куб. м газа и 4,4 млн т газового конденсата.
- Каковы планы на 2019 год?
-
В 2019 году планируем добыть из ачимовских залежей 11,1 млрд куб. м газа и 4,8 млн т газового конденсата. При этом возможно увеличение добычи до 13,2 млрд куб. м газа и 5,6 млн т конденсата.
- Когда предполагается ввести в эксплуатацию 3-й, 4-й и 5-й участки?
-
Ввод в эксплуатацию 3-го участка прогнозируется в 2028 году, а 4-го и 5-го участков гораздо раньше — в 2020 году.
- Какой максимальный объем газа и жидких углеводородов планируется добывать из ачимовских залежей?
-
В соответствии с действующим проектом разработки накопленная добыча за весь период эксплуатации из ачимовских залежей в целом по ПАО «Газпром» может составить 1,5 трлн куб. м газа, 218,2 млн т газового конденсата и 41,6 млн т нефти.
- Каковы планы в отношении Тамбейской группы?
-
В настоящее время специалисты ПАО «Газпром» и АО «РусГазДобыча» занимаются оценкой перспектив реализации совместного интегрированного проекта по освоению ресурсной базы Тамбейского месторождения (ранее Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское и Тасийское месторождения).
По результатам этой работы будет определена техническая возможность и условия реализации проекта, а также сформирована оптимальная конфигурация проекта с целью принятия сторонами решения по его совместной реализации. В рамках проводимой работы рассматривается в том числе возможность поэтапного ввода в разработку Тамбейского месторождения начиная с 2026 года.
- Расскажите о проекте освоения Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений.
-
Данный комплексный проект, реализуемый компанией ООО «РусГазАльянс» — совместным предприятием Группы «Газпром» и АО «РусГазДобыча», предусматривает добычу, транспортировку и реализацию природного газа с Парусового, Северо-Парусового и Семаковского месторождений, расположенных на Тазовском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе.
В настоящее время ведется работа по проектированию обустройства Семаковского месторождения, частично расположенного в акватории Тазовской губы. Ввод первой очереди месторождения в разработку планируется осуществить в 2022 году путем строительства и обустройства скважин на суше. В рамках второй и третьей очередей будет выполнено, соответственно, строительство ERD-скважин (extended-reach drilling, скважины с отходом от вертикали более 3,5 тыс. м) и морского добычного комплекса для освоения акваториальной части Семаковского месторождения.
По результатам технико-экономического анализа оптимальным вариантом морского добычного комплекса для данного месторождения определен искусственный остров с основанием из стального кессона. Технологическая возможность и экономическая целесообразность замены стального основания на железобетонное будет дополнительно изучена в случае развития и внедрения данной технологии на других проектах.
Следует отметить, что выбор данных технологических решений позволяет в том числе минимизировать зависимость реализации проекта от санкций иностранных государств. Так, возможность разделения морского добычного комплекса на основание и верхнее строение позволяет использовать зарекомендовавшие себя технические решения, аналогичные используемым при обустройстве месторождений на суше. Таким образом, реализация совместного проекта позволит наработать опыт использования передовых технологий для освоения аналогичных месторождений.
Помимо Семаковского, в рамках подготовительного этапа проекта компанией также ведется работа по Парусовому и Северо-Парусовому месторождениям, направленная на принятие окончательного инвестиционного решения по их освоению. С целью оптимизации технико-экономических показателей проекта освоения Парусовой группы месторождений планируется обеспечить достижение синергетического эффекта от использования единого газотранспортного коридора с группой Каменномысских месторождений.
Ввод Парусового месторождения в разработку планируется в 2025 году, а Северо-Парусового месторождения — на более поздних этапах с целью поддержания «полки добычи».
Шельф
- А когда начнется освоение месторождений Обской и Тазовской губ? Влияют ли зарубежные санкции на сроки разработки этих месторождений?
-
Планами ПАО «Газпром» предполагается последовательное освоение акваториальных месторождений, расположенных в Обской и Тазовской губах. Первым планируется обустроить и ввести в эксплуатацию самое крупное из месторождений региона — газовое месторождение Каменномысское-море (в 2025 году). Уровень добычи газа на «полке» составит 15 млрд куб. м ежегодно.
Разработку месторождения планируется осуществлять четырьмя кустами скважин: основным, расположенным на ледостойкой стационарной платформе, и тремя сателлитными, которые будут располагаться на ледостойких блок-кондукторах.
В настоящее время ведется проектирование обустройства месторождения. До конца текущего года планируется пройти ведомственную и государственную экспертизы, а в 2020 году начать общестроительные работы.
Выполнены инженерные изыскания: по трассе будущего газопровода до ГКС «Ямбургская», в акватории Обской губы в местах установки платформы и блок-кондукторов, а также по трассе подводных трубопроводов.
Зарубежные санкции на сроки разработки месторождений региона не влияют, так как всё оборудование и технологии, планируемые к применению, будут отечественного производства.
- Расскажите о работе «Газпрома» на шельфе острова Сахалин.
-
«Газпром» на шельфе острова Сахалин в рамках Восточной газовой программы осуществляет реализацию проектов освоения Киринского и Южно-Киринского месторождений углеводородов.
Как известно, Киринское газоконденсатное месторождение было введено в промышленную разработку в 2014 году. В настоящее время добыча газа осуществляется двумя эксплуатационными скважинами в периодическом режиме. В 2018 году добыча на месторождении составила 673,7 млн куб. м газа и 113,9 тыс. т конденсата.
Товарный газ поставляется в магистральный газопровод Сахалин-Хабаровск-Владивосток, газовый конденсат — в нефтепровод «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани». Основные потребители газа Киринского ГКМ — север Сахалинской области и Приморский край.
На месторождении завершено эксплуатационное бурение (построено семь эксплуатационных скважин). Строительство скважин осуществлялось полупогружными плавучими буровыми установками «Полярная звезда» и «Северное сияние».
При обустройстве месторождения впервые в нашей стране использованы технологии подводной добычи углеводородов. Для обеспечения вывода месторождения на проектный уровень добычи газа (5,5 млрд куб. м) запланированы работы по укладке второй нитки морского газосборного коллектора и подключению к газосборной сети пяти скважин.
Завершение работ по обустройству Киринского месторождения и выход на проектную мощность запланирован к 2021 году. В 2019 году планируем обеспечить добычу углеводородного сырья в объеме 880 млн куб. м природного газа и 143,9 тыс. т конденсата.
- Когда планируется ввести в эксплуатацию Южно-Киринское месторождение?
-
Работы ведутся в соответствии с утвержденным «Планом мероприятий по реализации инвестиционного проекта обустройства Южно-Киринского месторождения с началом добычи газа в 2023 году (этап 1)». В 2018 году на месторождении началось бурение эксплуатационных скважин (пробурены четыре скважины до продуктивного горизонта).
В настоящее время разрабатываются дополнение к технологической схеме разработки месторождения, проектная документация на обустройство месторождения и на строительство эксплуатационных скважин, осуществляется выбор поставщиков технологического оборудования длительного срока изготовления.
Основные технические решения также предполагают полностью подводное обустройство месторождения с подготовкой добытой пластовой продукции на береговой установке комплексной подготовки газа, которая будет располагаться рядом с УКПГ Киринского ГКМ. Проектный уровень добычи газа Южно-Киринского месторождения составит 21 млрд куб. м и будет обеспечиваться эксплуатационным фондом из 37 скважин.
Планируется заключить договор на условиях «под ключ» на обустройство Южно-Киринского месторождения, приступить к поставке оборудования для подводного и берегового технологических комплексов, а также начать выполнение подготовительных работ к обустройству (фрахт судов, оформление разрешительных документов).
В 2019 году на месторождении планируется бурение еще четырех эксплуатационных скважин.
- Сколько газа в минувшем году было добыто на Астраханском месторождении? Каковы перспективы его освоения?
-
В 2018 году на Астраханском месторождении было добыто 11,2 млрд куб. м газа. Что касается перспектив, то на лицензионных участках ООО «Газпром добыча Астрахань» существует потенциальная возможность увеличения добычи до 48 млрд куб. м газа в год с выработкой до 27 млрд куб. м товарного газа ежегодно. Для обеспечения проектного уровня добычи (12 млрд куб. м газа в год) в соответствии с основными положениями проектного документа необходимо обеспечить строительство и пуск УППГ-7 не позднее 2025 года.
Восточная программа
- Каковы планы освоения Чаяндинского месторождения?
-
Начало подачи газа в магистральный газопровод «Сила Сибири» с месторождения запланировано в конце 2019 года. Максимальный уровень годовой добычи свободного газа составит 25 млрд куб. м (фондом добывающих газовых скважин в 335 единиц), с периодом постоянной добычи 20 лет.
В 2019 году по объектам газовой части Чаяндинского месторождения предусмотрен ввод в эксплуатацию установки комплексной подготовки газа производительностью 12,5 млрд куб. м в год, дожимной компрессорной станции мощностью 100 МВт, двух технологических линий установки мембранного выделения гелиевого концентрата, 113 эксплуатационных газовых скважин. По объектам нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ планируется ввод в эксплуатацию установки подготовки нефти производительностью 131 тыс. т в год, трех газовых и четырех нефтяных скважин.
- Расскажите о планах разработки Ковыктинского месторождения.
-
Ввод в промышленную разработку Ковыктинского ГКМ с подачей газа в магистральный трубопровод предполагается в 2022 году. Проектная мощность — 25 млрд куб. м газа и 1,4 млн т конденсата ежегодно. Добывающий фонд скважин за весь период разработки составит 514 единиц.
- Сколько метана угольных пластов было добыто в 2018 году? Каковы перспективы этого проекта?
-
В 2018 году в рамках проекта «Добыча метана из угольных пластов», реализуемого на территории Кемеровской области, продолжилось проведение геологоразведочных и опытно-промышленных работ на Нарыкско-Осташкинском метаноугольном месторождении, а также поисково-оценочных работ на перспективной Тутуясской площади
Весь объем добытого газа — 2,78 млн куб. м — в минувшем году использовался для заправки автотранспорта и на генерацию, для обеспечения собственной потребности в электроэнергии производственных объектов с передачей излишков в энергосеть Кемеровской области.
В текущем году в рамках данного проекта планируется начать строительство и освоение трех систем инновационных многозабойных разведочных скважин (шесть скважин, в том числе три многозабойные и три вертикальные). На сегодняшний день построена вся необходимая промысловая инфраструктура для бурения, утверждена проектная документация на строительство данных скважин, в которой учтен передовой зарубежный опыт разработки метаноугольных месторождений, позволяющий говорить о возможности последующего тиражирования данных технологий на юге Кузбасса. Современная конструкция многозабойных скважин позволит получить дебиты газа, сопоставимые с некоторыми традиционными газовыми скважинами южных регионов РФ.
Наиболее приоритетными направлениями использования метана угольных пластов являются производство и поставка СПГ потребителю, в том числе для крупнотоннажной техники угледобывающих предприятий, а также газификация районов Кемеровской области (население, коммунально-бытовой сектор), непосредственно прилегающих к промысловым площадям.
Турон, сенон и газогидраты
- Каковы перспективы разработки туронских и сенонских залежей?
-
В 2018 году закончилась фаза опытно-промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. С 2011 года здесь были построены три экспериментальные эксплуатационные скважины, отработаны различные технологии повышения продуктивности скважин. В результате добыто более 800 млн куб. м газа и выбраны оптимальные технические решения для разработки залежи.
В конце 2018 года приступили к реализации технических решений по подготовке залежи к промышленной разработке. К началу 2019 года пробурены шесть эксплуатационных скважин пускового комплекса, три из них закончены строительством. Ввод 12 скважин пускового комплекса в эксплуатацию запланирован на второе полугодие нынешнего года. Скважины имеют U-образный профиль ствола и двойное вскрытие продуктивного пласта Т1–2, что позволило существенно повысить их продуктивность, которая по фактическим газодинамическим исследованиям превысила проектную, а максимальный дебит газа, зафиксированный при освоении скважин, превышал 500 тыс. куб. м в сутки. Ввод в эксплуатацию основной части туронской залежи Южно-Русского месторождения запланирован на 2023 год. Максимальная проектная годовая добыча составит 9,3 млрд куб. м газа.
Вторым перспективным месторождением, на котором планируется освоение туронской залежи, является Заполярное. Реализация мероприятий по вводу залежи в эксплуатацию предусматривает два этапа. На первом строятся и вводятся в опытно-промышленную эксплуатацию две экспериментальные эксплуатационные скважины на существующих кустовых площадках газовых скважин с подключением к действующим газосборным коллекторам. По результатам данного этапа реализуются мероприятия по освоению залежи на полное развитие. Первый этап планируется реализовать в период 2021–2025 годов. Максимальная проектная добыча газа на втором этапе — 5,8 млрд куб. м ежегодно.
В 2018 году продолжилась реализация Программы подготовки запасов углеводородов надсеноманских отложений на месторождениях в Ямало-Ненецком округе. Данная Программа рассчитана до 2025 года и направлена на изучение сенонских отложений и решение преимущественно поисковых задач на шести лицензионных участках ПАО «Газпром». С целью сокращения сроков и повышения эффективности параллельно с решением геологических задач планируется отработка технологий разработки и повышения продуктивности скважин.
По экспертной оценке, ресурсы газа в сенонских отложениях составляют около 4,5 трлн куб. м, сосредоточенных преимущественно в пределах освоенных месторождений ПАО «Газпром» с готовой наземной инфраструктурой. Оценочный максимальный проектный уровень годовой добычи из сенонских залежей составляет 13–15 млрд куб. м газа.
В прошлом году на Медвежьем месторождении пробурены две новые поисково-оценочные скважины. Задачи по изучению разреза и оценке свойств пород решены при бурении пилотного вертикального ствола данных скважин. Задачи по изучению добычных возможностей и отработке технологий повышения продуктивности решаются боковым субгоризонтальным стволом и применением технологии многостадийного гидроразрыва пласта. В настоящее время продолжается выполнение программы по испытанию скважин. В 2019 году планируется закончить испытание данных скважин и пробурить еще одну поисково-оценочную скважину.
Помимо Медвежьего месторождения, началась активная реализация мероприятий в соответствии с Программой на Вынгапуровском месторождении. В 2018 году пробурен пилотный вертикальный ствол первой поисково-оценочной скважины. В 2019 году планируется испытать скважину и пробурить еще одну. Для более детального изучения сенонских отложений на Вынгапуровском месторождении в дополнение к поисково-оценочному бурению с целью геолого-геофизических исследований в сенонских отложениях в текущем году планируется начать работы по проекту расконсервации и исследованию отложений в законсервированных эксплуатационных сеноманских скважинах старого фонда.
Кроме того, на 2019 год запланированы подготовительные работы по изучению сенонских отложений на Комсомольском и Ямбургском месторождениях.
- Планирует ли «Газпром» заниматься разработкой газогидратов?
-
Природные газогидраты — это стратегический энергетический ресурс нашей страны. Россия благодаря геолого-климатической специфике будет лидировать в добыче этого нетрадиционного газового ресурса в будущем. Однако начало промышленного освоения гидратного газа, как у нас, так и за рубежом, пока сдерживается отсутствием рентабельных технологий его извлечения. В связи с этим на текущий момент разработка газовых гидратов для ПАО «Газпром» не представляет существенного интереса в связи с экономическими преимуществами традиционного газа.
Тем не менее «Газпром» в ближайшей перспективе будет заниматься исследованиями гидратонасыщенных пород и изучением потенциальных газогидратных залежей в районах распространения многолетнемерзлых пород при проведении геологоразведочных работ на месторождениях севера Западной Сибири.
За рубежом
- Расскажите о работе «Газпрома» в Боливии и Аргентине.
-
Проекты в Боливии мы реализуем совместно с французской Total EP Bolivie, являющейся оператором, а также с боливийской национальной компанией YPFB. Проекты находятся на различных этапах: лицензионный участок Асеро на этапе геологоразведки, а лицензионные участки Ипати и Акио — на этапе разработки и дообустройства месторождения.
На лицензионном участке Асеро в соответствии с условиями контракта завершены проведение магнитотеллурических съемок и работ по гравиметрии, а также обработка и интерпретация полученных данных. На одной из выделенных перспективных структур Ньянкауа́су начато бурение скважины.
На лицензионном участке Ипати и Акио добыча в объеме 8 млн куб. м в сутки обеспечивается за счет газоконденсатного месторождения Инкауаси. В настоящее время продолжаются работы по рассмотрению возможности увеличения добычи на данном месторождении.
Помимо Боливии, Группа «Газпром» рассматривает возможности реализации проектов на территории Аргентины, в том числе связанных с освоением нетрадиционных запасов газа. В данный момент мы проводим оценку приобретения доли в одном из основных добычных газовых активов в портфеле контролируемой государством нефтегазовой компании YPF.
- Расскажите о работе по модернизации газового хозяйства Киргизии.
-
26 июля 2013 года было подписано Соглашение между правительством Российской Федерации и правительством Киргизской Республики о сотрудничестве в сфере транспортировки, распределения и реализации природного газа на территории Киргизской Республики. В соответствии с указанным Соглашением ПАО «Газпром» обеспечило вложение более 20 млрд рублей в развитие и модернизацию газовой инфраструктуры Киргизской Республики.
ОсОО «Газпром Кыргызстан» является стопроцентно дочерним обществом Группы компаний «Газпром», обеспечивает полный цикл работ по поставке природного газа потребителям Киргизской Республики, а также оказывает услуги по транспортировке казахстанского газа по магистральному газопроводу Бухарский газоносный район — Ташкент — Бишкек — Алматы (МГ «БГР-ТБА»), расположенному на севере Киргизской Республики.
В рамках инвестиционной деятельности выполнено строительство 63-километрового участка МГ «БГР-ТБА» второй очереди (км 1001–1063,7), завершена реконструкция путем стопроцентной замены трубы участка МГ «БГР-ТБА» первой очереди (км 1063,7–1113). Данные участки оборудованы комплексом линейной телемеханики, обеспечивающим централизованное управление технологическим процессом транспорта газа и функционирующим в интеграции с системой автоматизированного управления КС-5А «Сокулук», оснащены современными средствами связи, средствами электрохимической защиты, стационарными камерами приема внутритрубных устройств и полностью отвечают требованиям «Газпрома». Также выполнен полный комплекс ремонтных работ на существующем 113-километровом участке МГ «БГР-ТБА», введенном в эксплуатацию в конце 60-х годов ХХ века.
Кроме того, в 2018 году был реконструирован и введен в эксплуатацию межгосударственный замерный узел «Чуй». При реализации проекта были применены передовые технологии и современное оборудование для учета газа, аналоги которого ранее не использовались на объектах транспорта газа Киргизской Республики.
В рамках подписанного Межправительственного соглашения ОсОО «Газпром Кыргызстан» поставило перед собой стратегическую задачу по повышению уровня газификации в Киргизской Республике до 60% к 2030 году. В настоящее время в Киргизской Республике газифицировано 46 населенных пунктов, из них 13 городов и поселков городского типа. Уровень газификации природным газом составляет 30%. За период с 2014 года в общей сложности построено свыше 700 км распределительных газопроводов. Выполнена реконструкция ГРС-2, обеспечивающей подачу природного газа потребителям в г. Бишкеке и ГРС «Сокулук». В настоящее время завершаются строительно-монтажные работы по реконструкции газопровода-отвода Бишкек-Кант-Токмок протяженностью 60 км и ГРС «Токмок».
В рамках программы развития применения природного газа в качестве моторного топлива выполнена реконструкция АГНКС в с. Ленинское. Разработана и утверждена проектная документация по реконструкции еще трех АГНКС.
