Продуманные подходы и инструменты управления газовым бизнесом

Журнал «НефтеКомпас»
Антон Гладченко

«Газпром нефть» за последние пять лет увеличила добычу газа почти в 10 раз. О том, почему нефтяная компания активно развивает газовый бизнес, не вступая в конкуренцию со своим главным акционером, компанией «Газпром», журналу «НефтеКомпас» рассказал руководитель дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти» Антон Гладченко.

Журнал «НефтеКомпас»
Оригинал данной статьи впервые был опубликован на английском языке в журнале «НефтеКомпас» информационно-аналитического агенства «Энерджи Интеллидженс Груп (Великобритания) Лимитед», www.energyintel.com. Данная статья публикуется с разрешения агенства Энерджи Интеллидженс, которое оставляет за собой все авторские права.



— Компанию «Газпром нефть» принято считать нефтяной компанией, основной бизнес которой связан с разведкой и добычей нефти. Существует ли у компании собственная газовая программа?

— Нефтяной бизнес не всегда можно полностью отделить от газового. Добывая нефть, мы также извлекаем большое количество попутного нефтяного газа (ПНГ). Исторически в России большая часть этого газа сжигалась. Однако это стало большой проблемой для всех нефтяных компаний после установления с 1 января 2012 г. целевого показателя сжигания ПНГ на факелах не более 5% и ужесточения санкций за сверхнормативное сжигание. Кроме того, в портфель наших недавно запущенных или планируемых к разработке месторождений входит большое количество тех, на которых добыча нефти неизбежно связано с извлечением больших объемов газа. Связано это с геологической структурой этих активов. Подобные месторождения — нефтегазоконденсатные, при разработке которых извлекается не только значительное количество растворенного газа, но и газ газовых шапок. Анализируя этот объем газа, который у нас неминуемо сжигался бы, появилась необходимость создать интегрированную газовую программу, в которой увязались бы коммерческие и инфраструктурные решения. Такая программа появилась в 2010 г., а год спустя она была утверждена советом директоров.

С 2011 по 2015 годы в газовую программу инвестировано около 50 млрд.руб, а с 2016 по 2018 гг. ожидаемый уровень инвестиций ожидаются в объеме уже более 70 млрд руб.

— Какой объем газа компания добыла в 2015 г. и как эта цифра изменится в 2016 г.?

— В 2015 г. году добыча газа составила 30 млрд куб м. Более половины добытого объема приходится на наши совместные предприятия с компанией «Новатэк» — «СеверЭнергия» и «Нортгаз». Оставшиеся объемы — это тот природный и попутный газ, который мы стали добывать за последние пять лет. За это время мы увеличили добычу почти в 10 раз, так как в 2010 г. эта цифра едва превышала 4,4 млрд куб. м. В 2016 г. объем добычи газа с учетом совместных предприятий ожидается на уровне 32,5 млрд куб. м.

— Каков уровень полезного использования ПНГ по компании сегодня?

— На конец 2015 года эта цифра достигла 80%. Запуск Новопортовского и Восточно-Мессояхского месторождений в активную разработку ведет к дополнительным объёмам извлечения ПНГ и риску сжигания и, как следствие, к некоторому снижению уровня утилизации газа в 2016 −2017 гг.

Это обусловлено временным «разрывом» между началом промышленной добычи нефти и запуском компрессорной станции для обеспечения обратной закачки газа (конец 2016). Данный временной лаг объясняется тем, что уровень неопределённости по запасам и объёмам добычи нефти ниже, чем по объёмам извлекаемого ПНГ. Соответственно, точка принятия решения по нефтяной инфраструктуре традиционно наступает раньше, чем по газовой инфраструктуре. Так, после начала закачки газа Новопортовского месторождения летом 2017 года и запуска газовой инфраструктуры на ВУ Оренбургского НГКМ уровень утилизации в 4 кв. 2017 г. составит ~85%.

— Государство взимает штрафы за превышение предельного уровня по сжиганию попутного газа. Насколько чувствительны эти штрафы?

— Правильно было бы говорить не о штрафах, а о платежах за выброс вредных веществ. Безусловно, мы их платим. Но, размер платежей за сжигание уменьшается на объем инвестиций, направленных на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа. Последние пару лет мы инвестируем в проекты по использованию попутного газа гораздо больше, чем мы должны были бы платить за сжигание. В итоге, если в течение года инвестиции больше, чем размер платежей, то фактически платежи не осуществляются.

Наши инвестиции в 2015 г. составили 30 млрд руб.

— Как строится ваша газовая программа?

— Наша газовая программа имеет два направления. Первое — это увеличение уровня полезного использования попутного газа. Второе — это монетизация природного газа, который мы добываем на наших месторождениях.

Реализация основных мероприятий по первому направлению должна быть завершена в 2018 г. В дальнейшем каждый новый актив, вводимый в разработку, будет автоматически иметь коммерческое и техническое решение по использованию газа. Что касается монетизации природного газа, то здесь решения зависят конкретно от каждого проекта и обеспечивается за счет договоренностей с нашей материнской компанией.

— Расскажите о наиболее важных проектах вашей газовой программы.

— Давайте начнем с проектов по полезному использованию попутного газа. Около половины всего ПНГ в компании извлекается в Ноябрьском регионе, где компанией разработан интегрированный проект. В рамках этого проекта «Газпром нефть» совместно с нефтехимическим холдингом «Сибур» в несколько этапов провели синхронное расширение мощностей по транспортировке и утилизации попутного газа, что позволило увеличить объемы газа, направляемые на переработку, на дополнительные 1,35 млрд.м3/год. «Газпром нефть» проложила новые газопроводы и провела частичную реконструкцию существующей системы сбора газа с месторождений Вынгапуровской группы. «Сибур» расширил мощности существующей в регионе компрессорной станции, создав на ее базе новое предприятие — Вынгапуровский газоперерабатывающий завод мощностью более 2,5 млрд куб. м. газа в год.

Одновременно на Еты-Пуровском месторождении нашей компанией строится Еты-Пуровская компрессорная станция мощностью 1,2 млрд м³ газа в год, откуда газ будет поступать на Вынгаяхинскую установку комплексной подготовки газа. Запуск КС запланирован на октябрь текущего года. Это позволит нам весь дополнительный объем газа, добываемый в регионе, компримировать и поставлять в ЕСГ «Газпрома. Этот проект имеет критическое значение для двух наших активов — «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Газпромнефть-Муравленко». Мы создаем гибкую систему, которая позволит нам в этом регионе достичь уровня утилизации более 95%. Система позволит использовать оптимальные варианты по использованию газа, даже в случае изменения прогнозов добычи на ряде месторождений — Вынгапуровском, Новогоднем, Еты-Пуровском.

— Как решается вопрос утилизации попутного нефтяного газа на отдаленных месторождениях Ноябрьского региона?

— Нам еще предстоит принять окончательное инвестиционное решение в целом по разработке этой группы месторождений. Это можно будет сделать после завершения геологоразведки в регионе. На сегодняшний день существует понимание, что объемы газа там могут быть значительными. Есть несколько вариантов использования этого газа — монетизация посредством поставки на Вынгапуровский ГПЗ Сибур или на нашу Еты-Пуровскую КС и, как топливо, для выработки электроэнергии со строительством генерирующих мощностей.

— Вернемся к другим крупным проектам.

— 4 августа «Газпром нефть», осуществила запуск Шингинской газотурбинной электростанции номинальной мощностью 24 МВт. Строительство электростанции обеспечит повышение ценности использования попутного газа и эффективности разработки Шингинского месторождения и других месторождений в регионе, где будет фактически создан газоэнергетический хаб. В конце года должно быть завершено строительство компрессорной станции мощностью до 300 млн м³/год. Часть оставшегося газа будет компримирована и передана нашему партнеру «Томскгазпром», далее этот газ будет подготовлен и поступит в систему «Газпрома». Таким образом, мы создаем довольно гибкую модель, в рамках которой мы сможем решать, какую часть газа направлять на производство электроэнергии, а какую отправлять в систему «Газпрома». В будущем эта система сможет подключить Арчинское и Урманское месторождения с перспективной добычей до 0,4 млрд куб. м.

Кроме того, «Газпром нефть» планомерно развивает транспортные мощности в Оренбургском регионе для поставки растущих объемов газа на Оренбургский ГПЗ. На восточной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения «Газпром нефть» совместно с «Газпромом» выработала решение о расширении существующей трубы для транспортировки газа с месторождения. В сентябре мы заканчиваем испытание и в октябре вводим запускаем новый дополнительный газопровод. Кроме того, строится компрессорная станция. Эти решения должны обеспечить возможность поставки всего объема добываемого газа — более 5 млрд куб м —на Оренбургский ГПЗ. Что касается активов на западе Оренбургской области, то там запланированы проекты, связанные как с генерацией, так и с поставками на Оренбургский ГПЗ. Сегодня по этому проекту ведется геологоразведка для определения объемов добычи. Мы имеем долгосрочный контракт с «Газпромом», который позволит нам работать в любом диапазоне, однако мы ждем финального инвестрешения о разработке группы месторождений от нефтяников.

— Если говорить о ваших новых проектах, как там решается вопрос полезного использования попутного газа?

— В 2017 г. с вводом установки комплексной подготовки газа (УКПГ) на Новопортовском месторождении будет завершен целый набор проектов по повышению уровня полезного использования попутного газа. УКПГ в Новом Порту — это один из крупнейших проектов компании, инвестиции в который составят порядка 25 млрд. руб. Проект уникален. Установка предназначена для сжатия, очистки и осушки попутного нефтяного газа и его последующей утилизации путем обратной закачки в продуктивный пласт. Проектная производительность УКПГ составит более 7 млрд. куб. м газа в год, общая мощность компрессоров в составе УКПГ, которые также можно использовать для поставки газа в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) Газпрома — 256 МВт. После того, как мы начнем закачку газа, мы будем смотреть на то, как ведет себя резервуар, как мы можем управлять давлением в пласте и повышать КИН. Исходя из этого, будет приниматься решение об отправке газа на рынок. Если мы поймем, что для развития проекта необходимо часть газа отправлять на рынок, у нас есть несколько готовых вариантов транспортировки сырья, согласованных с «Газпромом». Однако нам еще предстоит принять это инвестиционное решение.

— Почему нельзя весь объем добытого газа закачать обратно в пласт?

— Это тема дискуссионная. Дело в том, что в России отсутствует опыт обратной закачки газа в таком масштабе. Необходимость в этом появилась лишь с освоением таких провинций как Ямал, Гыдан, Надым, Пур-Таз, где локализованы нефтегазоконденсатные месторождения, объем извлечения жидких углеводородов из которых очень чувствителен к динамике изменения пластового давления. Мы надеемся, что наш опыт будет позитивным, и мы будем его переносить на другие проекты тоже.

— Одновременно по ряду проектов вы прорабатываете вопросы монетизации природного газа. По каким проектам и почему это необходимо?

— Речь идет о таких крупных проектах, как разработка Новопортовского и Мессояхской группы месторождений. Что касается Новопортовского месторождения, то газ, добываемый на месторождении, будет закачиваться обратно в пласт. Также прорабатывается альтернативное концептуальное решение утилизации газа — подключение к ЕСГ ПАО «Газпром» со строительством газопровода с подводным переходом через Обскую губу, которое позволит в будущем отправить часть газа на рынок. Инвестиционное решение по этому проекту должно быть принято в следующем году.

Аналогичные решения обсуждаются для Мессояхских месторождений, где мы работаем совместно с компанией «Роснефть». Месторождения характеризуются наличием значительной газовой шапки. На сегодняшний день мы с «Роснефтью» ориентируемся на вариант закачки добываемого газа обратно в пласт, как базовый. Однако месторождения отличаются геологически сложным строением. Закачка большого объема газа обратно в пласт может негативно повлиять на добычу нефти. Учитывая эти риски, нам приходится прорабатывать вопрос вывода этого газа на рынок. Поэтому мы планируем будущую инфраструктуру по закачке газа в пласт реализовывать максимально гибко, чтобы при необходимости иметь возможность монетизации газа.

— Используется ли добываемый газ для генерации электроэнергии?

— В портфеле компании есть не только проекты по сбору и переработке этого газа, но и по генерации. Около 10% решений направлены именно на генерацию. Три наиболее крупных объекта 2016 г. — это ГТЭС Шингинская на 24 МВт, ГТЭС на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении на 84 МВт и ГТЭС Новопортовская на 96 МВт. Таким образом, наши мощности вырастут примерно на 225 МВт за короткое время, что позволит компании фактически удвоить генерирующие мощности до 450 МВт.

— Какие перспективные проекты вашей газовой программы?

— Одним из проектов, по которому мы еще далеки от решения — это газовая программа Куюмбинского месторождения, которое мы разрабатываем с «Роснефтью» в Восточной Сибири. Текущая концепция предполагает создание ВПХГ на месторождении, однако инвестиционное решение мы сможем принять в 2019 году после снятия всех неопределённостей. Кроме того, на этапе планирования находятся проекты по утилизации и монетизации газа с нефтяных оторочек «Газпрома» — тех проектов, где мы являемся операторами.

— Как будет решаться газовый вопрос на Чонской группе месторождений в Восточной Сибири?

— Этот проект находится в стадии геологоразведки, поэтому тут велика доля неопределенности. Однако анализируя газовые факторы соседних месторождений, мы понимаем, что запасы газа Чонской группы достаточно велики. По данному проекту еще нет инвестиционного решения. Прорабатываются варианты закачки газа в пласт или вывода его на рынок.

— Как вы можете оценить работу ваших совместных проектов с «Новатэк» — «СеверЭнергия» и «Нортгаз»?

— Управление нашими совместными с «Новатэк» проектами: Арктикгаз (активы, которого принадлежат ООО «СеверЭнергия») и «Нортгаз» осуществляется на паритетной основе. Активы разрабатываются согласно утвержденному плану. Что касается монетизации доли газа «Газпром нефть», то весь объем сырья реализуется по долгосрочным контрактам с «Газпромом» и «Газпром межрегионгазом».

— Как изменившаяся экономическая конъюнктура и санкции повлияли на газовую программу компании?

— Мы продолжаем реализацию всех проектов даже в условиях ограничения финансирования. Такова политика «Газпром нефти» — если интегральная экономика проекта положительна, то его газовая часть планируется к реализации. Нефть плюс газ положительно, значит, идем дальше. Нам пришлось отложить принятие решений по тем проектам, где интегральная экономика была отрицательной.

— Реализует ли компания газ конечным потребителям?

— У нас в портфеле есть конечные потребители, в т.ч. Московский и Омский НПЗ, но порядка 90% газа мы реализуем сбытовому подразделению «Газпрома» — «Газпром межрегионгаз».

— Не создается ли таким образом конкуренция газа «Газпром нефти» с газом «Газпрома»?

— Альтернативой вывода газа на рынок является увеличение сжигания газа на факелах, что негативно сказалось бы как на компании «Газпром нефть», так и на компании «Газпром». Мы смотрим на решение газовых вопросов с точки зрения группы «Газпром». Мы не пытаемся замещать объёмы «Газпрома» своими. Однако, если в каких-то случаях группе выгодна разработка нефти, и это связано с выводом на рынок объемов газа, и при этом создается добавленная стоимость, то мы можем своим газом заместить часть объемов «Газпрома» или восполнить снижение добычи головной компании. До сих пор нам удавалось найти решения, которые бы устроили нашего основного акционера.

— Реализует ли компания газ на бирже?

— Мы не являемся участниками биржевой торговли газом. Однако мы внимательно следим за тенденциями в этом направлении.