Сегодня нефтяные компании во всем мире все больше внимания уделяют устойчивому развитию: снижению негативного воздействия на окружающую среду, уменьшению углеродного следа. Тема использования попутного нефтяного газа (ПНГ), безусловно, важная часть этой повестки. То, что в конце прошлого века могло казаться в большей степени технологическим и экономическим вопросом, сегодня затрагивает важнейшие ценности: репутацию компании на рынке и ее ответственность перед обществом.
В начале 2020 года «Газпром нефть» смогла увеличить уровень полезного использования попутного нефтяного газа до 95% по всем активам, за исключением новых, где идет геологоразведка или добыча только начинается. Достигнутый показатель — результат реализации масштабной газовой программы компании, работа над которой началась еще в 2011 году.
Арифметика штрафов
Государство контролирует сжигание ПНГ и связанные с этим выбросы парниковых газов по трем направлениям: выполнение требований о предельно допустимом значении показателя сжигания ПНГ на факельных установках, лицензионных обязательств и обязательств по утвержденным проектам разработки месторождений, а также уровень предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ.
Недропользователи платят за любые объемы выбросов, но сверхнормативное факельное сжигание ПНГ — более 5% от объемов его добычи — влечет за собой значительный рост отчислений: выплаты по сверхлимитным объемам увеличиваются во много раз. Однако этот коэффициент можно снизить, если направить средства на создание инфраструктуры, необходимой для полезного использования ПНГ.
Впрочем, для части месторождений существуют льготы. В первую очередь это касается месторождений на стадии геологоразведки и начальной стадии освоения новых активов. Льгота действует, пока на лицензионном участке выработано менее 1% начально извлекаемых запасов и далее еще в течение трех лет, либо до достижения 5% выработки запасов, если это событие наступит раньше.
Кроме того, существует понижающий коэффициент для морских месторождений, расположенных в пределах Баренцева, Карского, Печорского, Чукотского, Восточно-Сибирского морей и моря Лаптевых, для которых практически невозможно использовать значительную часть ПНГ по понятным причинам.
Что касается «Газпром нефти», инвестиционная программа компании все-таки основными задачами проектов ставит не минимизацию выплат, а максимально эффективное использование и коммерциализацию добываемого газа, а также ответственное ведение бизнеса.
Проект на востоке
Последним проектом, обеспечившим достижение целевого показателя 95% на текущих активах «Газпром нефти», стало строительство газотранспортной инфраструктуры Урмано-Арчинской группы месторождений и Южно-Пудинского лицензионного участка в Томской области мощностью 0,4 млрд куб. м газа в год. В рамках проекта «Газпромнефть-Востоком» были построены дожимная компрессорная станция Урманского месторождения, газопроводы и вакуумные компрессорные станции на объектах подготовки нефти.
Создание этой газотранспортной системы стало одним из крупнейших инвестиционных проектов в Томской области за последние годы. Общий объем инвестиций составил около 6,7 млрд рублей. Ввод в эксплуатацию газовой инфраструктуры состоялся в конце 2019 года. Реализация проекта позволила «Газпромнефть-Востоку» в 4 раза увеличить объем коммерческой сдачи газа.
Особенности месторождений «Газпромнефть-Востока» — их разрозненность и удаленность от инфраструктуры, в том числе и от систем подготовки и транспортировки газа. Поэтому реализация газового проекта происходила здесь в несколько этапов и заняла продолжительное время. Новая газотранспортная система доставляет газ на Шингинскую компрессорную станцию, построенную в 2017 году. Сюда же приходит газ Нижнелугинецкого, Западно-Лугинецкого месторождений. Затем его транспортируют по газопроводу до установки комплексной подготовки газа и конденсата Мыльджинского нефтегазоконденсатного месторождения «Томскгазпрома», и далее он попадает в магистральный газопровод НГПЗ — Парабель — Кузбасс. Еще раньше, в 2016 году, на Шингинском месторождении была построена ГТЭС номинальной мощностью 24 МВт, использующая около 70 млн куб. м ПНГ для выработки электроэнергии на собственные нужды промыслов.
ПНГ на новых активах
Разумеется, достижение целевого показателя не означает, что в газовой программе можно ставить точку, ведь у компании есть и новые проекты — гринфилды. Пока для них действуют льготы по выбросам, но выход на промышленную эксплуатацию не за горами, а это будет означать и рост объемов ПНГ.
Перспективные задачи утилизации ПНГ связаны и с такими масштабными технологическими проектами, как освоение запасов ачимовской и баженовской свит. «Если нам удастся раскрыть потенциал этих ресурсов, их разработка приведет к появлению значительных новых объемов попутного нефтяного газа», — говорит руководитель программ по развитию газового бизнеса «Газпром нефти» Роман Жиров.
Многие новые нефтедобывающие проекты в России характеризуются относительно более высоким газовым фактором. Значит, уже в ближайшие годы перед компанией будут стоять задачи по использованию существенно больших объемов газа. Если сегодня объемы добычи ПНГ в «Газпром нефти» составляют около 17 млрд куб. м, то в 2023–2024 годах в соответствии с долгосрочным инвестиционным планом они вырастут до 21 млрд куб. м.
Как добиться максимальной эффективности
В «Газпром нефти» стремятся найти наиболее эффективные пути полезного использования газа, поэтому со временем варианты его использования на тех или иных проектах могут меняться на более рентабельные. Важно заложить такую возможность в самом начале.
Хороший пример эволюционного развития путей использования газа в рамках одного актива — Новопортовское месторождение. Удаленность актива от газотранспортной и перерабатывающей инфраструктуры не позволяет пока рентабельно монетизировать добываемый здесь газ. Поэтому помимо производства электроэнергии для собственных нужд, основной способ его полезного использования — закачка в подземные горизонты для поддержания пластового давления. Объем закачки сейчас составляет более 20 млн куб. м газа в сутки. Это позволяет увеличить объем добычи нефти на месторождении и продлить срок рентабельной эксплуатации скважин на промысле. Газ при этом сохраняется, и в дальнейшем, когда необходимая инфраструктура будет создана, может быть вновь добыт и реализован.
И это не теоретическая перспектива: в рамках крупного проекта «Газ Ямала» «Газпром нефть» уже ведет строительство газопровода, который обеспечит транспортировку газа с Новопортовского месторождения, а в перспективе и с соседних лицензионных участков. Эффективнее использовать газовый ресурс Новопортовского месторождения позволит и планируемое расширение установки комплексной подготовки газа (УКПГ) до полноценного газоперерабатывающего завода. Продукцией завода станет сухой отбензиненный газ (СОГ), подготовленный до требований стандартов «Газпрома», стабильный газовый конденсат. Расширение УКПГ также позволит получать широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) для реализации на Новопортовском месторождении высокоэффективного третичного метода увеличения нефтеотдачи — смешивающегося вытеснения.
Смешивающееся вытеснение — перспективная технология увеличения нефтеотдачи. В отличие от традиционного способа поддержания пластового давления, когда газ закачивают в газовую шапку месторождения, в этом случае закачка производится в саму нефтенасыщенную породу. Агент вытеснения смешивается с пластовой жидкостью, делая ее более легкой и мобильной, в результате приток нефти к скважине вырастает. Технология позволяет использовать добываемый ПНГ прямо на месторождении. Предварительные расчеты специалистов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» показывают, что закачка газа будет иметь более низкую стоимость, чем другие методы увеличения нефтеотдачи.
Пилотные испытания технологии намечены на 2021 год и пройдут на активах «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» (Чатылькинское месторождение) и «Газпромнефть-Ямала» (Новопортовское месторождение). По расчетам, закачка газа повысит нефтеотдачу на двух пилотных проектах, эффект составит несколько миллионов тонн дополнительной нефти. Также рассматривается возможность применения технологии на базе ресурсов соседних месторождений кластера. Для оценки реализации технологии на других активах компании создана модель, интегрирующая физические процессы, инжиниринг инфраструктуры и экономические параметры.
Проектная производительность завода — 15 млрд куб. м газа в год. Это один из крупнейших проектов компании и уникальный завод для России по совокупности характеристик. Общие инвестиции в него составят более 40 млрд рублей. Запуск инфраструктуры намечен на 2022 год.
Среди других проектов ближайшей перспективы — закачка ПНГ в пласт, также с целью повышения нефтеотдачи, на Отдаленной группе месторождений «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза». Сейчас здесь идут строительно-монтажные работы. Плановый срок ввода в эксплуатацию — 2021 год. На Тазовском месторождении, где в скором времени должна начаться разработка нефтяной и газовой части, реализуется строительство газопровода протяженностью 52 км до УКПГ-3С Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
Масштабный проект реализуется на Мессояхской группе месторождений. Мессояха, как и Новый порт, удалена от газовой инфраструктуры, поэтому организовать эффективное использование газа здесь также не просто. Между тем газа на месторождениях достаточно много. Добываемый попутный газ идет на технологические нужды промысла: используется в работе газотурбинной электростанции, печей нагрева нефти и котельных. Но с середины 2020 года большую часть полученного газа начнут закачивать в подземное хранилище на Западно-Мессояхском лицензионном участке.
Проект уникален тем, что ПНГ будут добывать и подготавливать на одном месторождении, а закачивать в неразработанные пласты другого, транспортируя газ по 47-километровому газопроводу. Помимо прокладки газопровода, проект включает строительство компрессорной станции мощностью 1,5 млрд куб. м в год и двух кустов газонагнетательных скважин. С запуском подземного газохранилища «Мессояханефтегаз» выйдет на целевой показатель использования ПНГ.
«Компания не только реализует текущие газовые проекты, но и работает над перспективным полезным использованием попутного и природного газа на новых месторождениях, что позволяет говорить о дальнейшем приросте объемов газа в будущем», — отмечает начальник департамента газовых программ и поставок газа «Газпром нефти» Илья Баранов. В 2022 году планируется ввести в эксплуатацию газовую инфраструктуру на проекте разработки нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ, где ПНГ предполагается транспортировать по 51-километровому трубопроводу на объекты подготовки газа «Газпрома». В том же году планируется запуск инфраструктуры подготовки и транспортировки ПНГ, добываемого при разработке нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского НГКМ.
Подписывайтесь, чтобы больше узнать о том, как нефтяная отрасль живет в условиях кризиса. Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Ранее мы уже писали о том, от чего зависят цены на нефть и о том, как добывать нефть безопасно.
Оригинал статьи и другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/ или просто www.sibneft.ru