В 2017 году они занимали лишь 3%. Столько же в 1930 году, на старте третьего энергетического периода, приходилось на природный газ. Сейчас в это сложно поверить. Доля газа в мировом энергобалансе сегодня составляет 22%. И перспективы этого экологичного топлива, в отличие от нефти, хорошие — эксперты прогнозируют рост доли до 24–26%.
При этом месторождения с легкоизвлекаемыми запасами истощаются. О перспективах добычи трудноизвлекаемого газа рассказали Сергей Янчуков, основатель и владелец ГК «Мангазея», и Александр Попов, генеральный директор АО «НК Мангазея».
Сергей, если структурировать ваши затраты времени и сил по разным направлениям бизнеса «Мангазеи», то сколько бы пришлось на газодобычу?
Сергей Янчуков: Группа компаний «Мангазея» развивает несколько направлений: золотодобыча, газ, девелопмент и аграрное производство. Газовая отрасль является важной и приоритетной частью нашего бизнеса.
В развитие Тэрельского месторождения за последние 10 лет компания вложила 2 млрд рублей. В 2016 году выполнен и утвержден проект разработки Тэрельского ГКМ, предусматривающий выход месторождения в 2021 году на проектную производительность 3,2 млрд куб. метров в год с вводом 59 горизонтальных скважин с трехстадийным гидроразрывом пласта (ГРП). Проект обустройства Тэрельского ГКМ в 2017 году получил положительное заключение Главгосэкспертизы РФ.
Мы провели комплекс мероприятий по доразведке: сейсморазведочные работы на площади более 281 кв. километров, расконсервация и поисково-разведочные испытания на пяти скважинах. На сегодняшний день уже построены и испытаны три разведочные скважины. Результатом стал прирост запасов газа в объеме 20 млрд куб. метров.
Эксплуатация уже началась?
Александр Попов: В 2018 году на Тэрельском ГКМ были пробурены первые три эксплуатационные скважины, на двух из которых проведены ГРП. На одной скважине получен суточный дебит чистого газа не менее 100 000 куб. метров. Результаты бурения позволили по-новому взглянуть на разработку месторождения.
Правильно ли я понимаю, что, несмотря на масштабные запасы, высокой конкуренции за месторождение при покупке не было?
С.Я.: Газоконденсатное Тэрельское месторождение, расположенное на юго-востоке ЯНАО, в своем роде уникально. По запасам оно относится к крупным — объем начальных геологических запасов природного газа составляет не менее 111 млрд куб. метров, объем извлекаемых — 80 млрд куб. метров газа. Тэрельское месторождение входит в перечень стратегических месторождений федерального значения. В то же время запасы газа относятся к категории трудноизвлекаемых и расположенных на глубине 1000 метров. Извлечение газа из таких залежей требует индивидуального подхода — это в определенном смысле вызов и возможность опробования самых передовых технологий строительства скважин. Мне интересно работать с такими проектами.
Своевременна ли тогда добыча туронского газа?
А. П.: Вполне. Целенаправленное изучение туронских залежей идет не более 15 лет. Проведение научных и опытно-экспериментальных работ требует привлечения огромных финансовых и временных затрат, что под силу крупным вертикально интегрированным компаниям. «Газпром» и «Роснефть» уже проделали огромную работу по изучению и опытно-промышленной эксплуатации продуктивных пластов туронских отложений. Они были выявлены на газовых месторождениях в Надым-Пур-Тазовском НГО и фактически являются покрышкой или «спутником» сеноманских отложений, откуда добывалось и добывается примерно 90% всего российского природного газа.
Из-за низких коллекторских свойств и добычных возможностей туронских отложений (на порядок ниже, чем в сеноманских залежах) их ввод в разработку долгое время не представлял коммерческого интереса, притом что объем трудноизвлекаемых запасов колоссальный — он оценивается в 3 трлн куб. метров. Только на двух месторождениях, Харампурском («Роснефть») и Южно-Русском (компания «Севернефтегазпром», входящая в «Газпром»), сосредоточено не менее 1 трлн куб. метров природного газа в туронских отложениях.
Интерес к разработке проявился в первом десятилетии нынешнего века в связи с началом падения добычи природного газа на наших газовых гигантах — месторождениях Уренгойское, Ямбургское, Медвежье. В этот период в Надым-Пур-Тазовском регионе снижение объемов добычи газа с гигантских месторождений суммарно составило 25 млрд куб. метров в год. Встал вопрос о возможности использования недогруженных технологических мощностей по транспортировке и подготовке газа — уже имея развитую инфраструктуру в регионе, легче вовлечь в разработку лежащую выше туронскую газовую залежь.
Что помимо правильного подбора технологии влияет на рентабельность добычи туронского газа?
С.Я.: Одним из ключевых факторов при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами является уровень развития инфраструктуры — наличие круглогодичной транспортной доступности, энергоснабжения, отдаленность от магистрального газопровода. Если на Южно-Русском месторождении уже создана необходимая инфраструктура, то на Тэрельском месторождении ее только предстоит создать. И это, конечно, влечет за собой дополнительные капитальные затраты. Этим и отличается реализация проекта Тэрельского месторождения от Южно-Русского, где для разработки турона используются имеющиеся внутрипромысловые дороги, газопроводы-шлейфы, установка комплексной подготовки газа, дожимная компрессорная станция, магистральный газопровод подключения, объекты энергоснабжения и т. д., построенные 12 лет назад для добычи сеноманского газа.
Группа компаний «Мангазея» развивает несколько направлений: золотодобыча, газ, девелопмент и аграрное производство.
Ранее планировалось, что на полку добычи выйдете в 2021 году. Сроки сдвигаются?
С.Я.: Для меня экономическая эффективность проекта — всегда первый приоритет. Сроки старта напрямую зависят от результатов испытаний на пилотных скважинах. В 2018 году мы приступили к реализации проекта. Надо было подтвердить, прежде всего для себя и банка, расчетные показатели по добыче. Первые испытания на трех пилотных скважинах показали результаты, отличные от проектных. Проанализировав их, мы запланировали в ближайшие годы провести работы по доисследованию на пробуренных скважинах.
Во всем мире растет доля скважин горизонтального бурения. Правильно ли я понимаю, что для Тэрельского, скорее всего, актуально будет именно горизонтальное бурение, как на Харампурском и Южно-Русском?
А. П.: Наработанный за 15 лет опыт на различных месторождениях однозначно свидетельствует в пользу горизонтального вскрытия продуктивного горизонта с длиной 500–600 метров. Такой способ позволяет увеличить площадь дренирования залежи, что, в свою очередь, дает значительный эффект в низкопроницаемых коллекторах (это одна из особенностей туронского пласта). А вот по конкретной технологии добычи однозначного ответа нет. При применении метода «Нисходящего и восходящего горизонтального вскрытия» на некоторых месторождениях продуктивные характеристики были не хуже, а по другим даже лучше, чем с ГРП. Хотя стоимость строительства скважины с трехстадийным ГРП выше. Поиск подхода к разработке, подбор технологий для таких сложных по своему геологическому строению неоднородных пластов должен быть индивидуальным применительно к конкретной площади на стадии даже не ОПЭ, а доразведки.
Как вы оцениваете перспективы разработки Тэрельского месторождения? Верно ли, что по мере сокращения легкодолегкодобываемых запасов в стране конкурентоспособность проекта повышается?
С.Я.: Знаете, есть такая поговорка — каждому овощу свой срок. Очевидно, месторождению еще надо созреть. Давайте вспомним тенденции развития газовой добычи. Основным регионом добычи газа на протяжении 50 лет являются месторождения, расположенные в Надым-Пур-Тазовском нефтегазовом регионе. Сегодня большая их часть находится на стадии падающей добычи. И ввод новых месторождений, способных компенсировать объемы падения, не ожидается из-за их физического отсутствия.
Одним из ключевых факторов при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами является уровень развития инфраструктуры — наличие круглогодичной транспортной доступности, энергоснабжения, отдаленность от магистрального газопровода.
Компенсация падения происходит за счет развития добычи газа в арктической зоне полуострова Ямал и полуострова Гыданский, где сосредоточены колоссальные запасы природного газа. Но, как мы понимаем, себестоимость добычи газа в сложных климатических условиях значительно выше, чем на действующих газовых промыслах с развитой инфраструктурой, расположенных к тому же на 1000 километров южнее. Этот фактор однозначно подталкивает на вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Другой очень важный фактор — льготная ставка по НДПИ на туронский газ. Так что ценность Тэрельского месторождения однозначно будет возрастать.
Сергей, как вы искали команду для столь масштабного проекта?
С.Я.: В подборе кадров на руководящие посты я лично принимал участие. Большая удача, что такой профессионал, как Александр Попов, принял наше предложение. Его опыт работы в регионе и непосредственно с туроном — более 20 лет. Александр начинал им серьезно заниматься именно на Южно-Русском месторождении. По его эскизам была спроектирована и удачно построена первая двухзабойная скважина, с которой стартовала промышленная добыча природного газа с трудноизвлекаемой туронской залежи.
В 2015 году в СМИ упоминались ваши планы найти инвестора на долю в месторождении. Они еще актуальны или теперь, с учетом договоренностей по транспортировке с НОВАТЭКОМ, будете разрабатывать самостоятельно?
С.Я.: В настоящий момент мы работаем над месторождениями самостоятельно. Но при этом готовы к возможному партнерству.
С точки зрения регуляторики условия благоприятны для частных инвесторов в данной сфере?
С.Я.: Независимо от того, крупная компания или мелкая, отношение регуляторов одинаковое, требования для всех едины. Мы не испытываем чьего-либо вмешательства или давления со стороны.