Заместитель Председателя Правления "Газпрома" Виталий Маркелов пдробно об итогах 2014 года и планах компании на будущее

На вопросы журнала отвечает заместитель Председателя Правления ОАО «Газпром» Виталий Маркелов

Итоги года

Виталий Анатольевич, сколько газа и жидких углеводородов добыло ОАО «Газпром» в 2014 году?

В 2014 году добыча газа составила 443,9 млрд куб. м, что на 43,5 млрд куб. м ниже уровня 2013 года. Основной объем добычи газа был обеспечен месторождениями Надым-Пур-Тазовского региона — 362,5 млрд куб. м, добыча на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) составила 42,8 млрд куб. м. Максимальный уровень добычи газа был достигнут 1 февраля минувшего года — 1648 млн куб. м в сутки. Добыча попутного нефтяного газа (ПНГ) по месторождениям ОАО «Газпром» в 2014 году составила 1529,45 млн куб. м. Общий уровень использования ПНГ по месторождениям ОАО «Газпром» за прошлый год составил 93,6%.

Если говорить о добыче жидких углеводородов, то в 2014 году было получено 14,5 млн т газового конденсата. Добыча нефти по итогам прошлого года по Группе «Газпром» достигла рекордного уровня — 35,3 млн т, что на 1,4 млн т превышает показатель 2013 года. Если прибавить еще доли в зависимых обществах, то мы получим 53,5 млн т нефти. Ввод нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ в мае минувшего года позволил добыть первые 350 т нефти из расконсервированной скважины №321–14.

Каковы планы на 2015 год?

План по добыче на 2015 год утвержден в объеме: 485,36 млрд куб. м газа, 15 млн т газового конденсата (в том числе 2,9 млн т ачимовского, что на 0,7 млн т больше результата 2014 года), а также 35,1 млн т нефти.

Расскажите о текущих результатах и планах по добыче на месторождениях полуострова Ямал.

Сегодня на Бованенковском месторождении «Газпром» последовательно наращивает добычные мощности. Работа ведется на сеноман-аптских залежах. Проектная производительность нового газового промысла (ГП-1) — 30 млрд куб. м в год. Для сравнения, это больше, чем компания будет добывать на крупнейшем в Якутии Чаяндинском месторождении. Ранее, в 2012 году, на Бованенковском месторождении был запущен первый газовый промысел (ГП-2, 60 млрд куб. м газа). Всего на сеноман-аптских залежах месторождения будет работать три газовых промысла, суммарная годовая проектная производительность которых составит 115 млрд куб. м газа.

При создании нового газового промысла применены инновационные технологии и технические решения. В частности, используется единая производственная инфраструктура для добычи газа из продуктивных залежей, расположенных на разной глубине — сеноманских (520–700 м) и апт-альбских (1,2–2 тыс. м). Это позволяет экономить средства на обустройство и повышает эффективность эксплуатации месторождения.

На промысле достигнут высокий уровень автоматизации технологических процессов с применением малолюдных технологий. При подготовке газа к транспортировке используется наиболее современный и экологически чистый метод низкотемпературной сепарации с применением отечественных турбодетандеров. При создании промысла особое внимание было уделено сохранению уникальной ямальской природы. Под технологические объекты отведена минимально возможная площадь. При этом парожидкостные термостабилизаторы и теплоизолированные трубы для скважин снижают воздействие на вечную мерзлоту, а замкнутые системы водоснабжения исключают загрязнение водоемов и почвы.

Газ с нового промысла поступает в Единую систему газоснабжения России по системе магистральных газопроводов (СМГ) «Бованенково–Ухта» под давлением 11,8 МПа (120 атм.). Достичь рекордного для сухопутных газопроводов давления удалось в первую очередь за счет использования разработанных по заказу «Газпрома» отечественных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием. В настоящее время продолжается строительство второй нитки СМГ.

Бованенковское месторождение является крупнейшим на полуострове Ямал, разведанные и предварительно оцененные запасы газа составляют 4,9 трлн куб. м. Как я уже говорил, проектный объем добычи газа по сеноман-аптским залежам Бованенковского месторождения определен в объеме 115 млрд куб. м в год. Разработка месторождения будет обеспечиваться более чем 200 производственными, инфраструктурными и вспомогательными объектами. Штатная численность персонала превысит 1,8 тыс. человек (с учетом сервисных компаний — около 3 тыс. человек).

Фактическая добыча газа на месторождении наращивается поэтапно с учетом потребности рынка. В 2012 году (год запуска) было добыто 4,9 млрд куб. м газа, в 2013-м — 22,8 млрд куб. м, в 2014-м — более 40 млрд куб. м газа. В 2015 году будет добыто более 48 млрд куб. м газа. В перспективе проектный объем добычи газа на Бованенковском месторождении с учетом неоком-юрских залежей должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год.

Создание с нуля добычных промыслов в тяжелых климатических условиях Ямала, прокладка нового газотранспортного маршрута, строительство автомобильных дорог, электростанций, железной дороги и аэропорта обусловлены стратегическим значением полуострова для развития газовой отрасли России. Разведанные и предварительно оцененные запасы газа здесь превышают 16,7 трлн куб. м. В перспективе Ямал станет одним из трех основных центров добычи газа с потенциально возможной ежегодной производительностью до 310–360 млрд куб. м газа к 2030 году — больше трети от прогнозной добычи газа в России на этот период.

Как идет строительство системы газопроводов для транспортировки газа с полуострова Ямал? Что планируется сделать в ближайшие годы?

Как известно, система магистральных газопроводов «Бованенково–Ухта» предназначена для транспортировки природного газа с полуострова Ямал. Сырьевой базой являются Бованенковское и Харасавэйское месторождения. Трасса газопроводов проходит по территории ЯНАО [Ямало-Ненецкого автономного округа] и Республики Коми. Реализация проекта предусматривает строительство системы двухниточного магистрального газопровода общей протяженностью 2532,64 км и девяти двухцеховых компрессорных станций (КС) общей мощностью 1938 МВт.

В 2012–2013 годах были введены в эксплуатацию первая нитка СМГ «Бованенково–Ухта» общей протяженностью 1265,66 км и семь цехов компрессорных станций общей мощностью 852 МВт. В 2014 году введены в эксплуатацию два цеха компрессорных станций общей мощностью 256 МВт (КС-7 «Сынинская» и КС-9 «Малоперанская»). По второй нитке предусмотрено строительство 31 линейного участка общей протяженностью 1266,94 км и девять цехов компрессорных станций общей мощностью 830 МВт. Из них в 2014 году введено в эксплуатацию 16 линейных участков общей протяженностью 696,48 км. Сейчас на объектах второй нитки системы газопроводов идут строительно-монтажные работы на 15 линейных участках общей протяженностью 570,46 км (сдача в эксплуатацию — 2015–2016 годы) и в девяти цехах компрессорных станций общей мощностью 830 МВт (сдача в эксплуатацию — 2016–2018 годы).

Каковы перспективы добычи газа и жидких углеводородов из ачимовских залежей?

Не секрет, что среди перспективных месторождений «Газпрома» залежи конденсатосодержащего газа составляют значительную часть. По экспертным оценкам, в этих отложениях сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России. Ачимовские участки Уренгойского НГКМ — наиболее перспективные залежи конденсатосодержащего газа. Запасы ачимовских залежей только на территории деятельности ООО «Газпром добыча Уренгой» составляют более 1 трлн куб. м газа и свыше 400 млн т конденсата (по категории С1).

В 2014 году из ачимовской залежи было добыто 4,8 млрд куб. м газа и 2,2 млн т газового конденсата. В 2015 году планируется добыть 6,3 млрд куб. м газа и 2,9 млн т конденсата. В десятилетней перспективе, согласно действующему проектному документу по разработке залежи в период 2022–2024 годов, на ачимовских участках Уренгойского НГКМ планируется достичь максимальных уровней добычи — до 36 млрд куб. м газа в год и 10,8 млн т нестабильного газового конденсата. В период до 2039 года накопленная добыча на ачимовских участках Уренгойского НГКМ превысит 750 млрд куб. м газа и 200 млн т нестабильного газового конденсата.

Азия

Каковы планы по сотрудничеству с китайскими банками?

В нынешних условиях мы рассматриваем возможность расширения источников финансирования, в частности, осуществляем активное взаимодействие с азиатскими финансовыми институтами. Так, в настоящее время обсуждаются перспективы сотрудничества с целым рядом банков, в том числе в рамках организации торгового и корпоративного финансирования, выпусков облигаций «Газпрома» в офшорных юанях и организации системы расчетов «рубль — юань». Китайские коммерческие банки рассматриваются нами не только как одни из ключевых партнеров по финансированию объектов, необходимых для обеспечения поставок газа в КНР, но и как возможные организаторы заемного финансирования для общекорпоративных нужд «Газпрома».

Восточная Сибирь

Когда будет запущено Чаяндинское месторождение, сколько газа и жидких углеводородов оно будет давать? Когда планируется запустить другие месторождения в Якутии?

Начало добычи газа на Чаяндинском месторождении намечено на конец 2018 года. К этому времени состоится ввод в эксплуатацию участка газотранспортной системы «Сила Сибири» от Чаяндинского месторождения до Благовещенска и первоочередных газоперерабатывающих мощностей. Это позволит в 2019 году начать прямые поставки газа в Китай. Выход на проектную мощность Чаяндинского месторождения предусмотрен на 2022 год. Максимальный уровень годовой добычи составит 25 млрд куб. м газа с фондом добывающих скважин — 335 единиц. Период постоянной добычи продлится 30 лет. Накопленная добыча газа составит 1,262 трлн куб. м (коэффициент газоотдачи 87%). Максимальная годовая добыча нефти — 1,9 млн т с фондом добывающих нефтяных скважин — 310 единиц, а накопленная добыча составит 67,5 млн т (коэффициент нефтеотдачи — 25,9%).

В декабре 2011 года ОАО «Газпром» были получены лицензии на месторождения, расположенные в Республике Саха (Якутия): Верхневилючанское, Тас-Юряхское, Соболох-Неджелинское и Среднетюнгское. В рамках подготовки проектного документа по разработке Чаяндинского НГКМ специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была выполнена экспертная оценка о добычных возможностях данной группы месторождений — до 18 млрд куб. м в год.

Когда планируется ввести в промышленную эксплуатацию Ковыктинское месторождение?

В 2022 году. Выход на проектную мощность Ковыктинского ГКМ предусмотрен на пятый год разработки. Максимальный уровень годовой добычи свободного газа достигнет 35 млрд куб. м, с периодом постоянной добычи — 30 лет. Проектный уровень добычи стабильного конденсата составит 1882 тыс. т в год.

В какие сроки предполагается построить газопровод «Сила Сибири»?

Проект создания системы магистральных газопроводов «Сила Сибири» предусматривает транспортировку голубого топлива Якутского и Иркутского центров газодобычи на Дальний Восток России и его экспорт в Китай. Протяженность газопровода составит около 4 тыс. км, его работу будут обеспечивать 8 КС общей мощностью 1331 МВт. Строительство магистрали будет осуществляться в рамках контракта на поставку российского трубопроводного газа в Китай, заключенного в мае 2014 года ОАО «Газпром» и China National Petroleum Corporation. В соответствии с документом в Китай будет ежегодно экспортироваться 38 млрд куб. м российского газа в течение 30 лет.

Первые поставки голубого топлива начнутся по системе газопроводов «Сила Сибири» уже в 2018 году. К этому времени ОАО «Газпром» планирует ввести в эксплуатацию 2240 км линейной части магистрали и КС «Зейская», после чего пропускная способность системы составит 5 млрд куб. м газа в год. С вводом в 2020 году КС «Нимнырская» объемы поставок по «Силе Сибири» увеличатся до 10 млрд куб. м ежегодно. В 2021 году предполагается запустить КС «Олекминская» и «Сковородинская», что повысит пропускную способность магистрали до 15 млрд куб. м в год. В 2022 году планируется ввести в эксплуатацию сразу четыре КС («Сальдыкельскую», «Амгинскую», «Нагорную» и «Сивакинскую»), в результате чего объем транспортируемого газа вырастет до 22 млрд куб. м ежегодно. В 2023 году предусматривается расширение мощностей четырех уже запущенных в строй КС («Сальдыкельской», «Олекминской», «Нимнырской» и «Сковородинской»), ввод в эксплуатацию 844,5 км лупингов, подключение к системе Ковыктинского газоконденсатного месторождения и газопровода от него до Чаяндинского месторождения протяженностью 792,8 км. В итоге мощность «Силы Сибири» увеличится до 30 млрд куб. м в год. На завершающей стадии реализации проекта (2024–2031 годы) предполагается ввести КС между Ковыктинским и Чаяндинским месторождениями, нарастить мощности трех КС («Амгинской», «Нагорной» и «Сивакинской») и построить лупинг протяженностью 719,3 км. После этого система «Сила Сибири» выйдет на проектную мощность в 38 млрд куб. м голубого топлива в год.

В какие сроки «Газпром» мог бы построить газопровод «Алтай»?

При условии подписания контракта в 2015 году подача газа по газопроводу «Алтай» возможна после 2020 года. С выводом на проектную мощность 30 млрд куб. м в год в течение шести лет. Каковы планы по добыче газа и жидких углеводородов на шельфе острова Сахалин?

Как известно, на шельфе Сахалина продолжается успешная реализация проекта «Сахалин-2». В 2007 году ОАО «Газпром» стало владельцем 50% плюс 1 акция компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд». В настоящее время осуществляется добыча с использованием трех стационарных морских ледостойких платформ с годовой добычей в 2015 году 16,1 млрд куб. м газа, из них 8,1 млрд куб. м — доля Группы «Газпром». В то же время мы ведем добычу углеводородного сырья на Киринском ГКМ. В этом году здесь планируется добыть 1,2 млрд куб. м газа и 204,5 тыс. т конденсата.

Угольный газ

Расскажите о ходе реализации проекта по добыче угольного метана. Каковы перспективы этого направления?

На первоочередных перспективных площадях в Кузбассе с 2009 года в пределах лицензионного участка ООО «Газпром добыча Кузнецк» выполняется комплекс геологоразведочных работ. На Талдинском и Нарыкско-Осташкинском метаноугольных месторождениях построены и находятся в пробной эксплуатации 33 разведочные скважины. С начала пробной эксплуатации извлечено 38,477 млн куб. м газа.

Практически весь извлекаемый газ находит применение в качестве моторного топлива, а также для выработки электроэнергии газопоршневыми электростанциями (ГПЭС). Организована круглосуточная заправка собственного автотранспорта ООО «Газпром добыча Кузнецк», а также автотранспорта соседних горнодобывающих предприятий. Всего через автомобильные газонаполнительные компрессорные станции реализовано 1,54 млн куб. м компримированного газа, 114 единиц автотранспорта переведено на газомоторное топливо. В 2010–2014 годах запущены в эксплуатацию шесть ГПЭС суммарной мощностью 4,79 МВт для электроснабжения объектов Талдинского и Нарыкско-Осташкинского промыслов и отдачи энергии в региональную сеть (для потребителей соседних горнодобывающих предприятий и населенных пунктов).

В целях повышения инвестиционной привлекательности проекта проводилась работа с федеральными и региональными органами исполнительной власти по снижению налоговой нагрузки. В частности, метан угольных пластов был включен в перечень необлагаемых НДПИ полезных ископаемых.

В 2015–2016 годах на Талдинском метаноугольном месторождении планируется приступить к строительству эксплуатационных скважин и обустройству промысла. К 2017–2018 годам предполагается полностью отработать технологию добычи и перейти к массовому эксплуатационному бурению в объеме до 96 скважин в год, а также провести оценку перспективности добычи метана угольных пластов на Тутуясской площади. Проект добычи угольного метана в Кузбассе имеет высокую социальную значимость, так как позволяет решать крупные экономические и социальные задачи, такие как диверсификация экономики региона, обеспечение безопасности труда шахтеров и создание новых рабочих мест.

Несмотря на высокие риски, связанные с неопределенностью в части продуктивности перспективных структур и отсутствием опыта разведки и добычи данного вида углеводородного сырья, замещение поставок газа в Кемеровскую область из северных регионов угольным метаном может оказать дополнительный эффект, связанный с перераспределением потоков по всей Единой системе газоснабжения за счет направления освободившихся объемов на более премиальные участки.

Каковы планы «Газпрома» в отношении Киргизии?

15 февраля 2014 года вступило в силу соглашение между правительствами России и Киргизии о сотрудничестве в сфере транспортировки, распределения и реализации природного газа на территории Киргизии, в рамках которого 7 июля 2014 года была завершена сделка купли-продажи стопроцентной доли в ОсОО «КыргызгазПром». Соответственно, в июле 2014 года ОсОО «КыргызгазПром» было переименовано в ОсОО «Газпром Кыргызстан» и зарегистрировано в Минюсте Киргизии. В настоящее время реализуется план мероприятий по интеграции ОсОО «Газпром Кыргызстан» в Группу «Газпром». Для выполнения первоочередных мероприятий по подготовке объектов ОсОО «Газпром Кыргызстан» к осенне-зимнему периоду 2014–2015 годов ОАО «Газпром» перечислило 2 октября прошлого года ОсОО «Газпром Кыргызстан» 262,1 млн рублей (в счет имущественного вклада).

В рамках реализации соглашения между правительствами Российской Федерации и Киргизской Республики предусмотрены первоочередные меры по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной и газораспределительной систем суммарной стоимостью порядка 35 млрд рублей в ближайшие три года. В частности, в 2015 году планируется приступить к строительству второй очереди магистрального газопровода «Бухарский газоносный район — Ташкент — Бишкек — Алматы».

30 января 2015 года на внеочередном заседании Правительства Киргизии с участием делегации ОАО «Газпром» была рассмотрена и принята «Генеральная схема газоснабжения и газификации Киргизской Республики до 2030 года». Идет подготовка к проведению геологоразведочных работ (ГРР) на нефтегазоперспективных площадях Куга́рт и Восточный Майлису́-IV Киргизской Республики. По результатам геофизических работ будет принято решение о переходе на следующий этап реализации Программы ГРР, предусматривающий строительство пяти поисковых скважин. Кроме того, с 1 октября 2014 года Группа «Газпром» приступила к поставкам газа на север республики, а с 30 декабря — на юг.