Ямальские проекты ТНК-ВР — это миллиарды долларов инвестиций, тысячи рабочих мест, а в 20-летний перспективе — более 30% от всех добываемых Компанией углеводородов. О перспективах развития ямальских проектов мы говорили с генеральным директором «Роспан Интернешнл» Рустемом Бакировым и исполнительным директором программы газовых проектов Александром Слепцовым.
Как будут осуществляться проекты «Ямал-Нефть» и «Ямал-Газ»?
Рустем Бакиров (Р. Б.): Планируется, что проект «Ямал-Газ» будет находится в составе ЗАО «Роспан Интернешнл», проект «Ямал-Нефть» — в составе ООО «Тагульское».
Александр Слепцов (А. С.): Проект «Ямал-Газ» опирается на два лицензионных участка — Восточно-Уренгойский и Новоуренгойский. И все, что на этих лицензионных участках (газ, конденсат, нефть), — все это будет добываться в рамках этого проекта. Аналогичная ситуация с «Ямал-Нефтью». Этот проект будет разрабатывать четыре месторождения — Сузунское, Тагульское, Русское, Русско-Реченское, в том числе добывать там газ.
Как при этом разделится команда?
Р. Б.: Очень важно избежать дублирования функций и, как следствие, задвоения численности, поэтому ряд служб будет единым, с юридическим нахождением в одной из «дочек». В частности, это касается служб бурения, ГРР, СБ, IT и связи, сервисной поддержки офисных зданий.
А.С.: Очень важно не потерять то хорошее, что есть в сегодняшней структуре, а именно сегодня в рамках нефтяных и газовых проектов мы внедрили полноценное проектное управление. За каждый проект отвечает менеджер, есть четко определенная проектная команда. Не секрет, что в абсолютном большинстве российских предприятий, даже когда выделяется некий проектный офис, многие задачи решаются силами людей, отвечающих за текущую эксплуатацию объектов. При этом сегодня успешны те компании, которые умеют эффективно управлять на этапе проектирования. И наша Компания в последнее время уделяет огромное внимание этому вопросу. Сегодня, когда происходит разделение на две структуры, важно, чтобы проектная команда «Роспана» не растворилась при переходе, чтобы ее не затянула операционная деятельность.
Аппарат после разделения вырастет?
Р. Б.: До конца 2012 года роста АУП не произойдет, более того — за счет оптимизации структуры и перераспределения численности мы рассчитываем сократить ряд вакансий.
Рост численности будет происходить в 2013–2014 годы в связи с развитием проектов и увеличением объемов работ.
Где планируете искать недостающие кадры?
Р. Б.: Во-первых, сейчас идет реорганизация Компании в Оренбургском и Нижневартовском регионах. Мы уже общаемся с генеральными директорами, наши HR-службы работают с коллегами, чтобы направить оттуда квалифицированных сотрудников. Во-вторых, конечно, будем работать с кадровыми агентствами и искать достойных кандидатов на родственных предприятиях.
Нефтяной проект начинается практически с нуля?
Р. Б.: У нас сейчас есть четыре доступных только по зимникам и по воздуху и находящихся в стадии опытно-промышленных работ месторождения: Русское и Русско-Реченское в ЯНАО, Тагульское и Сузунское месторождения на севере Красноярского края.
В начале 2016 года мы планируем запуск Сузунского месторождения. В первый же год должно быть добыто уже 5,2 млн тонн. Там сейчас имеются один пилотный куст и достаточно большое количество разведочных скважин. Ведется работа над базой МТР, строится первое общежитие на 100 мест. Основное строительство там начнется зимой 2013–2014 года. Проектная документация на инфраструктуру Сузунского месторождения будет готова в I квартале следующего года. Сейчас ее разрабатывает самарский институт «Гипровостокнефть».
Следующим в 2018 году планируется запустить Русское. Это уникальное месторождение тяжелой нефти. Там достаточно большие геологические запасы, но при этом коэффициент извлечения варьируется от 10 до 30%. Сейчас ведутся пилотные работы, мы определяем наиболее эффективный сценарий разработки данного месторождения. У нас уже пробурено 12 скважин, и в этом году будет буриться еще один куст из шести скважин: три добывающие, три нагнетательные. Также планируется проведение большого количества испытаний и исследований скважин.
Русско-Реченское — газоконденсатное месторождение. Мы сейчас можем говорить о его запуске в 2019 году. Тогда же будем запускать Тагульское месторождение. Оно очень крупное: более 150 млн тонн текущих извлекаемых запасов. Пока на обоих месторождениях пробурено по одному пилотному кусту, ведутся испытания скважин.
Когда месторождения заработают все вместе, сколько примерно нефти они будут давать?
Р. Б.: Благодаря вводу четырех месторождений через 10 лет мы будем добывать порядка 13 млн тонн нефти в год. Для обеспечения озвученных выше объемов добычи в 2014–2030 годах нужно будет пробурить, освоить и обустроить в общей сложности более 1300 добывающих, нагнетательных, водозаборных и газовых скважин, суммарная проходка составит более 4 млн м. Ввод в эксплуатацию каждого из перечисленных выше месторождений предусматривает создание полного комплекса необходимой наземной инфраструктуры для добычи, сбора, подготовки нефти, организацию системы ППД, строительство объектов энергетики, комплекса объектов социально-бытового обслуживания как собственного персонала, так и персонала подрядных организаций (под комплексом инфраструктуры понимаются УПН суммарной мощностью более 17,5 млн т; КНС — более 65 млн м3; объекты энергогенерации — ГТЭС — на более чем 250 МВт; внутрипромысловые дороги — более 360 км, нефтесборы — более 360 км, ЛЭП — более 360 км; производственные базы, АБК и прочие объекты). Необходимо помнить, что активы проекта «Ямал-Нефть» находятся не только в сложных природно-климатических условиях за Полярным кругом, но и будут функционировать в автономном режиме. Помимо этого реализация проекта осложнена сезонностью работ и непростыми логистическими условиями: доставка большинства грузов возможна только либо посредством навигации по капризным северным рекам, либо по автозимникам, а удаленность объектов от существующих баз и транспортных магистралей составляет более 300 км.
Нефть ведь мало добыть — ее еще и вывезти надо. А с месторождениями, о которых вы говорите, летом сообщение только вертолетом.
Р. Б.: В ходе освоения месторождений ЯНАО и севера Красноярского края планируется развитие инфраструктуры по транспортировке нефти, которое подразумевает строительство собственной трубопроводной системы «Ямал» от Сузунского месторождения до приемо-сдаточного пункта (ПСП) Заполярное. Межпромысловый трубопровод длиной 382 км не только свяжет между собой Сузунское, Тагульское, Русско-Реченское и Русское месторождения, но и позволит обеспечить транспортировку и сдачу нефти всех нефтяных месторождений в систему АК «Транснефти» в районе Заполярного месторождения. Ввод трубопровода в эксплуатацию планируется к 2016 году.
Серьезное строительство! А какого объема стройка предстоит в рамках проекта «Ямал-Газ»?
А. С.: Приведу несколько цифр. Предстоят бурение 301 скважины на 64 кустах (сегодня эксплуатационный фонд — 54 скважины), прокладка 104 км автодорог, 214 км линий электропередач, 406 км газосборных шлейфов, более 200 км продуктопроводов, нефтепроводов, конденсатопроводов различного назначения, а также почти 60-километровый газопровод внешнего транспорта. Помимо этого будем строить комплексные установки подготовки газа суммарной мощностью почти 17 млрд м3/год, установку стабилизации конденсата более чем на 5 млн тонн жидких нефтепродуктов/год, установку переработки нефти и газового конденсата мощностью порядка 600 тыс. тонн ежегодно, железнодорожно-наливную эстакаду для отгрузки до 5 млн тонн жидких нефтепродуктов/год. Строительство жд эстакады будет вестись под авторским надзором специалистов из компании "Трудовой десант", с использованием технической документации из альбома чертежей верхнего строения ЖД пути разработанным проектно-технологическим конструкторским бюро. Инвестиции по нашему проекту составят $6,7 млрд. Для того чтобы такой объем инвестиций освоить, мы планируем и обеспечить работой многих местных подрядчиков, и привлечь компании из других регионов страны.
Строительство начнется в этом году и закончится в 2017–2018 году. Сейчас мы добываем 3,2–3,4 млрд куб. м газа в год. В сентябре 2015 года мы рассчитываем выйти на 8,6 млрд м3 ежегодной добычи газа, а в 2017 году — на уровень 16,5 млрд кубометров газа.
А каковы общие запасы на ваших участках?
А. С.: Около 1 трлн м3 из них по пластам, которые мы планируем вовлечь в разработку в рамках проекта, — примерно 600 млрд куб. м газа. До 2040 года из них планируется извлечь порядка 270 млрд кубометров.
Надо сказать, что наш проект во многом уникальный, прежде всего тем, что «Роспан» — это первое предприятие, которое в 1996 году начало эксплуатировать Ачимовские залежи на Уренгойском месторождении.
Ачимовские залежи являются трудноизвлекаемыми. По своим параметрам они сильно отличаются от Сеноманских и Валанжинских, а их разработка многократно сложнее. В чем уникальность Ачимовских залежей?
А. С.: Во-первых, аномально высокое пластовое давление — порядка 600 атмосфер. Если мы говорим про Валанжин, который находится на 200–300 м выше, то там давление — порядка 320 атмосфер, в Сеноманских отложениях — немногим больше 100 атмосфер.
Вторая особенность — очень низкая проницаемость, в сотни раз меньше, чем у Валанжина, и в тысячи раз меньше Сеномана: в среднем это около 0,1–0,5 мД. Поэтому приходится применять технологию ГРП, закачивая в пласт до 300 т пропанта. Поэтому открытые еще в 1976 году Ачимовские залежи Уренгойского месторождения долгое время оставались объектами геологического изучения и опробования технологий освоения. Большое количество перспективных недоизученных объектов, их сложное геологическое строение и сегодня требуют вести разработку совместно с геологическим изучением. Для этого мы максимально используем эксплуатационное бурение, в рамках которого проводятся дополнительные исследования транзитных и нижележащих объектов.
Наконец, еще один фактор уникальности — высокое содержание конденсата.
Насколько высокое?
А. С.: До 400 г на кубометр газа. Я скажу так: на абсолютном большинстве нефтяных месторождений попутный газ содержит меньшее количество жидких углеводородов. На Самотлоре это, скажем, 250–270 г на кубометр газа. Сегодня конденсат приносит нам хорошую прибыль, и мы стремимся ее максимизировать. Для того чтобы эту задачу решить, нам нужно очень тонко настраивать режим работы для каждой скважины. Помочь в этом нам должна создаваемая в настоящий момент интегрированная модель месторождения, которая впервые позволит вести одновременный комплексный расчет системы «пласт–скважина–трубопровод–УКПГ».
Для создания интегрированной модели привлечены силы специализированных институтов, имеющих обширный опыт в подобных проектах, а внутри проектной команды выделена специальная группа.
Большим успехом в рамках этой работы, в целом реализации проекта «Роспан» стало создание проекта «Единая технологическая схема разработки Ачимовских залежей Уренгойского региона».
Что это за проект?
А. С.: Ачимовские залежи — это по большому счету единая залежь, которая сегодня разделена на группу лицензионных участков. И для того, чтобы грамотно ее разрабатывать, нам всем — вместе с «Газпромом» и другими недропользователями, которые эксплуатируют или планируют эксплуатировать эти залежи, — пришлось объединиться и сформировать единую технологическую схему разработки. Насколько я знаю, подобных проектов в России единицы. Период создания проекта от концепции до утверждения занял порядка семи лет.
Этот документ определяет параметры разработки каждым недропользователем, и в том числе он определяет тот объем работ, который должен быть сделан по изучению пластов, не вовлекаемых на первом этапе в разработку. В рамках единой технологической схемы разработки была создана геологическая и гидродинамическая модель всей Ачимовской залежи. Уникальность данной модели заключается как в объеме исходных данных, собранных за все время освоения Ачимовских залежей Уренгойского месторождения силами разных компаний, так и в ее размерах.
В среднем каждый вариант развития до 2040 года рассчитывался один месяц. Держателем этой общей глобальной модели является сегодня институт «ТюменНИИгипрогаз». Для решения производственных задач геологами проектной команды совместно с ТННЦ специально создана секторная модель. Она несколько упрощенная, но сходимость по параметрам с этой общей глобальной моделью вполне приемлемая.
Вообще, в рамках проекта «Роспан» используются самые современные технологии моделирования. Оптимальные технологические решения, лежащие в основе Ачимовской ЕТСР, являются результатами моделирования, выполненного по специальной технологии силами проектной команды и экспертов ВР еще в 2008 году. Данные технологии позволяют делать многовариантные расчеты с оценкой основных геолого-технических неопределенностей и выбирать наиболее оптимальные решения в части стратегии освоения запасов. При этом важен комплексный подход, учитывающий не только основные ачимовские газоконденсатные объекты, но и перспективные пласты Валанжина, содержащие значительные запасы нефти.
Как будет налажена добыча этой нефти?
А. С.: Мы рассчитываем выйти на 16,5 млрд кубометров добычи газа за счет Ачимовской залежи. А в дальнейшем по мере истощения этого пласта для поддержания добычи на том же уровне мы планируем вовлекать другие пласты. Первый их них — это Валанжинский. Но он содержит достаточно большую нефтяную оторочку. Поэтому прежде, чем приступать к отбору газа на Валанжине, нам нужно отобрать извлекаемые запасы нефти. Сегодня технологическая схема предусматривает извлечение более 5,5 млн тонн нефти. Нам видится сегодня, что мы будем добывать до 500–600 тыс. тонн ежегодно.
На Восточно-Уренгойском лицензионном участке есть одна законсервированная нефтяная скважина. Там проходили опытно-промышленные работы по разработке нефтяной оторочки. В 2013 году мы намерены приступить к подготовительным работам для бурения еще одной скважины — горизонтальной и провести опытно-промышленные работы, чтобы подтвердить те параметры разработки, которые сегодня содержатся в проектных документах, и актуализировать всю экономику по Валанжинским пластам в части нефти. Надо понять, как разрабатывать месторождение — с помощью наклонно-направленных или с помощью горизонтальных скважин, нужен ли будет гидроразрыв пластов на всех скважинах или не нужен?
Как будет решаться вопрос с утилизацией ПНГ на нефтяных месторождениях?
Р. Б.: Часть добываемого попутного газа пойдет на нужды собственной генерации (75 МВт).
Есть три варианта использования оставшегося газа: первый вариант — сдавать его в газотранспортную систему «Лукойла» (сейчас этот вопрос рассматривается); второй вариант — это закачка в пласт, в подземное хранилище; третий вариант - это так называемое водогазовое воздействие, когда в скважину ППД идет переменная закачка воды и газа (пока эта тема новая, она рассматривается как опция).
В общем еще очень многое предстоит решить?
Р. Б.: Безусловно, перед нами стоят очень сложные задачи, но тем интереснее реализовывать задуманное.
«Ямал-Нефть» пока совсем молодой, но интенсивно развивающийся проект. В рамках этого проекта намечено освоение пяти нефтяных и нефтегазовых месторождений, расположенных на Ямале и севере Красноярского края: это Русское, Тагульское, Сузунское, Русско-Реченское месторождения и частично Мессояхский проект (реализуется в совместном предприятии с «Газпромнефтью»).
По прогнозам, к 2021 году эти месторождения смогут обеспечить до 20% объема добычи нефти нашей Компании. Сейчас проект находится на стадии оценки технических решений, проектирования и определения необходимых для его реализации капитальных затрат.
Работа на Ямальских нефтяных и нефтегазовых месторождениях находится в самом начале. Но уже сейчас виден большой потенциал активов. Сотрудники, принимающие участие в этом проекте, получают редкую возможность пройти путь разработки и обустройства месторождений с самого начала.
Ямальские проекты ТНК-ВР — это одна из ключевых точек роста нашей Компании. Только газовый проект предполагает около $6 млрд инвестиций.
В проект «Ямал-Газ» входит освоение двух участков Уренгойского месторождения: Восточно-Уренгойского и Новоуренгойского. Предполагается их разбуривание и полное обустройство. Оператор разработки — ЗАО «Роспан Интернешнл». Сегодня на двух лицензионных участках нашего газового ямальского проекта мы ежегодно реализуем 3,2 млрд м3 газа. Согласно предварительным расчетам, добыча газа здесь вырастет до 8 млрд м3 к 2015-му, а затем до 16 млрд м3. Ямал — это не только сложные условия работы, но и задачи, требующие уникальных решений. Добыча на «Роспане» ведется из сложных ачимовских отложений: запасы газа залегают на глубине свыше 3600 м, а коллекторы характеризуются очень низкой проницаемостью (менее 1 мД) и аномально высоким начальным пластовым давлением (более 600 атм). Кроме того, месторождения находятся в поясе вечной мерзлоты, поэтому и требования к бурению и обустройству скважин особые. Климатические условия на Ямале суровые: температура опускается до минус 50°С.
Я считаю, что для людей, которые решат работать на Ямале, это отличная возможность не только получить бесценный профессиональный опыт, но и испытать себя.
