В июле произошло сразу три значимых события для группы компаний ОАО «НОВАТЭК», одного из крупнейших независимых производителей газа в России: завершено строительство первой очереди Юрхаровского промысла мощностью 9 млрд кубометров газа в год; на Восточно-Таркосалинском месторождении запущена установка деэтанизации конденсата; на Пуровском заводе по переработке конденсата начался монтаж основного технологического оборудования.
«Юрхаровнефтегаз» внедряет ноу-хау
Каждое событие уникально по-своему. Что касается Юрхаровского месторождения, то, несмотря на значительные объемы ресурсов, оно не вызывало интереса у крупнейших компаний. Активы не разрабатывались более 30 лет. Причин тому несколько: это и трудноизвлекаемые залежи, требующие высоких материальных и эксплуатационных затрат, это и труднодоступный район Заполярья, отсутствие производственной и социальной инфраструктуры, это и удаленность от магистральных сетей. НОВАТЭКу в разработке месторождения пришлось начинать все с нуля. Прошло немногим более двух лет с начала эксплуатации, и уже можно говорить о достигнутых результатах освоения.
ООО «Юрхаровнефтегаз», дочернее предприятие ОАО «НОВАТЭК», завершило строительство первой очереди Юрхаровского промысла мощностью 9 млрд кубометров газа в год. Введен в промышленную эксплуатацию второй цех установки комплексной подготовки газа и конденсата мощностью 3,6 млрд кубометров газа. Весь объем строительных и пуско-наладочных работ выполнен в запланированные сроки, проведен монтаж современного технологического оборудования валанжинского газа и первичной подготовки сеноманского газа, что является отличительной особенностью нового производственного объекта.
Изюминка в том, что сеноманский газ поступает на валанжинскую нитку и будет осушаться с помощью низкотемпературной сепарации. Такая схема не применялась ранее в России ни в одной компании. Как правило, традиционная обработка сеноманского газа — это гликолевая осушка. Генеральный директор «Юрхаровнефтегаза» Александр Кудрин пояснил: «Валанжинский газ содержит как жидкую, так и газообразную фазу, тогда как сеноманский газ имеет в два раза более низкое давление и не содержит жидкого конденсата. Ноу-хау в том, что на установке будет происходить одновременная подготовка как сеноманского, так и валанжинского газа, что позволит сэкономить до 10%».
Журналисты, посетившие объекты «Юрхаровнефтегаза», стали свидетелями запуска сеноманской части промысла. НОВАТЭК воплотил в жизнь капиталистическую мечту: весь процесс подачи газа на установки автоматизирован современными немецкими технологиями, даже пресловутой кнопки «пуск» нет, все выполняется одним щелчком компьютерной мышки. Причем особого участия рабочих в цехах тоже не требовалось, бригадиры выступали в качестве наблюдателей. Умные технологии компании Scherzer сделали все для того, чтобы сократить рабочие места, тогда как раньше, да и сейчас еще, в некоторых НК такие процессы очень трудоемки и требуют большого количества персонала. Основные технологические параметры — давление, температура, расход — можно было видеть на мониторе. Коммерческий учет газа и газоконденсата также автоматически передается в офис «Юрхаровнефтегаз», в Новый Уренгой, и в НОВАТЭК, в Москву.
Сразу отмечу, что «новье» везде бросалось в глаза. Причем автоматизированы на месторождении не только процессы подачи газа, но и система безопасности. При возникновении какой-либо нештатной ситуации (по словам начальника промысла Сергея Васюнина, таких ситуаций не было), будь то увеличение концентрации газа в цехах или другое ЧП, незамедлительно на пульт дежурного поступит сигнал. Причем, если сработают два датчика сигнализации, допустим, загазованности и пламени, то установка автоматически остановится, без вмешательства персонала, включатся системы вентиляции и пожаротушения.
Современные высокие технологии применяются на Юрхаровском промысле и при обустройстве месторождений. Специалисты отмечают, что независимые добывающие компании более мобильны, чем крупные вертикально-интегрированные, типа «Газпрома». Главный минус небольших добывающих предприятий — ограниченные финансовые возможности. Однако они не жалеют средств на внедрение новых технологий. Благодаря этому компании заняты реализацией локальных проектов — подготовкой и эксплуатацией мелких и средних месторождений, месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
В частности, при строительстве эксплуатационных скважин в «Юрхаровскнефтегазе» было применено бурение скважин с горизонтальным окончанием и спуском в интервал продуктивного пласта противопесочных фильтров вместо перфорации. Кроме того, специалисты компании при бурении использовали высокотехнологические промывочные жидкости, что позволило увеличить добывные возможности скважин до 1 млн 600 кубометров вместо 800 тысяч проектных. В настоящее время эксплуатируется скважина N 271 сложной конструкции и высокой производительности с рекордным на Ямале отходом более 2100 метров и с горизонтальным участком по пласту-569 м. Для сравнения отметим, производительность введенных в эксплуатацию скважин «Юрхаровнефтегаза» превышает более чем в четыре раза суточный дебит скважин аналогичного назначения, действующих на Уренгойском месторождении.
Как объяснил Александр Кудрин, «месторождение уже сейчас готово выйти на проектную мощность в 9 млрд кубометров в год, но, к сожалению, нас сдерживает ограничение поступлений объемов газа в Единую газотранспортную систему „Газпрома“. Поэтому сеноманская скважина находится в резерве, тогда как все оборудование смонтировано, скважина опрессована и находится под давлением».
Напомним, потенциальный объем добычи газа на Юрхаровском месторождении составляет 27 млрд кубических метров. В мае этого года введен в эксплуатацию участок газопровода, позволяющий увеличить объем транспортировки добываемого газа до 25 млн кубометров в сутки. С введением в строй первой пусковой очереди Юрхаровского месторождения подача газа в газотранспортную систему возрастет до 9,2 млрд кубометров газа в год.
Добывать — и перерабатывать
Сегодня НОВАТЭК добывает на своих месторождениях более 5 тысяч тонн газового конденсата в сутки, и объемы добычи продолжают расти. Развиваются промыслы компании на Юрхаровском, Восточно-Таркосалинском и Ханчейском месторождениях, впереди — конденсат с Олимпийского лицензионного участка. Если учесть, что Сургутский ЗСК, на который поставляется газоконденсат НОВАТЭКа, не всегда обеспечивает стабильность приема конденсата на переработку, то вполне закономерно, что в прошлом году было принято решение о строительстве собственного перерабатывающего завода.
В настоящее время на Пуровском заводе по переработке конденсата начаты работы по монтажу основного технологического оборудования. Для поставки оборудования привлекаются в основном российские заводы-изготовители. ОАО «Курганхиммаш» поставляет технологическое оборудование, емкости, колонны; ОАО «Пензахиммаш» — печи; ОАО «Борхиммаш» — агрегаты воздушного охлаждения. В общей сложности контракты на поставку оборудования заключены с 35 российскими компаниями.
Иностранные поставщики привлекаются для поставки уникального оборудования, не производимого в России. Это относится к установке тактового налива стабильного конденсата в железнодорожные цистерны, установке налива сжиженных газов все той же немецкой компании Scherzer, запорной и регулирующей арматуре венгерского поставщика DKG-EAST.
Напомним, что строительство Пуровского ЗПК началось в октябре 2003 года и ведется в один этап без выделения пускового комплекса. Такая спешка, что называется «пятилетка за два года», вызвана не только наращиванием объема добываемого НОВАТЭКом углеводородного сырья и загруженностью существующих конденсатопроводов к перерабатывающим заводам «Газпрома», но и снижением квоты независимых производителей на этих заводах из-за роста объема собственной добычи и переработки конденсата «Газпром».
На сегодня освоено 55% капитальных вложений, на площадке работают более 650 человек и более 80 единиц техники. По плану строительство завода будет завершено к январю 2005 года. Ввод завода в эксплуатацию после проведения пуско-наладочных работ планируется в 1 квартале 2005 года. Стоимость проекта оценивается в 150 млн долларов США. Источник финансирования — кредиты и займы.
Уже сейчас другие нефтегазовые компании, работающие на территории округа, проявляют живой интерес к строительству завода. Как рассказал директор дирекции по строительству Пуровского ЗПК Владимир Булкин, руководители компаний, проезжая мимо, заглядывают, расспрашивают, что и как, но дальше интереса дело пока не идет, поэтому все строительство ведется только за счет собственных средств.
Интерес, конечно, понятен, практически у всех нефтегазовых компаний этого региона вопрос с переработкой конденсата остается открытым. Вот только НОВАТЭКу как представителю независимых компаний, ведущему частный бизнес и работающему в интересах собственного бизнеса, легче воплотить эту идею в жизнь. Соседи НОВАТЭКа, к примеру, «Пурнефтегаз» — структура уже государственной компании «Роснефть», где одного желания принять участие в строительстве мало, а решить вопрос по финансированию не так-то просто, или та же «Ноябрьскгаздобыча» — дочка «Сибнефти», которая и без Пуровского завода находится в подвешенном состоянии из-за событий в ЮКОСе.
Из-за того, что строить приходится самим, да еще и в такие сжатые сроки, руководители завода не могут сказать точную цифру затрат. «Столько вложили, и еще много придется вкладывать!» — отмечает Владимир Булкин. Затраты, по его словам, — значительные и окупятся лишь через 6−12 лет. Он также уточнил, что поставщики и подрядные организации отбирались по тендеру: генеральной проектной организацией стало ОАО «ЮжНИИгипрогаз» (г. Донецк), генеральным подрядчиком — ОАО «Трест «Сибкомплектмонтажналадка» (г. Тюмень).
Как рассказал директор Пуровского завода по переработке конденсата Борис Фельдман, «схема строительства Пуровского ЗПК продуманная: у нас будет вестись добыча на своих месторождениях, своя переработка и своя отгрузка готовой продукции по железной дороге». Борис Фельдман подчеркнул, что в будущем НОВАТЭК будет развивать и свою нефтехимию. Он рассказал, что в Новокуйбышевске строится завод по производству биоксикальных пленок, и продукция Пуровского ЗПК (сжиженные газы) станет сырьем для новокуйбышевского нефтехимического комплекса.
«Конденсат, произведенный из газоконденсатной смеси здешних месторождений, является бесценным сырьем и для нефтехимии, и для нефтепереработки, потому что он не содержит парафинов и сероводородов — того, что мешает нормальной работе реформингов, катализаторов
УДК готова к работе
На Восточно-Таркосалинском месторождении НОВАТЭК ввел в эксплуатацию установку деэтанизации конденсата (УДК). За 9 месяцев был разработан проект, осуществлена поставка оборудования, выполнены строительно-монтажные и наладочные работы и обеспечен ввод в эксплуатацию нового объекта. Основное технологическое оборудование цеха деэтанизации конденсата было изготовлено на одном из лучших европейских заводов — DKG-EAST (Венгрия), выигравшем тендер по производству нефтегазового оборудования для УДК.
Почему именно на Восточно-Таркосалинском месторождении построен новый объект, становится понятным из рассказа генерального директора ОАО «НК «Таркосаленефтегаз» Виктора Гири: «Уникальность Восточно-Таркосалинского месторождения заключается в наличии всех трех видов залежей углеводородов — нефти, газа, газового конденсата. Месторождение достаточно крупное, его выработка, по предварительным подсчетам, составит 35 лет. На месторождении расположены установки комплексной подготовки сеноманской залежи и низкотемпературной сепарации конденсата, комплексный сборный пункт по нефти. Месторождение связано с системой «Транснефти» нефтепроводом длиной 140 километров и газопроводом — с системой «Газпрома».
Виктор Гиря на открытии УДК сообщил, что данная установка позволит повысить качество подготовки конденсата перед его транспортировкой для дальнейшей переработки на Сургутском перерабатывающем заводе. С 2005 года конденсат будет поставляться на Пуровский завод по переработке конденсата, строительство которого подходит к завершающему этапу. УДК будет готовить сырье, поступающее с Восточно-Таркосалинского и Ханчейского месторождений, а также позволит уменьшить потери в ходе подготовки конденсата к транспортировке и снизить количество вредных выбросов в атмосферу.
Глядя на новостройки и объекты НОВАТЭКа, на отлаженную работу специалистов и новое современное автоматизированное оборудование, на первый взгляд может показаться, что добывающим компаниям очень просто работать на таком, казалось бы, сложном производстве. Однако если разобраться в процессах добычи, хотя бы по рассказам производственников, работающих на промыслах, становится понятно, что руководство компаний зачастую принимает нестандартные решения по эксплуатации объектов.
Основная причина — сложное геологическое строение месторождений. Ведь независимые предприятия вышли в основном на те месторождения, которые гиганты типа «Газпрома» никогда не брали. Напомним, что «Газпром» работает с такими серьезными месторождениями, как Уренгойское, Ямбургское, Надымская группа, а месторождения НОВАТЭКа расположены, как правило, в отдаленных районах, в более сложных горно-географических структурах, на больших глубинах.
По мнению Виктора Гири, чтобы обеспечить рентабельную добычу газа из различных месторождений, необходим дифференцированный подход к налогообложению месторождений. «Если учесть, что сегодня 70% известных запасов газа в России находятся именно в месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и лишь 30% - в гигантах, то для того, чтобы держать и дальше высокую планку по добыче газа, правительство РФ должно уделять этому вопросу больше внимания», — подчеркнул Гиря.
В качестве примера Виктор Гиря привел Восточно-Таркосалинское месторождение «Таркосаленефтегаза». «Здесь нефтяная залежь — явно не Самотлор. Нефть добывать сложно, причем процесс добычи требует больших финансовых затрат. К тому же газ в этой местности представлен двумя видами — сеноманским, у которого достаточно низкая себестоимость (поэтому ставка НДПИ должна быть выше), и валанжинским, с более высокой себестоимостью. Однако необходимо брать во внимание удаленность от магистралей, поэтому все нужно учесть и прописать в обязательствах», — отметил генеральный директор «Таркосаленефтегаза».
Если бы проблема сводилась только к принятию дифференцированного налогообложения в зависимости от структуры добываемого продукта, то наверняка объемы добычи кратно увеличились. Однако остается еще множество нерешенных вопросов в этой отрасли, из-за которых Россия, имея треть мировых разведанных запасов газа и половину его ресурсов, по подсчетам независимых экспертов, будет обладать к 2010 году лишь 1/7 частью мировой добычи.
Нефтяные аналитики отмечают, что в настоящее время в России нет внятных правил регулирования доступа к газопроводам, регулирования цен на газ и его транспортировку, до сих пор не принят закон «О магистральном трубопроводном транспорте». Сегодня независимых производителей сдерживает практически ежемесячное согласование с «Газпромом» квоты на прокачку газа и ставит компании на грань выживания. Выход из сложившейся ситуации эксперты видят в реформировании газовой отрасли России по образу «нефтянки», а именно: переход к раздельному учету затрат на добычу, транспортировку и реализацию газа, создание нерегулируемого сектора рынка в 10−12% от общего объема российского рынка газа и разработка доступа не входящих в структуру «Газпрома» газодобывающих компаний к экспорту в страны ближнего и дальнего зарубежья.
