экономика Дальнего Востока

Поиск
Журнал "Развитие региона"

Компания «ЯТЭК» заявила о себе как о новом независимом производителе сжиженного газа в России. Что может стать ресурсной базой этого проекта и каковы его дальнейшие перспективы, рассказал в интервью генеральный директор ПАО «ЯТЭК» Андрей Коробов.

– Каковы на данный момент суммарные запасы газа и конденсата на месторождениях «ЯТЭКа»? Какие геологические особенности их залегания, характеристики газа? Есть ли сложности с добычей?
– На данный момент общие запасы «ЯТЭКа» достигли 432 млрд кубометров по сравнению с 365 млрд кубометров в 2019 году. Компания работает на Средневилюйском и Мастахском месторождениях уже более 55 лет, месторождения хорошо изучены, а применяемые технологии достаточно стандартные. Наши основные месторождения – Средневилюйское, Мастахское, Толонское – расположены рядом с Соболох-­Неджелинским месторождением «Газпрома» по Хапчагайскому валу. Добыча газа ведется из отложений триаса, здесь же расположены и основные запасы, выявлены крупные ловушки. Кроме того, мы планируем подключить к разработке юрские и пермские отложения на Средневилюйском, Толонском и Мастахском месторождениях.
Газ на этих месторождениях можно охарактеризовать как сравнительно чистый и высококачественный, с небольшим содержанием жирных фракций и очень низким содержанием примесей. Газоконденсатный фактор колеблется от 52 до 56 грамм на 1 тыс. кубометров. На наших месторождениях высокое внутрипластовое давление, что является оптимальным фактором для применения низкотемпературной сепарации.
В результате, себестоимость добычи достаточно низкая – около 600–650 руб­лей за тысячу кубометров. В будущем, с началом масштабной реализации проекта стоимость за MBTU (британская тепловая единица примерно 1,14 тыс. кубометров газа) может составить 6,3–6,5 долларов.

– Если Средневилюйское и Мастахское месторождения находятся в разработке более 55 лет и фактически являются одним из основных источников газа в Якутии, то каковы их перспективы? Преодолен ли пик добычи, когда они выйдут на полку? Есть ли перспективы увеличения запасов на них за счет доразведки?
– Запасы Средневилюйского месторождения достигают более 200 млрд кубометров. Несмотря на то, что оно, по сути, является основным источником газа в Якутии, месторождение находится в идеальном состоянии. Более того, недавно мы прирастили его ресурсную базу за счет доразведки нижних горизонтов и расширения границ на 42 млрд кубометров газа.
Месторождение разделено рекой Вилюй на левый и правый берег, и исторически правый берег осваивался более интенсивно. Сейчас мы проводим компенсационные мероприятия, которые позволят сбалансировать добычу на двух берегах.
Мастахское месторождение не эксплуатируется более 20 лет и находится в консервации, но, на наш взгляд, оно сильно недооценено. Мы сделали полную переинтерпретацию данных, сейчас заканчиваем оформление прирезки (расширения) лицензионных границ участка. В итоге мы планируем в 2022 году увеличить за счет геологоразведки ресурсную базу на этом участке до 75 млрд кубометров газа. В будущем планируем провести здесь дополнительную сейсмику и бурение скважины. Мы видим большие перспективы на этом участке.
– Какие планы по бурению на новых участках компании, в частности, на Толонском? Сколько скважин будет пробурено, каковы перспективы по запасам на Толонском участке и Хайлахском месторождении?
– Сейчас мы сконцентрированы на четырех старых лицензиях – Средневилюйском, Толонском, Мастахском и Тымтайдахском участках. Фонд скважин на них составляет более 170 единиц. Мы консолидировали имеющуюся информацию, переинтерпретировали ее, расконсервировали и отремонтировали порядка 30 скважин, пробурили новые, отобрали большое количество керна. В результате, по этим участкам была получена новая геологическая 3D-модель, подготовлена и утверждена обширная программа геологических исследований. В рамках этой модели сейчас строятся четыре новые скважины: на Толоне – две скважины, на Тымтайдахе и Средневилюе – по одной на каждой структуре. Первая скважина на Толоне уже построена, на Средневилюйском участке строительство скважины было завершено в 2021 года. В 2022 году мы планируем заложить точки под бурение эксплуатационных скважин.
Что касается Хайлахского месторождения, расположенного на Южном лицензионном участке, то здесь много аспектов. В советское время на этом месторождении было пробурено несколько поисково-­разведочных скважин, мы обработали и переинтерпретировали данные, что позволило утвердить в ГКЗ запасы газа и поставить на баланс 33 млрд кубометров. И это только самое начало. На трех новых участках – Южном, Северном и Майском – мы ведем сейсмику 2D объемом 6900 погонных километров. По результатам сейсморазведки планируем пробурить несколько поисково-­разведочных скважин.
В итоге, построенная по обновленным данным гидродинамическая модель позволила нам рассчитать оптимальную полку добычи в 15–17 млрд кубометров газа, которая будет держаться до 2035 года при выполнении минимальной программы бурения. Это даст нам возможность загрузить первую очередь завода по сжижению газа.
Кроме того, такой люфт в 2 млрд кубометров позволяет нам создать некий резерв газа для возможного строительства завода по производству аммиака. Этот вопрос сейчас активно обсуждается, поскольку есть много заинтересованных сторон в реализации этой части проекта.
– В сентябре прошлого года вы говорили, что рассматриваете вопрос строительства завода по производству аммиака после запуска второй линии СПГ, сейчас уже прорабатывается другой сценарий?
– Если на этапе запуска первой линии завода появятся соинвесторы и технологические партнеры, которые готовы приступить к строительству аммиачного производства, то почему нет? В первую очередь, это вопрос финансирования.
– А планы по строительству второй линии СПГ-завода сохраняются? Что станет ресурсной базой для нее?
– Для реализации второй очереди СПГ-завода нам нужно довести добычу газа до 28 млрд кубометров. Ресурсной базой и станут как раз Северный, Южный и Майский участки. Кроме того, мы планируем участвовать в аукционах. Один из них прошёл 7 декабря, по итогам которого мы выиграли лицензию на право пользования недрами в пределах Соболохского участка в Якутии.
В ходе торгов развернулась острая борьба за газовые участки: было сделано от 169 до 310 шагов. Как показал сегодняшний аукцион, потенциал участков сильно недооценивается, так как речь идет об открытии новой нефтегазоносной провинции. Речь идёт не только о запасах, но и об уникальном географическом положении – близость к акватории Охотского моря и рынкам сбыта АТР. Большой интерес со стороны крупных компаний вокруг участков в Якутии подтверждает тот факт, что «ЯТЭК» была права, первая начав ещё год назад покупку лицензий в этом регионе.
– Если на 2022 год вы закладываете точки бурения добывающих скважин на Толоне, то когда может начаться промышленная добыча?
– Пока у нас нет инфраструктуры для транспортировки газа на «большую землю». Среднесрочная стратегия компании предполагает строительство мощностей по сайклингу (обратной закачки газа в пласт) на Средневилюйском и Толонском месторождениях. В дальнейшем нагнетательные скважины будут переключены на реверс и станут добычными. Так, на данный момент суммарный дебет скважин на этих участках достигает порядка 3,5 млрд кубометров газа в год. После реализации проекта сайклинга мы выйдем на дебет в 7 млрд кубометров в годовом исчислении. И это половина пути к необходимому уровню добычи для первой очереди СПГ.
Дальше все будет зависеть от инфраструктуры. Запуск газопровода и первой очереди СПГ запланирован на 2027 год, и пока эти планы сохраняются.

– В сентябре прошлого года вы говорили о возможности увеличения запасов газа проекта до 2 трлн кубометров. За счет каких участков это возможно и когда?
– Согласно новой модели, Северный, Южный, Майский и Тымтайдахский участки могут обеспечить до 574 млрд кубометров ресурсов газа к середине следующего года. В дальнейшем рост ресурсной базы будет идти за счет покупки новых участков.
Кроме того, на новых участках будут нефтяные оторочки на 65 млн тонн. Так что будем смотреть.
– Как идут переговоры с «Газпромом» и Минэнерго по вариантам экспорта СПГ?
– Переговоры продолжаются. Есть серьезные основания полагать, что у нас все получится с «Газпромом». Как я уже сказал, компании принадлежит Соболох-­Неджелинское месторождение, расположенное по соседству с нашими участками. Наиболее оптимальный вариант монетизации его запасов – это использование нашей инфраструктуры, что дает основание верить в успех переговоров.
Но в любом случае, и тот, и другой сценарий (агентское соглашение с «Газпромом» или модель «НОВАТЭКа») имеют право на существование. В ближайшие месяцы, скорее всего, в первом квартале следующего года, мы рассчитываем выйти на готовое решение.
– Принято ли решение по источникам финансирования проекта? Какое направление признано наиболее привлекательным? Каковы параметры размещения акций на бирже (объемы, сроки)?
– Однозначно, это вопрос партнерства. Мы не будем делать всё сами, поскольку это дорогой и достаточно сложный проект. Поэтому мы планируем формировать консорциум инвесторов. Уже сейчас есть целый ряд интересантов: это и китайские, и европейские компании, и крупные международные концерны. Думаю, мы без труда консолидируем необходимый акционерный капитал.
Ресурсная база и многолетний опыт работы на наших месторождениях в Восточной Сибири в условиях низких температур и вечной мерзлоты нельзя назвать «гринфилдом». Это является привлекательным для инвесторов фактором.
– Интересуются портфельные инвесторы, или же есть партнеры, которые хотят долю в СПГ?
– Часть партнеров рассчитывают сделать финансовую инвестицию и получить соответствующую выгоду, а есть партнёры, которые хотят через участие в акционерном капитале получить долгосрочный гарантированный объем поставок природного газа.
Но сейчас мы в стадии переговоров, которые не спешим финализировать. Организация сайклинга природного газа в среднесрочной перспективе позволит нарастить объемы добычи, провести подготовку месторождения к запуску газопровода и дать значительный объем газа сразу после его запуска. При этом строительство самой трубы не является сверхсложной задачей. Это понятное инженерное сооружение. Для мощностей по сжижению выбрано решение на гравитационных платформах и крупномодульной сборке. Мы надеемся, что это даст инвестору большую определенность в реализуемости проекта.

– А как идет подготовка проекта завода СПГ?
– К настоящему времени уже сделан pre-feed проекта. Сейчас проводятся тендеры на проектирование трубопровода и мощностей по сжижению газа, выбраны технологии сжижения и тип строительства, проработаны все принципиальные технические решения и даже посчитан углеродный след сжиженного газа при поставке его в порты АТР.
Это очень интересное упражнение, особенно в свете зеленой повестки и перспектив введения трансграничного налогового регулирования. Получается, что у нас углеродный след при условии доставки до основных рынков Азиатско-­Тихоокеанского региона ниже, чем у катарского СПГ, и более чем в два раза ниже, чем у американского СПГ. Это дает нам серьезное конкурентное преимущество при введении трансграничного углеродного налога.
– Рассматривает ли «ЯТЭК» строительство в рамках проекта газохимического комплекса и экспорта уже более дорогих продуктов газохимии?
– Мы прорабатывали разные варианты, но в итоге пришли к выводу, что наиболее эффективно сжижать газ. На этом варианте и остановились.
– А от строительства производства водорода вы решили отказаться?
– Мы изучаем все, что связано с производством, транспортировкой и потреблением водорода. Сейчас нет ни технологий, ни рынка для средне- и крупнотоннажного использования водорода. При этом неоднозначны эффекты в результате использования водорода при нынешнем уровне технологий. Известно, что неизбежные при работе с водородом утечки в атмосферу дают в разы больший парниковый эффект, чем аналогичное использование природного газа в качестве энергоносителя. Поэтому могу выразить свое мнение только в отношении транспортировки водорода: для этого сейчас может рассматриваться только аммиак. Здесь открываются перспективы, особенно с учетом близости целевых азиатских рынков. Все это будет отражено в долгосрочной стратегии компании.
– А когда она будет подготовлена и опубликована?
– Долгосрочная стратегия до 2035 года уже разработана. Она будет детально расписана до 2027 года с перспективой до 2035 года.
– Кроме проектов в Якутии у «ЯТЭКа» есть два участка в Калмыкии. Каковы их перспективы? Для чего они компании с учетом негативного опыта работы в Калмыкии других компаний?
– Калмыцкие участки – это наше историческое наследие. Мы приняли решение вынести на совет директоров вопрос о доразведке этих участков.
Эти структуры очень интересные. Многие компании проводили сейсмику в надсолевых структурах на глубине 2,5 км. На этой глубине мы четко видим газовые структуры, но они небольшие, с ресурсами всего в 10–15 млрд кубометров. Самое интересное находится на глубине в подсолевых структурах, где могут быть выявлены ресурсы по категории D, локализованные в объёме 1,3 трлн кубометров. Правда, построить скважину на глубину 6,5 км – дорогое удовольствие, может потребоваться порядка 3,5 млрд руб­лей.
В Калмыкии у нас два участка, и большое количество информации собрано по краям. Для уточнения данных необходимо завершить сейсмику в объёме 720 погонных км. И уже на основе полученной информации мы можем просчитать все геологические риски и заложить данные по бурению трех скважин. С этой информацией мы и планируем выйти на совет директоров.
Если там обнаружится 1 трлн кубометров газа, то мы найдем способы его монетизировать, если же только 100 млрд кубометров, то не стоит даже это затевать. Но джекпот может быть огромен.

(По материалам журнала «Энергетическая политика»)