тел. (499) 197-74-00
факс. (499) 946-87-11
Контакты для СМИ
г. Москва, ул Народного Ополчения,
д.34, стр.1 Бизнес-центр «ЦКБ-Связь»

Якутский драйвер

Восточносибирская республика Саха (Якутия) в 2018 году планирует увеличить добычу нефти на 20%.

04.04.2018 13:42; «Нефть и капитал» (OilCapital.ru): https://oilcapital.ru/article/general/04-04-2018/yakutskiy-drayver

На фоне скромных федеральных цифр с такими темпами роста может сравниться разве что российский шельф Каспийского моря. В натуральных показателях годовой объем добычи нефти и конденсата в Якутии вырос почти в 3 раза.

В минувшем году Якутия получила на своих промыслах почти 10,4 млн тонн нефти и конденсата.

Добыча углеводородов в Республике Саха (Якутия)

Вид продукции

2016

2017

Изменение, %

Нефть, тыс. т/год

10101

10226

+1,2

Конденсат, тыс. т/год

117

122

+4,5

Газ, млн м3

2010

1992

– 0,9

Источник: правительство Республики Саха (Якутия)

Произошедший прирост к уровню 2016 года составил почти 1,5%, что смотрится куда выигрышнее общероссийского снижения на 0,1%. А в 2018 году темпы подъема в нефтяной отрасли республики должны увеличиться почти в 20 раз! По словам Михаила Осипова, первого вице-премьера – министра экономики республики, добыча нефти возрастет до 12,275 млн тонн.

Главным источником подъема в нефтедобыче региона служит активность международного ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча».

Инвестиционная политика акционеров предприятия позволила в прошлом году существенно продвинуть освоение его главного актива – Центрального блока Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения. Компания решила свою главную задачу – создание инфраструктуры для масштабного экспорта добытого нефтяного сырья – и теперь может последовательно наращивать производство не только в ближайшей и среднесрочной, но и долгосрочной перспективе.

Дело в трубе

Компания «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» владеет лицензией на освоение Центрального участка Среднеботуобинского месторождения и прилегающего к нему Курунгского блока с суммарными геологическими запасами почти 130 млн тонн нефти и конденсата и более 170 млрд м3 газа.

В 2017 году предприятие завершило строительство линейной части напорного трубопровода от Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения до экспортной магистрали Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) с узлом подключения в районе города Ленска. 530-миллиметровый нефтепровод протяженностью 168 км имеет пропускную способность 5 млн тонн в год.

Понятно, что «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» – приоритетный пользователь маршрута Среднеботуобинское – ВСТО. Но ожидаемый объем добычи на участках предприятия на этом месторождении – 3,1 млн т/год в долгосрочной перспективе – оставляет люфт в загрузке нефтепровода. Это означает, что он потенциально открывает новые экспортные возможности не только для Среднеботуобинского НГКМ, но и для целого ряда месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в Южной Якутии. Безусловным следствием такого хода событий станет ускорение их освоения, тем более что и само месторождение еще в начале нынешнего десятилетия казалось «замороженным» из-за ограничения возможностей сбыта.

Разморозка давнего актива

Среднеботуобинское НГКМ было открыто в далеком 1970 году. Но тогда и промысловики, и правительственные экономисты не очень представляли себе, как можно использовать нефтегазовые богатства таежных недр Восточной Сибири вдали от каких-либо крупных потребителей. Поэтому месторождения Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области исследовались неторопливо – до 1985 года. К этому времени на Среднеботуобинском пробурили в общей сложности 35 поисково-разведочных скважин. В результате геологи пришли к ясному пониманию того, что наиболее перспективными являются Центральный и Северный участки месторождения. Причем первый – для производства жидких углеводородов, а второй – для добычи газа.

Месторождение оказалось очень привлекательным для разработки. Во-первых, его углеводороды имеют низкое содержание серы, что позволяет использовать их без предварительной очистки. Во-вторых, продуктивные пласты расположены на относительно небольшой глубине, что позволяет обойтись без значительных затрат на разработку. Поэтому в конце 1980-х годов Среднеботуобинское все-таки было введено в эксплуатацию. Нефть промысловики начали вывозить в южном направлении в город Ленск, а газ – отправлять на север для снабжения города Мирного. Ветераны разработки Среднеботуобинского указывают, что объемы использованной нефти тогда достигали 100 тыс. тонн в год, а газа – под 1,8 млрд м3. Скважинный фонд вырос до 67 единиц; из них 50 были построены на самый продуктивный ботуобинский горизонт, остальные – на осинский.

Главные черты

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение входит в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию и приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.

Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс, стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского периода. Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к карбонатным отложениям осинского и терригенным коллекторам парфеновско-ботуобинского и улаханского горизонтов. Залежи углеводородов выявлены на глубине 1427-1950 м. Наиболее продуктивными являются пласты Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит. Плотность нефти составляет 867 кг/м3, а содержание серы – всего 0,89%.

Региональная модель использования возможностей Среднеботуобинского была подорвана распадом СССР и кардинальными изменениями системы хозяйствования. Платежеспособный спрос сократился в 6-7 раз и, соответственно, снизились объемы добычи на месторождении.

Другим важным событием стал раздел месторождения на несколько лицензионных участков. Лицензию на наиболее перспективный Центральный нефтяной блок (ЦНБ) и уже названный Курунгский участок получила основанная в 2001 году компания «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Одним из ее мажоритарных акционеров была известная в прошлом десятилетии компания Urals Energy, другими – некоторые оффшорные фирмы. Эти дольщики старались интенсифицировать эксплуатацию Среднеботуобинского. В 2004-м они наняли Schlumberger для горизонтального бурения боковых стволов из еще советских скважин. Результаты оказались хорошими на всех 12 скважинах, задействованных подрядчиком. Так что потенциальная продуктивность ЦНБ выросла до 1500 т/сут. (Освоение Курунгского участка шло менее удачно: из шести построенных поисково-разведочных скважин продуктивной оказалась только одна – на ботуобинский горизонт). Этот проект продолжался до 2008 года, когда первый кризис нефтяных цен заморозил проекты и разорил многие компании. За долги 35,3%-ную долю Urals Energy получил Сбербанк. Освоение месторождения фактически прервалось.

Оживилось оно в конце 2011 года, когда Сбербанк нашел покупателя на долю в «Таас-Юрях Нефтегазодобыче» и, чтобы поднять ценность актива, профинансировал строительство новых 12 скважин. Покупателем оказалась «Роснефть». В 2012-м она выкупила долю банка, а в следующем году – оставшиеся акции у трех «независимых» дольщиков. После этого крупнейшая нефтяная компания России радикально изменила положение с освоением Среднеботуобинского, переведя его в активную фазу.

Поставить в строй

В 2013 году «Роснефть» ввела Среднеботуобинское месторождение в промышленную разработку (к ней присоединились новые акционеры – международная ВР и консорциум индийских инвесторов). Уже в первый год коммерческой эксплуатации добыча выросла более чем в 10 раз – с 19,6 тыс. до 229,3 тыс. тонн – и продолжает расти и в настоящее время.

Запасы месторождений Непско-Ботуобинской НГО

Месторождение

Извлекаемые запасы жидких УВ, млн т

Извлекаемые запасы газа, млрд м3

Лицензиар

Среднеботуобинское НГКМ (ЦНБ) и Кургунский участок

98,2

20

Таас-Юрях Нефтегазодобыча

Северный участок Среднеботуобинского

НГКМ

0

140

АЛРОСА-Газ

Восточные участки Среднеботуобинского НГКМ

20,9

10

РНГ

Ириляхское

9,1

4,6

Ириляхнефть

Таас-Юряхское

35

102

Газпром

Мирнинский участок

13

23

ИНК-Якутия

Иктехское

6,25

16,7

ИНК

Бесюряхское

0

10,4

ИНК

Хотого-Мурбайское

0

10,6

Нераспределенный фонд

Источник: правительство Республики Саха (Якутия)

Новый лицензиар развернул на своем участке широкий комплекс мероприятий. Проведенное в течение двух лет доисследование покрыло полевой сейсморазведкой МОГТ 3D всю нефтяную зону месторождения площадью 550 км². Число действующих эксплуатационных скважин было увеличено с 6 единиц до 48. А с 2016 года на ЦНБ действует большее число буровых бригад, добавились 4 буровые установки, что в результате удвоило объем эксплуатационной проходки по сравнению с 2015 годом до 135,5 тыс. м. В нынешнем году на нефтяной части месторождения планируется вывести на полную мощность 10 скважинных кустов. В перспективе их число будет доведено почти до 30, что обеспечит увеличение ежегодной добычи до 3,1 млн тонн.

Надо отметить, что недропользование на Среднеботуобинском приобретает все более инновационные черты: здесь возобновили горизонтальное бурение, длина отводов от вертикального ствола теперь на некоторых скважинах превышает 1200 м. В прошлом году на ЦНБ началось строительство газокомпрессорной станции, которая обеспечит обратную закачку в пласт ПНГ и тем самым увеличит нефтяную производительность месторождения, уменьшит проблемы и затраты, связанные с утилизацией газа. Потенциально в пласт может закачиваться порядка 500 млн м3 в год, оставляя 200 млн на собственные нужды и поставки в Мирный.

Рост производства на ЦНБ базировался на том, что «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» построила в 2013 году и запустила в 2014-м напорный нефтепровод с пропускной способностью 1 млн т/год до врезки в НПС № 12 (в районе города Ленска) на маршруте ВСТО. Сооружение системы внешнего транспорта от Среднеботуобинского до экспортного нефтепровода и обеспечило перевод разработки месторождения из региональной модели в более значимый статус, связанный и с внутренним, и с внешними рынками. А теперь компания проложила в транспортном коридоре первого нефтепровода и второй – с пропускной способностью 5 млн тонн в год.

Есть еще желающие

Производственные планы «Таас-Юрях Нефтегазодобычи» более или менее ясны – выход на полку добычи 3,1 тонн в год. Между тем совокупная пропускная способность трубопроводов от Среднеботуобинского до ВСТО составляет 6 млн тонн. Это открывает возможности для транспортировки на экспорт сырья других недропользователей, действующих в данном районе.

Наиболее продвинутый проект подобного взаимодействия – сотрудничество с АО «РНГ» (прежнее ЗАО «Ростнефтегаз»). В 2012 году две компании подписали договор на прием, транспортировку, хранение и передачу нефти в ВСТО. «РНГ», «дочка» зарегистрированного на Кипре Eastsib Holdig, в 2009 году выиграла аукцион, а с 2010 года владеет лицензией на разведку и с 2015 года – и на добычу углеводородного сырья в пределах участка «Восточные блоки СБ НГКМ». Лицензиар в 2011-2012 годах выполнил сейсморазведку 2D в объеме 400 пог. км, а затем 3D – 250 км², то есть практически на всей площади участка. Тогда же, в 2012 году, «РНГ» утвердило в Роснедрах проект доразведки Восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ, а в 2013 году – и проект пробной эксплуатации.

Для выполнения этих проектов компания пробурила 10 разведочных скважин общей протяженностью почти 21 тыс. м, расконсервировала 3 скважины советского времени и на двух из них выполнила зарезку боковых стволов. Кроме того, пробурила 8 эксплуатационных скважин, так что объем проходки превысил 25 тыс. м. На компанию работали такие сервисные подрядчики, как Halliburton и Weatherford. Были построены дороги, линии электропередач, другие объекты промысловой и жилой инфраструктуры.

Компания намерена начать промышленную добычу в III квартале нынешнего года и для этого уже увеличила число буровых установок и бригад. Всего на участке планируется построить 25 кустов скважин. Если исходить из проектной мощности Центрального пункта сбора (ЦПС) нефти, который тоже сейчас сооружается, то на Восточных участках планируется добывать 1,25 млн тонн нефти в год. Техническим обеспечением плана экспорта этой продукции станет уже построенный 21-километровый трубопровод от ЦПС на Восточных участках до точки врезки в нефтепровод «Таас-Юрях Нефтегазодобычи».

Мирнинский и ИНК

Трубопроводный путь со Среднеботуобинского НГКМ наверняка привлекателен и для ООО «ИНК-Якутия». Осенью 2017 года компания купила за 3,3 млрд рублей ООО «Мирныйнефтегаз» у АО «Якутская топливно-энергетическая компания» (ЯТЭК, входит в группу «Сумма»). «Мирныйнефтегаз» – лицензиар Мирнинского участка, в который входят Маччобинское, Мирнинское, Нелбинское и Северо-Нелбинское месторождения. ЯТЭК победила в аукционе на участок в 2008 году, на нем проводились ГРР, были пробурены несколько разведочных скважин, оказавшихся результативными. Но полноценное освоение блока не началось из-за отсутствия возможностей сбыта, так и не обеспеченных ЯТЭК.

Покупка Мирнинского участка «ИНК-Якутией» свидетельствует о том, что у «Иркутской нефтяной компании», скорее всего, есть решение этой задачи. Она давно является пользователем трубопровода ВСТО, отправляя порядка 7 млн тонн восточносибирской нефти ежегодно. Возможно, компания планирует построить в Якутии самостоятельный соединительный трубопровод. Но более реалистичным выглядит вариант использования системы, построенной «Таас-Юрях Нефтегазодобычей»; конечно, если для «Роснефти» и ее партнеров по предприятию условия совместного пользования трубопроводов будут достаточно выгодными. Тем не менее окончание строительства линейной части нового нефтепровода Среднеботуобинское – ВСТО и приобретение «ИНК-Якутией» Мирнинского участка совпадают во времени, и вряд ли это чистая случайность.

Иреляхское

Оценивая влияние нового маршрута на освоение месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, следует иметь в виду и Иреляхское нефтегазовое месторождение, расположенное на окраине города Мирный. Оно хорошо разведано, на сегодня на нем пробурено 28 скважин, но разработка сдерживается все тем же отсутствием пути для сбыта.

Изначально Иреляхское осваивалось как сырьевая база под будущий мини-НПЗ в Мирном. Но завод так и не был построен, а нефть вывозится автоцистернами сначала в порт Ленск, затем по реке и вновь наземным транспортом на Ангарский НПЗ. Так что у здешнего черного золота «золотая» перевозка.

В 2014 году тогдашний лицензиар алмазодобывающая компания «АЛРОСА» продала актив нефтекомпании «Дулисьма» предпринимателей братьев Хотиных. Однако и у них на месторождении был сохранен прежний объем добычи 112-114 тыс. т/год. Между тем от Иреляхского до Среднеботуобинского месторождения всего 190 км, дальнейшая транспортировка до ВСТО на экспорт станет решением задачи освоения этого «пассивного» актива. Проект увеличения скважинного фонда до 51 единицы и наращивания добычи до 500 тыс. тонн в год уже существует

Требуется «Сила Сибири»

Как известно, в недрах Непско-Ботуобинской НГО содержатся и газовые залежи с довольно крупными запасами. На Северном участке Среднеботуобинского НГКМ они составляют 140 млрд м3, у соседнего с ним Таас-Юряхского – 102 млрд. Но освоение этих и других месторождений сдерживается отсутствием трубопроводов к крупным потребителям газа. Представляется целесообразным, чтобы строящийся газопровод «Сила Сибири» с пропускной способностью 38 млрд м3 в год прокачивал на экспорт не только продукцию гигантских Чаяндинского и Ковыктинского месторождений, но и непско-ботуобинских. То есть, как и ВСТО, способствовал развитию целого ряда «разнокалиберных» залежей – как наиболее эффективный путь освоения природных сокровищ восточносибирских недр.

Запуск нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан и начало строительства газопровода «Сила Сибири» стимулируют поисково-разведочную активность в этой части России – на фоне транспортных перспектив лицензирование будущих участков не останется незамеченным.

Летом 2017 года управление по недропользованию по Республике Саха (Якутия) заказало госхолдингу «Росгеология» проведение геофизических исследований недр Якутской и Усть-Амгинской площади. На Якутской площади будут проведены работы по локализации прогнозных ресурсов, а на Усть-Амгинской – по подготовке объектов под параметрическое бурение. Площадь первого участка составляет почти 15,7 тыс. км2, второго – свыше 24,1 тыс. На обеих площадях максимальная глубина исследований составит 10 км, целевой интервал исследований – 2‑6 км.

Игорь Ивахненко


Возврат к списку

Национальный нефтегазовый форум и 19-я международная выставка «Нефтегаз-2019». Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса