Сегодня: 21.05.22 г.
YKTIMES.RU

Авторский взгляд

Интервью генеральный директор ПАО «ЯТЭК» журналу «Энергетическая политика»

21.01.2022

YKTIMES.RU – 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 журналу «Энергетическая политика» генеральный директор ПАО «ЯТЭК» Андрей Коробов, говорится в сообщении на сайте компании.

– 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 будет завершено до конца 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.

– Но еще в сентябре 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 – Э. П.) 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 этого 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. В начале 2022 года мы ее сможем опубликовать. 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.


Также вас может заинтересовать:

Написать ответ:


:bye: 
:good: 
:negative: 
:scratch: 
B-) 
:wacko: 
:yahoo: 
:rose: 
:heart: 
:-) 
:whistle: 
:yes: 
:cry: 
:mail: 
:-( 
:unsure: 
;-) 
:question