Гендиректор Газпромнефть-Развитие А. Сарваров: Строительство газопровода Газ Ямала стало для компании стратегическим проектом
55
Газпром нефть в декабре 2021 г. запустила подводный арктический газопровод, соединивший Новопортовское нефтегазовое месторождение с газотранспортной магистралью Ямбург Тула. Проект Газ Ямала позволяет вести разработку новых месторождений на юге полуострова Ямал и объединяет их в новый перспективный кластер с потенциалом ежегодной добычи до 10 млн т нефти и 20 млрд м3 газа. Гендиректор Газпромнефть-Развитие А. Сарваров рассказал о технологических решениях, которые применялись при строительстве трубопровода и дальнейших перспективах проекта
Пресс-служба Газпром нефти Газпром нефть в конце 2021 г. запустила газопровод через Обскую губу для поставок газа с Новопортовского месторождения в Единую систему газоснабжения России. В чем уникальность этого проекта, какие новые технологические решения применялись при строительстве?
Проект Газ Ямала, в рамках которого сооружался газопровод, вообще во многом уникален и потребовал нетривиальных решений и технологических, и организационных. Но при всех сложностях, в том числе связанных с пандемией, мы успешно достигли намеченной цели.
Суть проекта состоит в создании инфраструктуры для максимально полного и рационального использования всех видов углеводородов, добываемых в южной части полуострова Ямал. Новопортовское месторождение ключевой актив Газпром нефти на этой территории. Оно было открыто еще в 1964 г., но много лет не удавалось найти приемлемый вариант транспортировки сырья. И только в 2016 г. с запуском терминала Ворота Арктики началась круглогодичная морская отгрузка новопортовской нефти. А создание газовой инфраструктуры следующий этап масштабного проекта.
Перед нами были поставлены 2 взаимосвязанные задачи: 1я строительство мощностей по подготовке и первичной переработке сырья, 2я прокладка трубопровода, позволяющего отправлять голубое топливо потребителям. И, конечно же, решить эти задачи мы должны были, соблюдая принципы экологичности и социальной ответственности. Кроме того, реализация такого масштабного проекта потребовала от нас высоких управленческих компетенций.
Если говорить о строительстве подводного участка газопровода, то подготовительные работы мы выполнили в 2019 г., а непосредственно к укладке приступили летом 2020 г. и завершили ее за 1 сезон это 72 дня, доступных для навигации, а погодные условия позволили проводить работы всего 32 дня. В общей сложности на укладке было задействовано свыше 50 судов обеспечения и сопровождения. Трубоукладочные баржи двигались навстречу друг другу: 1 шла от Ямальского полуострова, 2я от Тазовского. В сентябре 2020 г. мы выполнили надводный технологический захлест состыковали 2 части трубопровода и спустили его в проектное положение на дно Обской губы. Точнее, под дно: морской участок заглублен в грунт на 5 м.
Сам по себе надводный захлест 1 из сложнейших инженерных операций при сооружении подобных инфраструктурных объектов. А для Газпром нефти это вообще был 1й опыт строительства морских газопроводов. Но благодаря профессионализму и хорошо отлаженному взаимодействию наших специалистов и сотрудников подрядных организаций, грамотной предварительной подготовке все прошло успешно и точно в срок.
Дно Обской губы отличается относительно небольшими глубинами до 10 м что не позволяет использовать трубоукладочные баржи с большей осадкой и высокой производительностью. Именно из-за небольших глубин трубоукладочные баржи не могли подойти к берегу с ямальской стороны на расстояние ближе 2,5 км, а с Тазовской на 900 м. Мы смогли подобрать такие инженерные решения, которые помогли нам решить эту проблему и реализовать проект в установленные сроки.
За счет каких технологических решений обеспечена экологическая безопасность построенного газопровода?
При выборе трассы определяющим был именно экологический аспект. Ближайшая точка врезки в магистральный газопровод находится на Тазовском полуострове. Изначально мы рассматривали несколько маршрутов. Тщательно взвесив все за и против, проведя ряд экспертиз, выбрали наиболее безопасный вариант как с точки зрения последующей эксплуатации, так и применительно к технологиям строительства.
В частности, подводный участок сооружали по самому безопасному для ихтиофауны маршруту, который определяли совместно со специалистами Госрыбцентра так, чтобы обойти зимовальные ямы. Сам газопровод он, напомню, заглублен в грунт помещен в бетонную оболочку, специальные утяжелители предотвращают его всплытие, а выбранный вид антикоррозийной защиты исключает влияние электромагнитных волн на обитателей Обской губы.
Что касается сухопутных участков на Ямальском и Тазовском полуостровах, они тоже проложены под землей тем самым мы создаем условия для сохранения традиционного уклада жизни тундровиков-оленеводов. Сам период строительства неизбежно был сопряжен с рядом неудобств для тундровиков, но мы старались сделать их минимальными. Например, сооружали временные оленьи переходы. В следующем сезоне выполним рекультивацию земель с использованием специальной травяной смеси, которую очень любят олени. Ну и, конечно, применялись технологии, предотвращающие оттаивание вечной мерзлоты.
Как, кстати, решались вопросы строительства и работы газопровода под водой и одновременно в сухопутной части в условиях вечной мерзлоты?
Я бы отметил особый температурный режим работы трубопровода. Газ с завода выходит теплый, поэтому труба на Ямальском участке теплоизолирована для защиты вечной мерзлоты от растепления, и это позволяет войти под воду с положительной температурой газа, а, следовательно, избежать образования льда на теле трубы. Если не соблюдать такой режим, то это может привести к изменению проектного положения трубы. На Тазовской же стороне мы смонтировали узел охлаждения газа, для сохранения вечной мерзлоты уже на другой стороне Обской губы и соблюдения технических условий сдачи газа в единую систему газоснабжения РФ.
Какой объем газа поставляется по газопроводу на данный момент?
35 млн м3/сутки.
Т. е. около 12,8 млрд м3/год. А когда поставки газа в систему достигнут проектных 20 млрд м3?
Существующая ресурсная база компании в регионе Новопортовское, Ближненовопортовское, Мало-Ямальское и Хамбатейское месторождения уже позволяют обеспечить поставку газа в ЕСГ в объеме 20 млрд м3. Новопортовское является действующим месторождением, остальные проекты находятся на разных этапах реализации. Срок и последовательность их запуска зависят от ряда факторов технического и финансово-экономического характера.
То есть кроме Новопорта, поставки газа в трубу будут идти еще как минимум с 3х месторождений? Какие еще участки станут ресурсной базой проекта?
Да, как минимум с 3х, о которых сказал ранее, и также ведется работа по расширению ресурсной базы. Важно, что мы рассматриваем южную часть полуострова Ямал как 1 из перспективных добычных кластеров с большим потенциалом.
Новопортовское месторождение ядро этого кластера. Именно на базе этого сложного по своей структуре месторождения компания смогла апробировать подходы, позволяющие одновременно вести разработку как нефтяных, так и газовых пластов. Полученный опыт дает нам возможность осваивать другие месторождения юга Ямала, а также вести работу на нескольких лицензионных участках в этой промышленной зоне.
Наша главная задача при разработке новых активов обеспечить комплексное и максимально эффективное использование всех углеводородных ресурсов, включая попутный и природный газ. Это важно и с экономической точки зрения, и с экологической. Создаваемая инфраструктура позволит уже на начальном этапе выйти на уровень полезного использования ПНГ выше 95% и поддерживать его в дальнейшем.
Как идет расширение установки комплексной подготовки газа (УКПГ) на Новопорте?
Первый пусковой комплекс уже действует, на промысел доставлено основное технологическое оборудование для следующей очереди, выполняется его монтаж. Последовательные запуски технологических установок будут выполняться в течение всего 2022 и начала 2023 гг.
Фактически на Новопортовском месторождении не просто расширяется установка комплексной подготовки газа, а создается полноценный газоперерабатывающий завод. Там будут производиться сухой отбензиненный газ, стабильный газовый конденсат и широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ).
Товарный газ пойдет в магистральный трубопровод Ямбург Тула, а также ямальским потребителям для газификации села Новый Порт мы строим газопровод-отвод. Подготовленный конденсат (а это порядка 1 млн т/год), как и нефть, будет отгружаться через терминал Ворота Арктики в Обской губе и транспортироваться морем. Запуск блока для получения стабильного конденсата планируется в четвертом квартале 2022 г.
Фракции легких углеводородов в рамках уникального для России проекта Смешивающееся вытеснение будут закачиваться обратно в недра для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи.
Каковы общие инвестиции в проект?
Инвестиции в проект составляют порядка 150 млрд руб. Помимо строительства газопровода и расширения УКПГ он предусматривает бурение газовых кустов для увеличения полки добычи газа.
Каковы перспективы проекта? Возможно ли дополнительное расширение системы Газа Ямала свыше 20 млрд м3? Каким образом?
При наличии ресурсной базы и экономической эффективности пропускная способность газопровода может быть увеличена за счет ряда организационно-технических мероприятий.
А какие суммарные запасы нефти, газа, конденсата южной части полуострова Ямал? Каковы особенности их освоения?
По предварительным оценкам суммарные геологические запасы углеводородов по месторождениям Газпром нефти на юге полуострова Ямал превышают 1 млрд т нефтяного эквивалента.
Сложность разработки месторождений связана с низкой проницаемостью, маломощными толщинами, наличием подошвенной воды и многочисленных тектонических нарушений. Освоение таких месторождений требует применения современных технологий бурения скважин и интенсификации добычи.
Проект рассчитан на долгий срок. Так что помимо подготовки ресурсной базы возникнет вопрос и о снижении выбросов метана и СО2. Как будет решаться эта проблема? Приведет ли это к удорожанию проекта?
При технико-экономической оценке перспективных месторождений юга полуострова Ямал мы уделяем большое внимание вопросам, связанным с утилизацией углекислого газа, и наиболее перспективной считаем технологию улавливания, закачки и хранения СО2 в подземных коллекторах. Эти проекты находятся в стадии проработки.
Пресс-служба Газпром нефти Газпром нефть в конце 2021 г. запустила газопровод через Обскую губу для поставок газа с Новопортовского месторождения в Единую систему газоснабжения России. В чем уникальность этого проекта, какие новые технологические решения применялись при строительстве?
Проект Газ Ямала, в рамках которого сооружался газопровод, вообще во многом уникален и потребовал нетривиальных решений и технологических, и организационных. Но при всех сложностях, в том числе связанных с пандемией, мы успешно достигли намеченной цели.
Суть проекта состоит в создании инфраструктуры для максимально полного и рационального использования всех видов углеводородов, добываемых в южной части полуострова Ямал. Новопортовское месторождение ключевой актив Газпром нефти на этой территории. Оно было открыто еще в 1964 г., но много лет не удавалось найти приемлемый вариант транспортировки сырья. И только в 2016 г. с запуском терминала Ворота Арктики началась круглогодичная морская отгрузка новопортовской нефти. А создание газовой инфраструктуры следующий этап масштабного проекта.
Перед нами были поставлены 2 взаимосвязанные задачи: 1я строительство мощностей по подготовке и первичной переработке сырья, 2я прокладка трубопровода, позволяющего отправлять голубое топливо потребителям. И, конечно же, решить эти задачи мы должны были, соблюдая принципы экологичности и социальной ответственности. Кроме того, реализация такого масштабного проекта потребовала от нас высоких управленческих компетенций.
Если говорить о строительстве подводного участка газопровода, то подготовительные работы мы выполнили в 2019 г., а непосредственно к укладке приступили летом 2020 г. и завершили ее за 1 сезон это 72 дня, доступных для навигации, а погодные условия позволили проводить работы всего 32 дня. В общей сложности на укладке было задействовано свыше 50 судов обеспечения и сопровождения. Трубоукладочные баржи двигались навстречу друг другу: 1 шла от Ямальского полуострова, 2я от Тазовского. В сентябре 2020 г. мы выполнили надводный технологический захлест состыковали 2 части трубопровода и спустили его в проектное положение на дно Обской губы. Точнее, под дно: морской участок заглублен в грунт на 5 м.
Сам по себе надводный захлест 1 из сложнейших инженерных операций при сооружении подобных инфраструктурных объектов. А для Газпром нефти это вообще был 1й опыт строительства морских газопроводов. Но благодаря профессионализму и хорошо отлаженному взаимодействию наших специалистов и сотрудников подрядных организаций, грамотной предварительной подготовке все прошло успешно и точно в срок.
Дно Обской губы отличается относительно небольшими глубинами до 10 м что не позволяет использовать трубоукладочные баржи с большей осадкой и высокой производительностью. Именно из-за небольших глубин трубоукладочные баржи не могли подойти к берегу с ямальской стороны на расстояние ближе 2,5 км, а с Тазовской на 900 м. Мы смогли подобрать такие инженерные решения, которые помогли нам решить эту проблему и реализовать проект в установленные сроки.
За счет каких технологических решений обеспечена экологическая безопасность построенного газопровода?
При выборе трассы определяющим был именно экологический аспект. Ближайшая точка врезки в магистральный газопровод находится на Тазовском полуострове. Изначально мы рассматривали несколько маршрутов. Тщательно взвесив все за и против, проведя ряд экспертиз, выбрали наиболее безопасный вариант как с точки зрения последующей эксплуатации, так и применительно к технологиям строительства.
В частности, подводный участок сооружали по самому безопасному для ихтиофауны маршруту, который определяли совместно со специалистами Госрыбцентра так, чтобы обойти зимовальные ямы. Сам газопровод он, напомню, заглублен в грунт помещен в бетонную оболочку, специальные утяжелители предотвращают его всплытие, а выбранный вид антикоррозийной защиты исключает влияние электромагнитных волн на обитателей Обской губы.
Что касается сухопутных участков на Ямальском и Тазовском полуостровах, они тоже проложены под землей тем самым мы создаем условия для сохранения традиционного уклада жизни тундровиков-оленеводов. Сам период строительства неизбежно был сопряжен с рядом неудобств для тундровиков, но мы старались сделать их минимальными. Например, сооружали временные оленьи переходы. В следующем сезоне выполним рекультивацию земель с использованием специальной травяной смеси, которую очень любят олени. Ну и, конечно, применялись технологии, предотвращающие оттаивание вечной мерзлоты.
Как, кстати, решались вопросы строительства и работы газопровода под водой и одновременно в сухопутной части в условиях вечной мерзлоты?
Я бы отметил особый температурный режим работы трубопровода. Газ с завода выходит теплый, поэтому труба на Ямальском участке теплоизолирована для защиты вечной мерзлоты от растепления, и это позволяет войти под воду с положительной температурой газа, а, следовательно, избежать образования льда на теле трубы. Если не соблюдать такой режим, то это может привести к изменению проектного положения трубы. На Тазовской же стороне мы смонтировали узел охлаждения газа, для сохранения вечной мерзлоты уже на другой стороне Обской губы и соблюдения технических условий сдачи газа в единую систему газоснабжения РФ.
Какой объем газа поставляется по газопроводу на данный момент?
35 млн м3/сутки.
Т. е. около 12,8 млрд м3/год. А когда поставки газа в систему достигнут проектных 20 млрд м3?
Существующая ресурсная база компании в регионе Новопортовское, Ближненовопортовское, Мало-Ямальское и Хамбатейское месторождения уже позволяют обеспечить поставку газа в ЕСГ в объеме 20 млрд м3. Новопортовское является действующим месторождением, остальные проекты находятся на разных этапах реализации. Срок и последовательность их запуска зависят от ряда факторов технического и финансово-экономического характера.
То есть кроме Новопорта, поставки газа в трубу будут идти еще как минимум с 3х месторождений? Какие еще участки станут ресурсной базой проекта?
Да, как минимум с 3х, о которых сказал ранее, и также ведется работа по расширению ресурсной базы. Важно, что мы рассматриваем южную часть полуострова Ямал как 1 из перспективных добычных кластеров с большим потенциалом.
Новопортовское месторождение ядро этого кластера. Именно на базе этого сложного по своей структуре месторождения компания смогла апробировать подходы, позволяющие одновременно вести разработку как нефтяных, так и газовых пластов. Полученный опыт дает нам возможность осваивать другие месторождения юга Ямала, а также вести работу на нескольких лицензионных участках в этой промышленной зоне.
Наша главная задача при разработке новых активов обеспечить комплексное и максимально эффективное использование всех углеводородных ресурсов, включая попутный и природный газ. Это важно и с экономической точки зрения, и с экологической. Создаваемая инфраструктура позволит уже на начальном этапе выйти на уровень полезного использования ПНГ выше 95% и поддерживать его в дальнейшем.
Как идет расширение установки комплексной подготовки газа (УКПГ) на Новопорте?
Первый пусковой комплекс уже действует, на промысел доставлено основное технологическое оборудование для следующей очереди, выполняется его монтаж. Последовательные запуски технологических установок будут выполняться в течение всего 2022 и начала 2023 гг.
Фактически на Новопортовском месторождении не просто расширяется установка комплексной подготовки газа, а создается полноценный газоперерабатывающий завод. Там будут производиться сухой отбензиненный газ, стабильный газовый конденсат и широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ).
Товарный газ пойдет в магистральный трубопровод Ямбург Тула, а также ямальским потребителям для газификации села Новый Порт мы строим газопровод-отвод. Подготовленный конденсат (а это порядка 1 млн т/год), как и нефть, будет отгружаться через терминал Ворота Арктики в Обской губе и транспортироваться морем. Запуск блока для получения стабильного конденсата планируется в четвертом квартале 2022 г.
Фракции легких углеводородов в рамках уникального для России проекта Смешивающееся вытеснение будут закачиваться обратно в недра для поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи.
Каковы общие инвестиции в проект?
Инвестиции в проект составляют порядка 150 млрд руб. Помимо строительства газопровода и расширения УКПГ он предусматривает бурение газовых кустов для увеличения полки добычи газа.
Каковы перспективы проекта? Возможно ли дополнительное расширение системы Газа Ямала свыше 20 млрд м3? Каким образом?
При наличии ресурсной базы и экономической эффективности пропускная способность газопровода может быть увеличена за счет ряда организационно-технических мероприятий.
А какие суммарные запасы нефти, газа, конденсата южной части полуострова Ямал? Каковы особенности их освоения?
По предварительным оценкам суммарные геологические запасы углеводородов по месторождениям Газпром нефти на юге полуострова Ямал превышают 1 млрд т нефтяного эквивалента.
Сложность разработки месторождений связана с низкой проницаемостью, маломощными толщинами, наличием подошвенной воды и многочисленных тектонических нарушений. Освоение таких месторождений требует применения современных технологий бурения скважин и интенсификации добычи.
Проект рассчитан на долгий срок. Так что помимо подготовки ресурсной базы возникнет вопрос и о снижении выбросов метана и СО2. Как будет решаться эта проблема? Приведет ли это к удорожанию проекта?
При технико-экономической оценке перспективных месторождений юга полуострова Ямал мы уделяем большое внимание вопросам, связанным с утилизацией углекислого газа, и наиболее перспективной считаем технологию улавливания, закачки и хранения СО2 в подземных коллекторах. Эти проекты находятся в стадии проработки.