Айдар САРВАРОВ
Генеральный директор «Газпромнефть-Развитие»
«Газпром нефть» в декабре прошлого года 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 тонн нефти и 20 млрд кубометров газа. Генеральный директор «Газпромнефть-Развитие» Айдар Сарваров рассказал в интервью нашему журналу о технологических решениях, которые применялись при строительстве трубопровода и дальнейших перспективах проекта.
– «Газпром нефть» в конце прошлого года 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 году, но много лет не удавалось найти приемлемый вариант транспортировки сырья. И только в 2016 году, вместе с запуском терминала «Ворота Арктики», началась круглогодичная морская отгрузка нефти Новопортовского месторождения. А создание газовой инфраструктуры – следующий этап масштабного проекта.
Перед нами были поставлены две взаимосвязанные задачи: первая – строительство мощностей по подготовке и первичной переработке сырья, вторая – 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.
Источник: «Газпром нефть»
Если говорить о строительстве подводного участка газопровода, то подготовительные работы мы выполнили в 2019 году, а непосредственно к укладке приступили летом 2020 года и завершили ее за один 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: одна шла от Ямальского полуострова, вторая – от Тазовского. В сентябре 2020 года мы выполнили надводный технологический захлест – состыковали две части трубопровода и спустили его в проектное положение на дно Обской губы. Точнее, под дно: морской участок заглублен в грунт на пять метров.
Сам по себе надводный захлест – одна из сложнейших инженерных операций при сооружении подобных инфраструктурных объектов. А для «Газпром нефти» это вообще был первый 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 метров – 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 технологии, 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.
Источник: «Газпром нефть»
– Какой объем газа поставляется по газопроводу на данный момент?
– 35 миллионов кубометров в сутки.
– То есть около 12,8 млрд кубометров в год. А когда поставки газа в систему достигнут проектных 20 млрд кубометров?
– Существующая ресурсная база компании в регионе – Новопортовское, Ближненовопортовское, Мало-Ямальское и Хамбатейское месторождения – уже позволяют обеспечить поставку газа в ЕСГ в объеме 20 млрд кубометров. 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 трех месторождений? Какие еще участки станут ресурсной базой проекта?
– Да, как минимум с трех, о которых сказал ранее. Также ведется работа по расширению ресурсной базы. Важно, что мы рассматриваем южную часть полуострова Ямал как один 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 течении всего 2022 и начала 2023 годов.
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. – ЭП).
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 миллиона тонн в 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 года.
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 рублей. 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 кубометров? 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 тонн 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.
