Генеральный директор АО «НК Мангазея» Попов: «Российские компании готовы к добыче туронского газа»

Дата публикации: 26.01.2018

Запасы газа крупных и уникальных месторождений севера Западной Сибири выработаны уже более чем на 50 %. При этом все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К ним относятся и туронские отложения. О первом опыте и специфике добычи этого газа в интервью «Нефтегазовой Вертикали» рассказал генеральный директор АО «НК «Мангазея» Александр Попов.

Ред.: Последнее время о добыче туронского газа ведется очень много разговоров. Причем, высказываются диаметрально противоположные мнения на своевременность, рентабельность и перспективы разработки туронских залежей. В чем причины повышенного интереса и в чем сложность добычи туронского газа?​
А. Попов: Повышенный интерес связан с истощением традиционных запасов сеноманского газа на наших месторождениях-гигантах, расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе. Сегодня в разработку приходится вводить всё более труднодоступные месторождения. В то же время туронский газ на многих месторождениях является своего рода «спутником», поэтому его добыча возможна на уже обустроенных месторождениях. Разработка туронских пластов на месторождениях с развитой инфраструктурой позволит отчасти поддержать уровни добычи газа на промыслах с падающей добычей, загрузить существующие мощности по его подготовке и транспорту. Поэтому добыча туронского газа вполне своевременна. Безусловно, рентабельность добычи такого газа ниже, чем у традиционных запасов сеноманского газа. Следует отметить, что освоение этих залежей природного газа в нашей стране только начинается, но для отрасли вовлечение данных ресурсов имеет важнейшее значение, ведь запасы туронского газа в России, по последним оценкам, составляют более 3 трлн м3. Сложность же заключается в том, что для его производства требуются повышенные затраты на бурение и добычу, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование. Высокие депрессии на пласт и пониженные устьевые параметры требуют строительства ДКС (дожимная компрессорная станция – ред.) с начального периода эксплуатации для поддержания давления. Существует необходимость бурения пилотных вертикальных стволов с целью уточнения положения пласта, а при эксплуатационном бурении скважин необходима сложная конструкция с горизонтальным окончанием и усложнением типа закачивания – многостадийным гидроразрывом пласта.

Ред.: Можно ли провести аналогию с добычей сланцевого газа в США? Что общего и какие есть различия? Есть ли положительные результаты, не только в России, но и в мире?
А. Попов: Аналогия не совсем корректна. Различий много. Породы туронских залежей газа это не сланец, а что-то среднее между песчаником и сланцем – алевролиты, реже крупно- чаще разнозернистые с примерно одинаковым содержанием мелко- и крупноалевритовой фракций. Объемы добычи по сланцевому газу меньше, период работы скважин более кратковременный, устьевые давления низкие, и прочее. Сходство только в  том, что это трудноизвлекаемые запасы. При освоении таких запасов нужен индивидуальный подход. Технологии добычи, конечно, будут отличаться. Разработка туронских пластов на месторождениях с развитой инфраструктурой позволит отчасти поддержать уровни добычи газа на промыслах с падающей добычей, загрузить существующие мощности по его подготовке и транспорту. В нашей стране по туронскому газу уже несколько лет ведутся опытно-промышленные работы на месторождениях НК «Роснефть» (Харампурское НГКМ) и ПАО «Газпром» (Южно-Русское НГКМ). Результаты положительные. В других странах, насколько нам известно, разработка месторождений туронского газа не ведется.

Ред.: Получается, что Россия в этом опережает другие страны. А есть ли какие-то финансовые и технические сложности у проектов по добыче туронского газа из-за режима санкций в отношении нашей страны? Уменьшились ли инвестиции после их введения?
А. Попов: Безусловно, введение санкций оказало негативное влияние на инвестиционную активность. Для реализации масштабных проектов, особенно в таких капиталоемких отраслях с длинным периодом окупаемости, как газовая, необходимы долгосрочные инвестиции. После введения санкций, доступ к дешевым валютным финансовым ресурсам для российских коммерческих компаний и банков значительно усложнился. Сегодня получение проектного финансирования в российских банках осложнилось многократно. Работа в условиях санкций осложняется кризисом в банковском секторе. В связи с этим привлечение кредитного финансирования для реализации проектов становится все более сложной задачей. Да и ставки по кредитам в несколько раз превышают уровень процентных платежей американских газовых компаний, которым удалось совершить сланцевую революцию, в том числе благодаря дешевому кредитованию. Освоение этих залежей природного газа в нашей стране только начинается, но для отрасли вовлечение данных ресурсов имеет важнейшее значение, ведь запасы туронского газа в России, по последним оценкам, составляют более 3 трлн м3. Кроме того, иностранные инвесторы сегодня очень осторожно подходят к вложению средств в российские проекты. Начиная с 2014 года можно вспомнить лишь единичные случаи привлечения значительных средств иностранных инвесторов. Например, «Ямал СПГ» и проекты «Роснефти», причем, как правило, это китайские инвесторы. Конечно, такие крупнейшие компании, как «Газпром», «Роснефть» и НОВАТЭК, имеют запас прочности и ресурсы для реализации подобных проектов. Сложнее всего приходится средним и малым компаниям, которые не обладают собственными средствами, достаточными для развития добычи и разработки, не говоря уже о более рискованных проектах, таких как геологоразведка. В сложившихся условиях государству предстоит усилить поддержку ключевых российских отраслей, в том числе газовой.

Ред.: А отечественные компании технически готовы к промышленной добыче туронского газа?
А. Попов: Технически отечественные компании полностью готовы к промышленной добыче туронского газа. В настоящее время уже ведется подбор оптимальных компоновок нижнего заканчивания, именно отечественного производства, для проведения многостадийного ГРП, технологий первичного вскрытия пластов на полимерных и экологичных растворах, на углеводородной основе, а также выбор оптимального профиля горизонтальной скважины в интервале залегания туронского газа с перспективой эксплуатации последней в безгидратном режиме.

Ред.: Цены на газ зависят от нефти. Отразилось ли падение цен на «черное золото» в 2015–2016 годах на реализации проектов, связанных с добычей туронского газа?
А. Попов: Традиционное предположение о привязке цен на газ к нефтяным котировкам в последние годы постепенно утрачивает актуальность. Корреляция цен газа и нефти снижается. С 2005 года доля долгосрочных газовых контрактов с нефтяной привязкой на европейском рынке упала в 2,5 раза и составляет менее 30 %. В любом случае к цене на нефть привязаны только экспортные контракты «Газпрома», а цены на внутреннем рынке от динамики котировок «черного золота» напрямую не зависят. Что касается воздействия на газовые проекты падения цен на нефть, то к ответу на этот вопрос нужно подходить шире. Обвал котировок привел к резкому падению курса рубля и экономическому кризису, что негативно отразилось на инвестиционных п роектах, ориентированных на внутренний рынок, во всех отраслях. Исключением является только сельскохозяйственный сектор, который благодаря ограничению на импорт продовольствия получил определенные преимущества. Иностранные инвесторы сегодня очень осторожно подходят к вложению средств в российские проекты. Кроме этого, обвал рубля в конце 2014 года вынудил ЦБ поднять ключевую ставку до 17 %. Ставки по коммерческим кредитам также выросли, а реализация проектов по добыче газа без банковского кредитования невозможна, так как разработка месторождений занимает несколько лет. Проинвестировать вам нужно уже сегодня, а выручку от продаж газа вы получите через три-четыре года, когда начнется добыча. Ставки по кредитам на уровне 20 % и более делают большинство проектов как в нефтегазовой отрасли, так и в других секторах экономически неэффективными. Более того, в 2016 году не произошла индексация цен на газ на внутреннем рынке, что имеет определенное негативное влияние для газовой отрасли.

Ред.: Добыча ТРИЗ всегда связана с повышенными затратами. Есть ли какие-то льготы и налоговые преференции для добычи туронского газа? Оказывает ли достаточную поддержку государство компаниям, реализующим проекты добычи туронского газа?
А. Попов: Да, вы правы, операционные и, прежде всего, капитальные затраты на добычу газа из туронских залежей выше. В первую очередь это связано с низкими дебитами газа на скважинах. Для добычи туронского газа необходимо пробурить в два-три раза больше скважин с применением современных дорогостоящих технологий строительства скважин. Сложнее всего приходится средним и малым компаниям, которые не обладают собственными средствами, достаточными для развития добычи и разработки, не говоря уже о более рискованных проектах, таких как геологоразведка. В настоящее время Налоговым кодексом предусмотрена одинаковая льгота по всем туронским газовым месторождениям – понижающий коэффициент налога на добычу природных ископаемых. Однако стоит понимать, что компании находятся в неравных условиях. Ввод в разработку турона на месторождениях с существующей инфраструктурой и реализация greenfield-проектов требуют совершенно разных удельных затрат. Поэтому с точки зрения налоговых преференций необходимо применять индивидуальный подход по каждому проекту.

Ред.: Какое сейчас отношение инвесторов к проектам по добыче туронского газа? Что еще нужно сделать для увеличения их инвестиционной привлекательности?
А. Попов.: Прежде всего, проблемы с инвестициями связаны с тем, что на текущий момент компании не обладают достаточным опытом по разработке туронских залежей. А значит, есть определенные риски при разработке – из-за возможного недостижения планируемых уровней добычи. Кроме этого, удельные капитальные затраты при разработке турона выше на 20–30 %. Поэтому в сравнении с проектами добычи сеноманского газа проекты по разработке трудноизвлекаемых запасов менее привлекательны. Однако отношение к этим проектам меняется, так как по мере истощения действующих месторождений традиционного газа компаниям приходится разрабатывать всё более труднодоступные участки, в том числе в арктической зоне, где капитальные и операционные затраты выше. Фактически компании, которые сегодня решают приступить к разработке туронских залежей, являются пионерами отрасли и делают значительные инвестиции с прицелом на будущее. Опыт разработки турона позволит в дальнейшем снизить издержки по добыче газа из этих залежей. Такие проекты важны для российской газовой отрасли и для страны в целом. Вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов даст возможность более рационально и эффективно использовать недра.

    Теги: