Институт национальной энергетики

Отечественный газовый концерн наращивает свои мощносити и имеет существенные резервы для увеличения производства сырья

Объём добычи газа является ключевым производственным показателем «Газпрома». Если этот показатель существенно снижается, значит у компании не всё в порядке.

В 1992 г. добыча у «Газпрома» составляла максимальный показатель – 602,8 млрд м³. Однако из-за коллапса в промышленности потребление газа в России стало сокращаться. Компания не спешила вкладывать средства в освоение новых месторождений, а добыча на объектах, запущенных во времена СССР, постепенно сокращалась.

В 1990-е годы «Газпром» ввёл в эксплуатацию Комсомольское (1993), Западно-Таркосалинское (1996) и Губкинское (1999) месторождения. В результате в 1997 г. он добыл 533,8 млрд м³, а в 2001 – 512 млрд м³. Постепенно из-за того, что цену газа в России определяло государство, а в отношении нефтепродуктов и угля это делал рынок, газ стал самым дешёвым видом топлива. Это привело к росту спроса на него, особенно со стороны электроэнергетики. Одновременно увеличивались и экспортные потавки «голубого топлива». Необходимо было наращивать добычу.

 

На пути к ачимовскому газу

 

Осенью 2001 г. было введено в эксплуатацию гигантское месторождение Заполярное. Его начали осваивать ещё при Реме Вяхиреве, но запустил его уже Алексей Миллер. В результате добыча газа стала расти. В 2002 г. «Газпром» добыл 522 млрд м, а в 2003 уже 547,6 млрд.

Заполярное в 2001 г. дало 7,1 млрд м³ газа, в 2002 – 36,8 млрд м³, в 2003 – 67 млрд м³. При этом на старых месторождениях «Газпрома» добыча в 2003 г. сократилась на 23 млрд м³. То есть Заполярное с лихвой компенсировало это снижение. Кроме того, в 2003 г. «Газпром» начал добычу газа на Таб-Яхинском участке Уренгойского месторождения с производительностью 5 млрд м³ в год. Тогда же было запущено Вынгаяхинское месторождение (5 млрд м³ газа в год).

Показательна статистика бурения новых эксплуатационных скважин на месторождениях «Газпрома». В 2000 г. было пробурено 89 скважин, в 2001-м – 157, в 2002 – 242, в 2003 – 309, а в 2004 – 453.

В сентябре 2004 года стартовала добыча на Еты-Пуровском месторождении (проектная производительность 15 млрд м³ в год). А в октябре того же года «Газпром» запустил в эксплуатацию Песцовую площадь Уренгойского месторождения (27,5 млрд м³). В декабре началась добыча на Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения (10 млрд м³).  В том же году Заполярное месторождение вышло на проектную мощность – 100 млрд м³ в год.

В 2006 г. «Газпром» начал добычу  на Харвутинской площади Ямбургского месторождения (10 млрд м³ в год) и приступил к освоению ачимовских залежей Уренгойского месторождения.

Ачимовские залежи расположены на глубине 3200-4000 и значительно сложнее для освоения, чем находящиеся выше сеноманские (1100-1700 м) и валанжинские (1700-3200 м) пласты. Также в ачимовском газе содержится много примесей, что требует уделять особое внимание его очистке. В то же время этот геологический уровень является ценным источником газового конденсата, содержание которого здесь более 300 г на 1 м³.

В 2003 г. «Уренгойгазпром» и немецкая Wintershall AG создали на паритетной основе совместное предприятие «Ачимгаз». В 2008 г. это СП начало добычу газа и конденсата. За весь период разработки, который продлится 43 года, планируется извлечь около 200 млрд м³ газа и 40 млн т стабильного конденсата.

В конце 2009 г. «Газпром» приступил к самостоятельной добыче газа из ачимовских пластов Уренгойского месторождения (на втором участке). Начальник департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти «Газпрома» Василий Подюк в начале 2006 г. в беседе с автором этой статьи дал следующий прогноз по добыче газа из ачимовских залежей: «Ачимовские залежи потенциально могут давать “Газпрому” 25-30 млрд м³ газа в год. К 2010 г. мы планируем ввести в эксплуатацию два ачимовских участка на Уренгойском месторождении. Однако в них содержится достаточно большое количество конденсата. Для его транспортировки и стабилизации необходимо использовать мощности “Уренгойгазпрома” и Сургутского ЗСК. Они ограничены 8 млн т в год, а расширять их, как показали проведенные расчеты, экономически неэффективно. Поэтому мы будем осваивать ачимовские залежи постепенно, чтобы загружать действующую инфраструктуру “Уренгойгазпрома” и Сургутского ЗСК»^[1].

В дальнейшем эти планы были изменены, так как было принято решение увеличить объём добычи и переработки конденсата. В частности, в 2015 г. генеральный директор ООО «Газпром переработка» Юрий Важенин заявил: «В 2014 г. в Новом Уренгое на Заводе по подготовке конденсата к транспорту был переработан максимальный объем углеводородного сырья за весь период работы – 11,5 млн т. С начала эксплуатации достигнут наивысший объем переработки углеводородного сырья, поставляемого на Сургутский завод по стабилизации конденсата (ЗСК) по конденсатопроводу Уренгой – Сургут: 9,7 млн т. В октябре на Сургутском ЗСК введена в эксплуатацию установка стабилизации конденсата (8-я и 9-я технологические линии), тем самым мы увеличили проектные перерабатывающие мощности завода с 8 млн до 12 млн т в год. Реализованы мероприятия по обеспечению приёма дополнительных объёмов сырья на Завод по подготовке конденсата к транспорту. Теперь максимальная мощность завода по переработке ачимовского конденсата достигла 4 млн т в год. Это открыло “Газпрому” путь к увеличению добычи газа на северных месторождениях Западной Сибири. Также в настоящее время мы достраиваем наши мощности по транспортировке углеводородного сырья от Уренгоя до Сургута»^[2]. С 2010 по 2015 год «Газпром» увеличил добычу конденсата с 11,3 до 15,3 млн т в год.

В 2015 г. из ачимовской залежи было добыто 7 млрд м3 газа и 3,3 млн т газового конденсата. В начале 2015 г. генеральный директор ООО «Газпром добыча Уренгой» Сергей Мазанов заявил журналу «Газпром»: «Сейчас на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) №31 совместного предприятия ЗАО “Ачимгаз” работают 53 эксплуатационные скважины. На УКПГ-22 ООО “Газпром добыча Уренгой” функционируют 26 скважин. С начала разработки на этих объектах добыто свыше 11 млрд м³ газа и 5 млн т газового конденсата, а также более 6 млрд м³ и 3 млн т газового конденсата, соответственно»^[3].

Весной 2015 г. заместитель председателя правления ОАО «Газпром» Виталий Маркелов озвучил новые планы по добыче ачимовского газа: «Запасы ачимовских залежей только на территории деятельности ООО “Газпром добыча Уренгой” составляют более 1 трлн м³ газа и свыше 400 млн т конденсата (по категории С₁). В период 2022–2024 годов на ачимовских участках Уренгойского НГКМ планируется достичь максимальных уровней добычи – до 36 млрд м3 газа в год и 10,8 млн т нестабильного газового конденсата. В период до 2039 г. накопленная добыча на ачимовских участках Уренгойского НГКМ превысит 750 млрд м3 газа и 200 млн т нестабильного газового конденсата»^[4]. А в 2016 г. он увеличил планку по максимальной добыче конденсата до 12,8 млн т.

 

Особое значение Южно-Русского

 

Но вернёмся чуть назад. В 2007 г. заместитель председателя правления «Газпрома» Александр Ананенков озвучил прогноз по стремительному росту добычи компании: «Изначально мы планировали в 2010 г. добыть порядка 560 млрд м³ газа, но по новому прогнозу, если брать его максимальные значения, эта величина может составить 570 млрд м³. В 2020 г. сначала предполагалось произвести самое большее 590 млрд м³ газа, теперь – 670 млрд».

По его мнению, это было вызвано повышенным спросом на «голубое топливо» на внутреннем рынке, который был спровоцирован восстановлением и бурным развитием экономики нашей страны на фоне сохранения высокой энергоёмкости, связанной с низкими ценами на газ и, как следствие, структурными перекосами в топливно-энергетическом балансе РФ. Кроме того, на пересмотр производственных планов «Газпрома» повлияли и прогнозы увеличения потребления газа на внешних рынках, в частности в странах АТР и Северной Америке.

«Зимой 2005–2006 годов, в период аномально низких температур, “Газпром” вышел на форсированный режим добычи “голубого топлива”, объёмы которой в годовом измерении составляли примерно 630 млрд м³. Сегодня наши возможности расширились, – отметил Александр Ананенков. – Между тем, если конъюнктура рынка будет положительной, мы готовы выйти и на большие объёмы производства»^[5].

По его словам, ресурсная база «Газпрома» позволяет довести добычу до 900 млрд м³ в год. Летом 2008 г. прогноз добычи на 2015 г. снова увеличился, теперь до 610-615 млрд м³. В реальности в 2015 году «Газпром» добыл 418,5 млрд м³ газа.

В декабре 2007 г. состоялся торжественный пуск Южно-Русского месторождения (мощность 25 млрд м³ в год). Осваивать запасы этого участка «Газпром» стал совместно с германским концерном BASF. В скором времени к ним присоединилась ещё одна компания из ФРГ – E.ON.

Для «Газпрома» освоение Южно-Русского имеет особое значение – ведь именно здесь был применён на практике принцип обмена активами с иностранными партнёрами. В результате сделки «Газпром» увеличил принадлежавший ему пакет акций в совместном предприятии WINGAS и стал партнёром немецкой компании в разработке нефтяных участков в Ливии.

По случаю пуска месторождения в центральном офисе «Газпрома» в присутствии первого заместителя председателя правительства РФ, главы совета директоров ОАО «Газпром» Дмитрия Медведева и вице-канцлера, министра иностранных дел Германии Франка-Вальтера Штайнмайера состоялась торжественная церемония. Как известно, в мае 2008 г. Дмитрий Медведев стал президентом России.

После этого мероприятия Франк-Вальтер Штайнмайер отправился в Кремль на встречу с Владимиром Путиным. Российский президент отметил важность запуска Южно-Русского месторождения для отношений России и Германии. «Дело не в объёмах, которые будут поставляться с этого месторождения, дело в качестве отношений между партнёрами, – подчеркнул Владимир Путин. – Обмен активами и повышение доверия друг к другу – это как раз то направление в развитии сотрудничества в сфере энергетики, на которое в целом, при учёте интересов друг друга, готова российская сторона»^[6].

В начале 2008 г. генеральный директор ОАО «Севернефтеназпром» (эксплуатирует Южно-Русское месторождение) Эдуард Худайнатов рассказал журналу «Газпром» о работе над этим проектом: «Впервые в системе “Газпрома” обустройство крупного месторождения решено было осуществить методом проектного финансирования, привлекая средства непосредственно под сам проект, где “Севернефтегазпром” является одновременно заказчиком, организатором строительства и добывающей компанией. В феврале 2006 г. на Южно-Русском началось бурение первой эксплуатационной скважины, в марте – забита первая свая на УКПГ и заварен первый стык газопровода товарного газа, и уже в октябре 2007-го был введён в строй пусковой комплекс месторождения. Сбытом нашего газа занимаются “Газпром” и совместная российско-германская компания ЗАО “Газпром ЮРГМ Трейдинг”. Это предприятие учреждено в рамках сделки по обмену активов с немецким концерном BASF. Оно осуществляет закупку у нас газа и его реализацию в объёмах, которые пропорциональны доле экономического участия BASF в проекте разработки месторождения»^[7]. Вскоре Эдуард Худайнатов перешёл из «Газпрома» в «Роснефть» и одно время занимал пост президента этой компании.

 

Главный проект – «Ямал»

 

Итоги 2009 года охладили пыл руководства «Газпрома». Объём добычи составил 461,5 млрд м³. В связи с падением спроса на внешнем и внутреннем рынках, вызванным мировым экономическим кризисом, этот показатель оказался на 16% меньше, чем в 2008 году (549,7 млрд м³). За тот же период было извлечено 10,1 млн т газового конденсата и 31,6 млн т нефти. Это, соответственно, на 0,8 млн и 0,4 млн т ниже уровня добычи жидких углеводородов в 2008 г.

Падение спроса привело к необходимости пересмотреть сроки ввода в эксплуатацию новых месторождений. В первую очередь это коснулось мегапроекта «Ямал», сравнимого по масштабу и значению с освоением месторождений Западной Сибири в 1970-х годах.

Первым шагом к разработке углеводородных богатств полуострова является начало добычи газа на крупнейшем месторождении – Бованенковском. Его разведанные и предварительно оцененные запасы составляют 4,9 трлн м³. Проектный объём добычи определён в 115 млрд м³ в год, а в перспективе он должен увеличиться до 140 млрд м³.

Ранее предполагалось, что ввод в эксплуатацию первых пусковых комплексов месторождения и системы магистральных газопроводов Бованенково – Ухта состоится в 2011 г. Но из-за снижения спроса было решено сдвинуть сроки на третий квартал 2012 г. Однако продолжился ввод в эксплуатацию небольших месторождений. В 2010 году в Единую систему газоснабжения поступил газ с Ярейской площади Ямсовейского месторождения (мощность – 0,5 млрд м³ в год) и Западно-Песцовой площади Уренгойского месторождения (2 млрд м³). А в декабре 2011 г. были введены в промышленную эксплуатацию апт-альбские залежи Ныдинской площади Медвежьего месторождения с максимальной проектной годовой добычей 2,3 млрд м³.

По итогам 2010 г.  добыча «Газпрома» несколько увеличилась и достигла 508,6 млрд м³. Это позволило заместителю председателя правления компании Александру Ананенкову вернуться к оптимистическим прогнозам по добыче. Летом 2011 г. он заявил, что «Газпром» планирует добыть в 2013 году – 549, а в 2014-м – 570 млрд м³ газа.

Однако политика правительства РФ по поддержке независимых производителей газа, одновременно со стагнацией спроса на внутреннем рынке, а также снижение потребления в Европе и странах ближнего зарубежья разрушили эти планы. В 2013 г. «Газпром» добыл 487,4 млрд, в 2014 – 444 млрд, а в 2015 – 418,5 млрд м³ (см. рис.).

 

Добыча газа «Газпромом», млрд м³

 

Источник: ПАО «Газпром»

 

Но поскольку планы у компании были совершенно другие, она активно наращивала добычные мощности. В частности, в январе 2013 г. «Газпром» увеличил их на Заполярном месторождении, до 130 млрд м³, за счёт эксплуатации валанжинской залежи.

Но самым главным добычным проектом корпорации оставался «Ямал». Как отметил в начале 2013 г. заместитель председателя правления «Газпрома» Виталий Маркелов,  Программой комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края, утверждённой Министерством энергетики РФ приказом №441 от 10 сентября 2010 г., предусмотрены два сценария развития добычи углеводородов на полуострове Ямал: базовый, на основе балансовых запасов газа, и интенсивный, учитывающий перспективные ресурсы по объектам прилегающего шельфа. В соответствии с базовым сценарием, добыча газа по месторождениям полуострова Ямал ожидается в объеме до 236 млрд м³ в год, а за пределами 2025 г. предусматривается освоение крупнейших месторождений шельфа Карского моря с добычей до 74 млрд м³ ежегодно.

Освоение месторождений суши Ямала планируется осуществить путём создания трёх промышленных зон – Бованенковской, Тамбейской и Южной. Первая группа (Бованенковская) включает три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. Валовая добыча по группе оценивается в 217 млрд м³ газа и 4 млн т стабильного конденсата в год.

Вторая группа (Тамбейская) состоит из шести месторождений: Южно-Тамбейского, Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского, Малыгинского, Сядорского. Здесь ежегодная валовая добыча может достигать 65 млрд м³ газа и 2,8 млн т стабильного конденсата.

Третья группа (Южная) включает девять месторождений: Ново-Портовское, Нурминское, Мало-Ямальское, Ростовцевское, Арктическое, Средне-Ямальское, Хамбатейское, Нейтинское и Каменномысское. Она рассматривается как первоочередной объект для добычи нефти с максимальным годовым уровнем в 7 млн т. Добычные возможности Южной группы по газу небольшие – около 30 млрд м³ в год.

Освоение объектов на шельфе Карского моря предполагалось начать после 2025 г. с целью вывода добычи газа на прогнозный уровень и загрузки системы магистрального транспорта в период падения отборов из месторождений континентальной части Ямала^[8].

В конце 2012 г. началась добыча на Бованенковском месторождении. В том же году там было получено 4,9 млрд м³ газа, в 2013-м – 22,8 млрд, в 2014-м – 42,8 млрд, а в 2015 – 61,9 млрд м³. При этом введённые мощности позволяли добывать 90 млрд м³.

Для того чтобы начать масштабное освоение месторождений полуострова Ямал «Газпром» за свой счёт построил железнодорожную ветку Обская – Бованенково (572 км). Наиболее трудным её участком был переход через реку Юрибей. В результате был сооружён четырёхкилометровый мост. Чтобы закрепить опоры в вечной мерзлоте строителям пришлось бурить скважины глубиной 20-40 метров. При сооружении опор применялось «горячее погружение» − пропарка вечной мерзлоты и последующее создание шестиметровой грунтовой пробки для сохранения в основании нужных отрицательных температур с целью обеспечения несущей способности. В начале июня 2009 г. состоялось торжественное открытие самого длинного в мире моста за Полярным кругом. По мосту через Юрибей в поезде проехали полпред президента России в Уральском федеральном округе Николай Винниченко, а также губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа Юрий Неелов и генеральный директор ООО «Газпромтранс» Вячеслав Тюрин. Но этим дело не ограничилось, так как высокое начальство в Москве узнало о таком уникальном сооружении. В сентябре того же года мост через Юрибей торжественно открыл премьер-министр РФ Владимир Путин.

 

Резервы добычи «Газпрома»

 

В 2014 г. «Газпром» подписал с китайской госкомпанией China National Petroleum Corporation (CNPC) контракт на поставку 38 млрд м3 газа в год. Для этого необходимо освоить месторождения в Якутии и Иркутской области, а также построить газопровод «Сила Сибири». О планах по реализации этого проекта  в апреле 2015 года рассказал Виталий Маркелов (см. «Восточные центры добычи»).

В 2016 г. он также заявил, что проектный уровень добычи на Ковыктинском месторождении составит не 35, а 25 млрд м³. Достичь его планируется в 2024 году.

У «Газпрома» есть ещё существенный резерв по увеличению добычи в Астраханской области. Однако компания не спешит им пользоваться, так как себестоимость газа здесь весьма высока из-за большой глубины его залегания и наличия примесей сероводорода. Вот как описал эту ситуацию начальник департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти Всеволод Черепанов: «Пока увеличение добычи газа сверх 12 млрд м³ в год на Астраханском месторождении не планируется, поскольку мощности по подготовке и переработке газа уже загружены на 100%. Кроме того, добыча астраханского газа ограничивается содержанием в добываемой смеси большого количества серы, что приводит к увеличению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, в связи с чем возникает проблема сохранения экологических показателей действующего завода в пределах отведенного лимита. Вместе с тем следует отметить, что в настоящий момент Астраханский свод – это основной перспективный объект для развития добычи углеводородов в Европейской части РФ. Запасы газа категорий В+С₁+С₂ превышают 5 трлн м³, а ресурсный потенциал – более 7 трлн м³. При условии решения проблемы утилизации и глубокой переработки кислых газов (в перспективе после 2020 г.) возможно увеличение суммарной добычи “голубого топлива” по Астраханскому своду до 70 млрд м³ ежегодно»^[9].

«Газпром» реализует также интересный проект по добыче газа из каменного угля. В 2009 г. в ходе геологоразведочных работ на Талдинской площади в Кемеровской области было построено семь скважин глубиной от 600 до 960 м, вскрывающих продуктивные пласты суммарной мощностью 24 м. На скважинах были проведены гидроразрывы угольных пластов и получены притоки газа. В итоге 12 февраля 2010 г. компания запустила первый в России промысел по добыче угольного газа.

На торжественной церемонии присутствовали президент РФ Дмитрий Медведев, губернатор Кемеровской области Аман Тулеев и председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер. «Сегодня мы сделали важный шаг на пути создания новой подотрасли
в топливно-энергетическом комплексе России – добычи метана из угольных пластов. Наша страна обладает гигантскими прогнозными ресурсами угольного газа – около 84 трлн м³, что сопоставимо с третью прогнозных ресурсов природного газа в России», – заявил Алексей Миллер. Ресурсы Кузнецкого угольного бассейна достигают 13 трлн м3, из них около 6 трлн относится к Южно-Кузбасской группе месторождений, на которой работает «Газпром».

Согласно бизнес-плану, в течение первых 5 лет эксплуатации скважин на площадях Южно-Кузбасской группы добыча должна была достигнуть 1,6 млрд м³ в год, а к 2020 г. возрасти до 4 млрд м³ в год, что сопоставимо с потребностями Кемеровской области в природном газе. Изначально планировалось, что в 2013–2014 гг. начнутся поставки газа в магистральный трубопровод.

Однако практика сильно отстала от смелых планов. В 2009–2015 годах в пределах лицензионного участка ООО «Газпром добыча Кузнецк» на Талдинском и Нарыкско-Осташкинском метаноугольных месторождениях были построены 33 разведочные скважины, из которых удалось получить всего 43 млн м³ газа. Он начал использоваться в качестве моторного топлива и для производства электроэнергии.

Следует отметить, что для добычи метана пригодны далеко не все месторождения. Так, длиннопламенные бурые угли бедны этим газом. В свою очередь, уголь-антрацит отличается высокой концентрацией газа, но его невозможно извлечь из-за высокой плотности и чрезвычайно низкой проницаемости залежи. Угли, занимающие промежуточное положение между бурыми и антрацитом, относятся к самым перспективным для добычи метана. Именно такой уголь залегает в Кузбассе.

Особенность метаноугольных месторождений состоит в том, что в отличие от традиционных залежей, где природный газ находится в свободном состоянии в пористых коллекторах (например, в песчанике), в угольных пластах метан сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах. Содержание газа в самых насыщенных углях составляет 30 м³ на 1 т. Кстати, на глубинах до 1 км концентрация метана в угле выше, чем в пористых породах. Но здесь его гораздо труднее извлечь.

Для начала добычи необходимо пробурить скважину. Однако если газ, содержащийся в песчанике, свободно выходит на поверхность за счёт пластового давления, то в залежах угля необходимо создать каналы для его движения. Их делают за счет гидроразрыва пласта и последующей откачки воды. На глубине 1000 м давление составляет 100 атмосфер. Если оно снижается, то метан переходит в свободное состояние, мигрирует по образовавшимся трещинам к устью скважины и далее на поверхность.

С момента начала откачки пластовых вод дебит скважины постепенно растёт, по мере увеличения депрессии, и через несколько месяцев достигает своего максимального уровня. А затем он плавно снижается в течение многих лет. Это коренным образом отличает метаноугольные промыслы от обычных, где дебиты природного газа имеют максимальные значения в момент вскрытия продуктивного пласта и уменьшаются по мере истощения месторождения и падения пластового давления.

Извлечением метана из угольных месторождений в промышленных масштабах занимаются США, Австралия, Канада, Китай и Колумбия. Необходимо обратить внимание на тот факт, что масштабная добыча угольного метана за рубежом началась после того, как государство стало стимулировать эти проекты. По такому пути пошли правительства США, Австралии, Китая, которые предоставили значительные налоговые льготы компаниям, занявшимся извлечением газа из угольных пластов. России тоже пришлось прибегнуть к такому механизму. Метан угольных пластов был включён в перечень ресурсов, необлагаемых налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Характерно, что российский институт «Промгаз» (сегодня – дочернее предприятия «Газпрома») первым в мире произвёл гидроразрыв угольного пласта. Это произошло в 1954 г. в рамках работ по подземной газификации углей в Донбассе. Правда, тогда добывали не метан, а горючие газы, которые образуются в результате сжигания угля под землёй. Эта технология выглядела следующим образом. В угольном пласте бурились две скважины и соединялись с помощью гидроразрыва. В одну закачивали воздушную смесь, которая должна поддерживать горение угля, а из второй выходили на поверхность продукты его не полного сгорания.

В 1956 г. на основе данного принципа была построена Южно-Абинская станция подземной газификации углей вблизи города Кисилевск (Кемеровская обл.), которая проработала до 1996 г. Она снабжала этим топливом 14 промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Однако после начала разработки гигантских запасов «голубого топлива» Западной Сибири эти проекты свернули. Дело в том, что себестоимость добычи природного газа из крупных месторождений существенно ниже, чем угольного метана или горючих газов.

Вместе с тем, традиционная ресурсная база постепенно истощается. Приходится бурить более глубокие скважины на действующих месторождениях и выходить на неосвоенные территории: полуостров Ямал, Восточную Сибирь, шельф северных морей. В результате себестоимость добычи природного газа будет неуклонно расти.

В этих условиях извлечение метана из угольных пластов становится всё более привлекательным бизнесом. Особенно если учесть, что этот газ будет поставляться потребителям, расположенным в непосредственной близости от промыслов (в первую очередь, в Кемеровской области). Это позволит «Газпрому» сэкономить на его транспортировке. Напомним, что среднее плечо транспортировки газа при поставке российским потребителям превышает 3 тыс. км. Кстати, по своему составу угольный газ зачастую лучше природного, так как содержит меньше примесей и на 95-97% состоит из чистого метана.

Заинтересованность местных властей в реализации этого проекта вполне очевидна. В регионе появятся новые рабочие места, да и труд шахтёров станет безопаснее. Дело в том, что сегодня глубина шахт в Кемеровской области уже превышает 300 м. Зона газового выветривания (где метана в угольных пластах почти нет) составляет 150–200 м, а дальше содержания метана в угле очень велико. Не случайно в последнее время горняки достаточно часто гибнут из-за взрывов газа. Если объединить усилия угольщиков и газовиков, то можно получить хороший синергетический эффект. Сначала в пласт будут буриться скважины для извлечения метана, а через несколько лет на этих участках начнётся добыча угля.

По словам Виталия Маркелова, на Талдинском метаноугольном месторождении к 2017–2018 годам планируется полностью отработать технологию добычи и перейти к массовому эксплуатационному бурению (до 96 скважин в год). Намечается также провести оценку перспективности добычи метана угольных пластов на Тутуясской площади.

 

***

 

О перспективах нефтегазовых компаний лучше всего даёт представление показатель величины запасов углеводородного сырья, которые находятся у них на балансе. У «Газпрома» этот показатель стабильно увеличивается. В 2000 г. запасы газа у «Газпрома» составляли 28 трлн м³, а в 2015 году уже 36,15 трлн м³. При объёме добычи в 500 млрд м3 в год, этих запасов хватит на 72 года.

Однако компания в результате геологоразведочных работ ежегодно обнаруживает больше новых запасов, чем извлекает из недр. В частности, в 2006 г. было открыто 591 млрд м³ новых запасов, в 2008 – 583, в 2011 – 719, в 2013 – 647, а в 2014 – 823 млрд м³. Если говорить о жидких углеводородах, то запасы «Газпрома» в 2015 г. составляли 2,1 млрд т нефти и 1,5 млрд т конденсата. Очевидно, что такая гигантская ресурсная база открывает перед корпорацией огромные перспективы.