— 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.
Автор: Газпром нефть
