2.2. Добыча и запасы углеводородов
Запасы газа. Восполнение ресурсной базы
34,9 трлн м3
разведанные запасы газа по российской классификации
17,7 трлн м3
доказанные запасы газа по международным стандартам PRMS
Газпром имеет богатую ресурсную базу и является мировым лидером по запасам газа. В 2019 г. коэффициент восполнения запасов газа Группы составил 1,11. Таким образом, на протяжении последних 15 лет он стабильно превышает 1. Восполнение ресурсной базы Группы Газпром осуществляется на основе Программы развития минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром» до 2040 г. и Долгосрочной программы развития ПАО «Газпром» на 10 лет.
По состоянию на 31 декабря 2019 г. разведанные запасы природного газа Газпрома категорий А+В1+С1 по российской классификации достигли 34,9 трлн м3. В соответствии с независимой оценкой ресурсной базы по международным стандартам PRMS доказанные запасы газа Группы Газпром составили 17,7 трлн м3 газа.
Прирост запасов газа Группы Газпром по итогам 2019 г. за счет геолого-разведочных работ (ГРР) по категориям А+B1+C1 на территории России составил 556,7 млрд м3. Ключевыми регионами проведения ГРР являлись ЯНАО, Восточная Сибирь и Дальний Восток, шельфы морей Российской Федерации. Основной прирост запасов газа получен на Крузенштернском месторождении на шельфе Карского моря, прилегающей суше ЯНАО, на месторождениях им. В. А. Динкова и Нярмейском на шельфе Карского моря. В 2019 г. ГРР в газовом бизнесе выполнялись на 144 лицензионных участках, в том числе на 22 участках на шельфе. Расходы на ГРР (без учета ПХГ) составили 68,7 млрд руб.ПАО «Газпром» и ДО
С более подробной информацией о запасах газа Группы Газпром можно ознакомиться на стр. 12–21 справочника «Газпром в цифрах 2015–2019» и стр. 84–88 Годового отчета ПАО «Газпром» за 2019 г.
В Газпроме действует Программа освоения нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа, которая содержит оценку сырьевой базы, анализ существующих и перспективных технологий добычи, а также обоснование приоритетных направлений по изучению и добыче газа из нетрадиционных источников. В рамках Программы в 2019 г. продолжилась реализация проекта по добыче метана из угольных пластов в Кемеровской области: на Нарыкско-Осташкинском месторождении было добыто 2,2 млн м3 метана. Проведена подготовка к строительству трех систем разведочных скважин, целью которых является обоснование и подтверждение высокого потенциала добычи метана угольных пластов при применении новых технологий строительства скважин и эксплуатации месторождений.
Добыча газа
501,2 млрд м3
добыча природного и попутного газа Группы Газпром в 2019 г.
Добыча природного и попутного газа Группы Газпром в 2019 г. достигла 500,1 млрд м3 (501,2 млрд м3 с учетом доли Группы в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции), превысив уровень 2018 г. на 0,5 %, или на 2,5 млрд м3.
Добыча газа Группы Газпром на территории Российской Федерации, 2016–2019 гг. (без учета организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции)
Основной объем добычи газа приходится на Надым-Пур-Тазовский регион, который находится в стадии падающей добычи. Одновременно формируются новые перспективные центры газодобычи: полуостров Ямал, Восточная Сибирь и Дальний Восток, шельф Российской Федерации.
С информацией о центрах газодобычи Группы Газпром можно ознакомиться на стр. 88–90 Годового отчета ПАО «Газпром» за 2019 г. и стр. 10–11, стр. 32–37 справочника «Газпром в цифрах 2015–2019»
Планы по восполнению и добыче газа
В 2020 г. планируется получить прирост запасов газа за счет ГРР в объеме не менее 467,8 млрд м3. Основной прирост запасов будет получен на шельфе Карского моря — на месторождениях Ленинградском и 75 лет Победы. Расходы на ГРР (без учета ПХГ) составят 60,1 млрд руб.ПАО «Газпром» и ДО
Для обеспечения требуемых уровней добычи газа в среднесрочной перспективе Газпром продолжит использовать более эффективную эксплуатацию и вывод на проектную производительность действующих месторождений, а также создавать новые центры газодобычи.
Вопросы от заинтересованных сторон
Ведется ли в Группе Газпром мониторинг выбросов газа, связанных с оттаиванием околоскважинного массива многолетнемерзлых пород? Что делается для контроля и минимизации этого явления?
Оттаивание околоскважинного пространства приводит к высвобождению скоплений внутримерзлотного газа. В отличие от газа продуктивных горизонтов он содержит существенную примесь азота, характеризуется иным соотношением тяжелого и легкого изотопов углерода. Его притоки на месторождениях ямальской группы происходят с глубин до 180 метров и создают риски для промышленной безопасности объектов.
Мониторинг состояния многолетнемерзлых пород, вмещающих газовые скважины и содержащих внутримерзлотный газ, в частности на Бованенковском месторождении, ведется постоянно. Исследования показали, что значительно снизить опасность оттаивания мерзлоты позволяет использование на скважинах парожидкостных сезонно-действующих охлаждающих устройств и теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ).
На данный момент ТЛТ спущены на 50 м в 349 скважин Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). На 2021–2024 гг. запланировано строительство 178 газовых скважин со спуском ТЛТ до 150 м. Реализованные решения предотвратили просадки кустовых оснований, развитие приустьевых провалов, возникновение заколонных газопроявлений, снизили сверхнормативные нагрузки на конструкцию скважин.
На Харасавэйском ГКМ, наряду с ТЛТ и сезонно-действующими охлаждающими устройствами, предусмотрено применение обсадных труб-направлений с пенополиуретановой теплоизоляцией (ППУ-термокейсов) с глубиной спуска 40 м. Кроме того, также предусмотрено увеличение глубины спуска ТЛТ до 150 м.
Запасы нефти и газового конденсата. Восполнение ресурсной базы
707,5 млн т
доказанные запасы нефти Группы Газпром по международным стандартам PRMS
730,2 млн т
доказанные запасы газового конденсата по международным стандартам PRMS
На конец декабря 2019 г. доказанные запасы нефти и газового конденсата Группы Газпром по международным стандартам PRMS составили 707,5 млн т и 730,2 млн т соответственно, а разведанные запасы по российской классификации (категории А+В1+С1) — 2 005,7 млн т нефти и 1 569,7 млн т газового конденсата.
Прирост запасов жидких углеводородов за счет ГРР по категориям А+B1+C1 на территории России по итогам 2019 г. составил 11,7 млн т газового конденсата и 29,0 млн т нефти. Расходы на ГРР Газпром нефти составили 53,5 млрд руб.
Нетрадиционные и трудноизвлекаемые запасы нефти (баженовская свита, ачимовские, доманиковые и палеозойские отложения), расположенные в труднодоступных районах, — важное направление по восполнению запасов жидких углеводородов. В портфеле Газпром нефти доля трудноизвлекаемых запасов — около 70 %. Окупаемость разработки таких запасов возможна только при использовании высокотехнологичных горизонтальных и многоствольных скважин.
С более подробной информацией о запасах и восполнении ресурсной базы жидких углеводородов Группы Газпром можно ознакомиться на стр. 84–88 Годового отчета ПАО «Газпром» за 2019 г. и стр. 12–21 справочника «Газпром в цифрах 2015–2019»
Вопросы от заинтересованных сторон
На каких месторождениях Группы Газпром ведется геоэкологический мониторинг, регистрирующий сейсмическую активность?
На трех месторождениях Группы Газпром — Оренбургском, Астраханском и Киринском созданы и функционируют собственные сети сейсмологического мониторинга. На Нарыкско-Осташкинском и Ковыктинском используется информация региональной сети, которая контролирует техногенные сейсмособытия, вызванные, прежде всего, разработкой угольных месторождений.
В 2019 г. на указанных месторождениях Группы Газпром существенных сейсмособытий зарегистрировано не было.
Добыча жидких углеводородов
40,8 млн т
объем добычи нефти Группой Газпром в 2019 г.
16,7 млн т
объем добычи газового конденсата Группой Газпром в 2019 г.
В 2019 г. добыча жидких углеводородов Группой Газпром составила 57,5 млн тБез учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции. Добыча нефти составила 40,8 млн т (48,0 млн т с учетом доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции), что незначительно ниже уровня добычи в 2018 г. Добыча газового конденсата составила 16,7 млн т, что выше уровня добычи предыдущего года на 4,9 %.
Подробнее с информацией о добыче нефти и газового конденсата Группой Газпром можно ознакомиться на стр. 90–92 Годового отчета ПАО «Газпром» за 2019 г
Добыча жидких углеводородов Группой Газпром на территории Российской Федерации, 2016–2019 гг., млн т
* Без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции.
Планы по разведке и добыче жидких углеводородов
Группа будет расширять ресурсную базу и вовлекать в разработку трудноизвлекаемые и нетрадиционные классы запасов жидких углеводородов. В 2020 г. планируется получить прирост запасов жидких углеводородов за счет ГРР в объеме 13,0 млн т. Планируется дальнейшее использование инновационных цифровых технологий для увеличения потенциала действующих месторождений.