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»
«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.