Природный горючий газ

Состояние сырьевой базы природного газа Российской Федерации

Источники: 1– ГБЗ РФ, 2 – количественная оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов РФ по состоянию на 01.01.2017 г. (ФГБУ «ВНИГНИ», 2020 г.)

Воспроизводство и использование сырьевой базы природного газа Российской Федерации, млрд куб. м

Источники: 1 – ГБЗ РФ, 2 – ПАО «Газпром», 3 – ЦДУ ТЭК, 4 – ФТС России, 5 – по данным Росстата, 6 – ЦБ РФ

В соответствии со Стратегией развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 22.12.2018 г. № 2914-р, природный газ отнесен к первой группе полезных ископаемых, запасы которых при любых сценариях развития экономики достаточны для удовлетворения внутренних потребностей и обеспечения экспортных поставок на длительную перспективу. Природный газ также входит в перечень основных видов стратегического минерального сырья, утвержденный распоряжением Правительства РФ от 30.08.2022 № 2473-р.

Стабильность развития газовой промышленности и сохранение достигнутых позиций на мировой арене обеспечивает надежная сырьевая база природного газа — по величине разведанных запасов страна является мировым лидером. Потенциал наращивания сырьевой базы обеспечен значительными ресурсами газа категорий высокой достоверности. Объем добычи природного газа и широко развитая сеть магистральных газопроводов обеспечивают внутренние потребности страны в голубом топливе и лидерские позиции среди стран–экспортеров. Растет также производство и экспорт сжиженного природного газа.

Состояние мировой газовой промышленности

Россия обладает крупнейшей в мире сырьевой базой природного газа, располагая 22,3% мировых запасов. По объему добычи страна уступает только США, сохранив в 2021 г. лидерство в поставках газа на мировой рынок.

Мировые запасы природного газа, включающего свободный газ газовых залежей и газовых шапок, сформированных над нефтяными залежами, и растворенного в нефти газа, подсчитаны в недрах более 50 стран мира и оцениваются в 207,1 трлн куб. м. Объем добычи природного газа в мире в 2021 г. составил 4,1 трлн куб. м, увеличившись на 4,8% по сравнению с прошлым годом (табл. 1).

Таблица 1 Доказанные запасы и производство природного газа в мире

* запасы категорий А+В₁+С₁ Источники: 1 – BP Statistical Review of World Energy, 2 – ГБЗ РФ

Мировым лидером по добыче природного газа с 2011 г. являются США, стремительно наращивающие газодобычу: за последние 10 лет она выросла с 649,1 до 934,2 млрд куб. м. Драйвером роста является активное освоение месторождений сланцевого газа, доля которых в добыче в настоящее время превышает 79%. В структуре сырьевой базы преобладает нетрадиционный газ — на него приходится более 67% запасов страны, еще 2,6% — на метан угольных пластов; на традиционный газ приходится 30,4%.

Наравне с ростом газодобычи США активно наращивает его экспорт: за последние 5 лет он вырос с 82,8 до 179,3 млрд куб. м. В 2021 г. 47% поставок осуществлялось по газопроводам в Канаду и Мексику, остальное в сжиженном состоянии (СПГ) отправлялось в страны Европы и Азии. США также в значительных объемах импортируют природный газ. В 2021 г. из Канады по газопроводам было поставлено 75,9 млрд куб. м (99% импорта). Газ используется для внутренних нужд и переработки с целью последующей реализации в зарубежные страны.

Иран, занимая третье место среди производителей природного газа, значительно отстает от США и России. Его запасы заключены в уникальных месторождениях бассейна Персидского залива, отличающихся благоприятными горнотехническими условиями отработки и низкой себестоимостью добычи. Действующие долгие годы внешние санкции привели к технологическому отставанию отрасли и необходимости значительных инвестиций, тем не менее за последние 10 лет добыча газа в стране выросла почти на 64%.

Активно наращивает добычу газа Китай: за последние 10 лет она увеличилась с 111,5 до 209 млрд куб. м. Добыча в основном ведется из традиционных коллекторов природного газа провинции Сычуань, Синьцзян-Уйгурского автономного района и шельфа Южно-Китайского моря. Однако ее стремительный рост в основном связан с увеличением извлечения нетрадиционного газа: газа низкопроницаемых коллекторов (плотного (tight) и сланцевого (shale)) и, в меньшей степени, метана угольных пластов. По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), по количеству ресурсов сланцевого газа Китай занимает первое место в мире; они сосредоточены в Западном регионе, в провинции Сычуань, а также в Центральном и Прибрежном регионах.

Практически весь объем добычи Катара обеспечивает уникальное месторождение Норд-Филд (North Field). Страна длительное время являлась лидером по поставкам СПГ, обеспечивая до трети мирового экспорта. Однако из-за ввода новых мощностей в Австралии, России и США ее доля в последние годы снижалась и в 2021 г. составила 20,7% (106,8 млрд куб. м).

Крупнейшим экспортером СПГ стала Австралия, поставки которой за последние 10 лет увеличились в 3,8 раз: с 28,3 до 108,1 млрд куб. м.

Являясь экологически чистым и экономически привлекательным топливом, природный газ занимает выгодную конкурентную позицию по сравнению с другими горючими полезными ископаемыми — нефтью и углем. В 2021 г. его мировое потребление возросло на 5% по отношению к уровню 2020 г. (и на 3,4% — к уровню 2019 г.). В странах Евросоюза прирост составил 5,5–5,7%, в России — 12,4%, в Китае — 12,8%. При этом в США (крупнейший потребитель природного газа) потребление сократилось на 0,4%. В перспективе прирост использования природного газа будут обеспечивать страны Азии; также ожидается существенный спрос со стороны Южной Америки, Ближнего Востока и Африки.

Цена на природный газ находится в прямой зависимости от стоимости нефти и практически полностью повторяет ее динамику. С 2012 по 2020 гг. цены на газ на мировом рынке демонстрировали общую тенденцию к снижению (рис. 1). Нисходящий тренд был обусловлен такими причинами, как общая стагнация мировой экономики, растущее предложение природного и сжиженного газа (в том числе в США и Китае, которые являются его крупнейшими потребителями), конкуренция со стороны альтернативной энергетики. На ситуацию также оказали влияние геополитическая нестабильность в нефтегазодобывающих странах, санкции США в отношении Венесуэлы и Ирана, торговая война между США и Китаем. Пандемия коронавирусной инфекции COVID-19 и вызванные ею снижение экономической активности и падение спроса на газ ускорили падение цен: в 2020 г. они достигли минимального за последнее десятилетие среднегодового значения в 127 долл./тыс. куб. м.

В 2021 г. ситуация кардинально изменилась. Этому содействовал резкий рост спроса на газ в Европе, во многом обусловленный восстановлением экономики после пандемии в сочетании с необычными погодными условиями. Зима оказалась более холодной, чем обычно, а в январе резко сократилась ветровая электрогенерация — сказалось отсутствие обычных сильных ветров в Северном море. Летом спрос на европейском рынке продолжил расти из-за установившейся в регионе жаркой погоды и активного использования кондиционеров. В то же время резко вырос спрос на трубопроводный и сжиженный газ в Азии, где цены традиционно выше. В результате весной и летом поставщики предпочитали отправлять газ туда. На этом фоне европейские запасы газа снизились. Вследствие всех этих событий среднегодовая цена на газ в Европе взлетела в 5 раз.

Обострение геополитической ситуации с февраля 2022 г. спровоцировало новый виток цен на газ: в первом полугодии средняя цена на европейском рынке составила 915,3 дол./тыс. куб. м, достигая в моменте (в марте) рекордных 4 000 дол./тыс. куб. м. Росту способствовало ограничение поставок российского газа по всем трем магистральным газопроводам, идущим в Европу — «Северный поток», «Ямал-Европа» и «Уренгой – Помары – Ужгород». Из-за этого резко сократились поставки в Австрию, Чехию, Францию, Германию, Италию и Словакию. Кроме того, после введения рублевой системы оплаты российского газа были прекращены поставки в Болгарию, Польшу, Финляндию, Данию и Нидерланды.

Сокращение поставок газа из России было частично компенсировано увеличением поставок по трубопроводам из альтернативных источников и рекордными объемами притока СПГ, однако они не смогли обеспечить европейский спрос в полном объеме. В результате условия, удерживающие цены на высоком уровне, сохраняются.

Состояние сырьевой базы природного газа России

По состоянию на 01.01.2022 г. российские извлекаемые запасы природного газа составляют 70,5 трлн куб. м и учитываются в тридцати шести субъектах Российской Федерации, а также на шельфах Каспийского, Азовского, Балтийского, Баренцева, Карского, Охотского, Японского морей и моря Лаптевых (рис. 2). Они включают свободный газ газовых залежей (85,5% запасов), газ газовых шапок (9,8%) и растворенный в нефти газ (4,8%).

Рис. 2 Распределение запасов свободного газа по территории Российской Федерации, млрд куб. м

Источник: ГБЗ РФ

Для российской сырьевой базы газа характерна высокая неравномерность территориального распределения запасов — более 80% заключено в 19 уникальных и 74 крупных месторождениях, сконцентрированных на территории Ямало-­Ненецкого АО (ЯНАО) и Ханты-Мансийского АО – Югра (ХМАО – Югра) (табл. 2).

Таблица 2 Основные месторождения свободного газа

* ГК — газоконденсатное, НГК — нефтегазоконденсатное, Г — газовое
** Э — эксплуатируемое (разрабатываемое), Р — разведываемое
*** часть запасов находится в нераспределенном фонде недр Источник: ГБЗ РФ

Большая часть российского свободного газа представлена энергетическим газом, содержащим 97% и более метана (сухим газом), который может без предварительного очищения использоваться в качестве топлива. Газ, в составе которого велика доля этана, пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов, называют жирным. Перед закачкой в транспортную систему такого газа необходима его подготовка — извлечение этан-­пропан-­бутановой фракции, гелия и очистка от вредных примесей; она производится непосредственно на промыслах, на установках подготовки газа к транспорту. На долю такого газа приходится не менее половины запасов страны.

Основная доля технологически извлекаемых запасов газа страны заключена в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), охватывающей территории Уральского ФО (ХМАО – Югра, ЯНАО, Тюменская обл.), а также юго-запад Сибирского ФО (Томская, Омская, Новосибирская области и Красноярский край (левобережье р. Енисей)) и шельф Карского моря (рис. 3). В провинции выделено 11 нефтегазоносных комплексов (НГК), каждому из которых присущ свой химический состав газа. В верхних, приуроченных к более молодым (меловым) отложениям осадочного чехла, концентрируется энергетический (сухой) газ, преобладающий в запасах провинции; для нижних горизонтов характерен жирный газ — с глубиной возрастает содержание тяжелых углеводородов. Более двух третей запасов сосредоточено в пределах Надым-­Пур-­Тазовского района в ЯНАО, где разведаны крупные и уникальные месторождения, такие как Заполярное, Уренгойское, Ямбургское. Среди прочих районов велика роль месторождений полуострова Ямал. Значительные запасы заключены в 13 месторождениях на шельфе Карского моря, 5 из них являются уникальными по запасам (Каменномыское, Северо-Каменномыское, ­Семаковское, им. Маршала Жукова и им. Маршала Рокоссовского), 7 — крупными.

Рис. 3 Схема нефтегазогеологического районирования территории Российской Федерации

Источники: ФГБУ «ВНИГНИ», Минэнерго России

Кроме того, в пределах Западно-Сибирской НГП сосредоточено почти две трети извлекаемых запасов растворенного газа, преимущественно они локализованы в месторождениях ХМАО – Югра и, в меньшей степени, ЯНАО, Красноярского края и Томской области. Все прочие НГП содержат существенно меньшее количество запасов газа.

В месторождениях Лено-Тунгусской и Лено-­Вилюйской НГП, охватывающих территории Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и основную часть Красноярского края, заключено порядка 13% российских запасов свободного газа. Возраст вмещающих газоносные толщи пород осадочного чехла Лено-Тунгусской НГП имеет широкий диапазон — от рифея и венда до мезозоя, залежи Лено-Вилюйской НГП связаны с породами палеозойского и мезозойского возраста. Среди 70 месторождений Лено-Тунгусской НГП уникальными по масштабу являются 4 — Ковыктинское (Томская обл.), Юрубчено-Тохомское (Красноярский край), Чаяндинское (Республика Саха (Якутия)) и Ангаро-Ленское (Иркутская обл.). Месторождения Лено-Вилюйской НГП относятся к средним, мелким и очень мелким.

В пределах северной окраины Прикаспийской НГП разведано 18 месторождений, преимущественно расположенных на территории Астраханской области. Среди них уникальные по запасам Астраханское и Центрально-Астраханское, в недрах которых суммарно заключено порядка 7% запасов свободного газа страны. Газ провинции в основном жирный, с примесью сероводорода и гелия.

Месторождения Волго-Уральской НГП вмещают около 1,3% российских запасов свободного газа, половина которых заключена в уникальном Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. По качественным характеристикам газ жирный с примесью гелия и сероводорода.

Большое значение имеют акватории российских морей — месторождения в их пределах вмещают около 23% запасов свободного газа страны. Из 52 месторождений, расположенных на шельфах морей, 12 уникальны по количеству заключенных в них запасов, 23 относятся к крупным. Более 5% запасов заключено в уникальном Штокмановском газоконденсатном месторождении Восточно-­Баренцевоморской провинции; газ энергетический (сухой), но при этом содержит существенные количества конденсата. Значительные запасы (>8,4 млрд куб. м) заключены в месторождениях на шельфе Карского моря.

Для российской сырьевой базы газа характерна высокая степень освоенности — более 97% технологически извлекаемых запасов свободного газа и более 94% растворенного газа находится в распределенном фонде недр (рис. 4).

Состояние газовой промышленности России

Добыча

За 2012–2021 гг. добыча природного газа (свободный газ + газ газовых шапок (ГШ) + растворенный в нефти газ) в России увеличилась на 15,6% (рис. 5). Ее наращивание происходило как в традиционных центрах — на старых месторождениях Надым-Пур-Тазовского нефтегазоносного района Западной Сибири, в Оренбургской и Астраханской областях, так и за счет освоения новых — крупнейших месторождений полуострова Ямал, Республики Саха (Якутия), севера Красноярского края, шельфов Баренцева, Карского и Охотского морей.

В 2021 г. добыча природного газа достигла 767,7 млрд куб. м (+10% относительно 2020 г.); в том числе свободного газа и газа ГШ — 720,6 млрд куб. м (+10,8%), растворенного — 47,1 млрд куб. м (-0,6%).

Лидирующие позиции по добыче свободного газа (включая газ ГШ) традиционно занимает Уральский ФО. На его долю в 2021 г. пришлось 84,1% российской газодобычи, из которых 82,6% обеспечил ЯНАО. В Надым-Пур-Тазовском районе (НПТР) Западно-Сибирской НГП в ЯНАО расположены уникальные нефтегазоконденсатные месторождения, в числе которых самые продуктивные в стране: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Южно-Русское, Бованенковское (рис. 6).

Рис. 6 Распределение добычи свободного газа (включая газ газовых шапок) по территории Российской Федерации (млрд куб. м) и его основные месторождения

Источник: ГБЗ РФ

Свободный газ в НПТР, длительное время являвшемся основным источником газа в России, концентрируется в восьми НГК юрского и мелового возраста, каждый из которых имеет свой химический состав газа. Основные объемы газодобычи поступают из сеноманского НГК. Его залежи уникальны по объему запасов и содержат сухой энергетический газ, который легко извлекается и не требует переработки. В 2021 г. на долю четырех базовых месторождений НПТР (Заполярное, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) пришлось 42% суммарной добычи свободного газа в стране. Однако основные сеноманские залежи этих месторождений находятся на стадии падающей добычи. Выработанность их запасов газа категорий А+В₁ значительна: для Заполярного она составляет 63,2%, Медвежьего — 93,8%, Уренгойского — 63,6%, Ямбургского — 68,6%. В связи с этим возрастает доля низконапорных и трудноизвлекаемых запасов.

Частично компенсировать снижение газодобычи на уникальных объектах НПТР может отработка трудноизвлекаемых ачимовских, валанжин-готеривских, сеноман-туронских нефтегазовых залежей. В настоящее время в промышленных масштабах она ведется только из ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Растет роль других газоносных районов провинции — на полуострове Ямал, в Гыдано-­Хатангском районе и на шельфе Карского моря формируется новый центр газодобычи. В 2021 г. добыча велась только на полуострове Ямал, где разрабатывалось гигантское Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (из недр извлечено 110,8 млрд куб. м). По проекту, к 2025 г. на месторождении будет добываться около 140 млрд куб. м газа, что выведет его в лидеры российской газодобычи. К 2030 г. на полуострове планируют ежегодно добывать около 310–360 млрд куб. м газа.

В ХМАО – Югра основной объем свободного газа добывается из газовых шапок крупных и уникальных нефтегазовых месторождений — Самотлорского, Ван-Еганского, Лянторского и др., обеспечивших в 2021 г. 1,8% российской газодобычи.

В остальных российских регионах газ извлекается в значительно меньшем объеме. В 2021 г. они обеспечили 14,1% российского показателя — 101,5 млрд куб. м.

За пределами Западной Сибири наибольший объем свободного газа добывается из недр всего двух месторождений, расположенных на материке: Оренбургского в Волго-Уральской НГП (12,2 млрд куб. м в 2021 г.) и Левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения в Прикаспийской НГП (9,2 млрд куб. м). Их газ жирный, с большим количеством попутных продуктов и требует предварительной очистки.

На базе месторождений Восточной Сибири формируются новые крупные газовые центры — Якутский и Иркутский, где добыча только начинается. Сдерживающим фактором ввода в промышленную эксплуатацию месторождений, входящих в их состав, было отсутствие в регионе газоперерабатывающих мощностей — газ жирный и требует дополнительных затрат на извлечение ценных компонентов. Ввод в эксплуатацию в 2021 г. Амурского газоперерабатывающего завода создает условия для наращивания в регионе газодобычи в ближайшие годы.

Остальной газ поступает с мелких месторождений Тимано-Печорской и Северо-Кавказской провинций. Состав жирного газа в них отличается высоким содержанием конденсата и тяжелых углеводородов.

На российском шельфе в 2021 г. добыто 55,6 млрд куб. м свободного газа (7,7% российской). Основной объем обеспечили месторождения шельфов Охотского и Карского морей — 30,1 млрд куб. м и 23,3 млрд куб. м соответственно. На шельфе Охотского моря добыча свободного газа (включая газ ГШ) в основном велась на двух уникальных нефтегазоконденсатных месторождениях — Лунском и Чайво; на шельфе Карского моря — на уникальном Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении.

Часть добытого газа закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, что позволяет повысить коэффициенты ­извлечения как газа, так и нефти. В 2021 г. в недра было закачано 28,5 млрд куб. м газа.

Добыча растворенного газа в России в 2021 г. составила 47,1 млрд куб. м. Основной объем добычи растворенного газа обеспечивает ХМАО – Югра, где его добывают вместе с нефтью, преимущественно из неокомского НГК Западно-­Сибирской НГП. В 2021 г. здесь было добыто 45,3% российского растворенного газа. В значительных количествах растворенный газ также добывают в ЯНАО (15,1%) и Оренбургской области (4,9%). На долю остальных субъектов приходится 34,7% добычи.

Часть добываемого растворенного в нефти газа из-за отсутствия необходимой инфраструктуры сжигается в факелах или используется для местных нужд в составе энергетического газа. По итогам 2021 г. средний по стране коэффициент использования попутного нефтяного газа повысился по сравнению с предыдущим годом на 0,6% и составил 83,2% (при установленной государством норме в 95%). В региональном отношении использование попутного газа наиболее существенно выросло в Западно-Сибирской НГП (+2,1%) и в Европейской части (+0,5%); в Восточной Сибири показатель, напротив, снился на 0,2%. Среди российских компаний наилучших показателей достигли ПАО «Сургутнефтегаз» (99,4%), ПАО «Лукойл» (97,4%), ПАО «НОВАТЭК» (96,6%), операторы СРП (98,7%).

Выработанность разбуренных запасов природного газа в России по состоянию на начало 2022 г. составила 36,6%, увеличившись за последние 10 лет на 8,4%. Наиболее выработаны запасы месторождений, расположенных на территории Северо-Западного, Уральского, Приволжского, Северо-Кавказского ФО, наименее — Сибирского и Дальневосточного ФО и шельфовых зон России (рис. 7).

В России в 2021 г. добычу свободного и растворенного газа вело 260 предприятий, 15 из которых входят в структуру ПАО «Газпром», 8 — ПАО «НОВАТЭК», 76 — в состав вертикально-­интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) и 3 являются операторами СРП. Остальные 158 предприятий — независимые нефтегазодобывающие компании.

Крупнейшим холдингом, в активе которого находится две трети разведанных запасов газа, обеспечивающие 63,1% отечественного производства, является ПАО «Газпром» (рис. 8). В 2021 г. добыча природного и нефтяного попутного газа компанией велась на 147 месторождениях и составила 482,9 млрд куб м (+56,8 млрд куб. м, или +13,3% к 2020 г.). Холдинг добывает преимущественно свободный газ и газ ГШ на месторождениях, расположенных на территории всех федеральных округов, где выявлены запасы газа, а также на шельфе Азовского и Охотского морей; доля добычи растворенного в нефти газа не превышает 0,3%.

Основные газодобывающие мощности ПАО «Газпром» расположены в Надым-Пур-­Тазовском районе ЯНАО. На трех крупнейших месторождениях — Заполярном, Уренгойском и Ямбургском — в 2021 г. было добыто 261,8 млрд куб. м, что составляет 52,4% добычи свободного газа компании (34,1% российской). Доля всего района в газодобыче компании, как и страны в целом, снижается; на смену выработанным месторождениям приходят новые регионы: полуостров Ямал, Восточная Сибирь и шельфовые зоны страны. Так, в 2021 г. падение газодобычи в НПТР было в значительной мере компенсировано ростом производства газа на полуострове Ямал за счет его наращивания на Бованенковском месторождении (+11,6%). На востоке страны основная добыча газа ведется на Чаяндинском месторождении (11,5 млрд куб. м в 2021 г.) в Республике Саха (Якутия), Астраханском (9,1 млрд куб. м) и Оренбургском (10,2 млрд куб. м) месторождениях в одноименных областях.

Добыча природного и попутного нефтяного газа остальными российскими продуцентами составила 282,2 млрд куб. м (36,9% добычи в России в целом). Крупнейшей независимой компанией и второй по объемам производства газа в стране, основную часть которого составляет свободный газ, остается ПАО «НОВАТЭК». Основные месторождения и лицензионные участки компании находятся в ЯНАО, при этом части Юрхаровского нефтегазоконденсатного и Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождений расположены в пределах шельфа Карского моря. В 2021 г. компания почти на четверть увеличила объем добычи, достигнув 113,8 млрд куб. м (+24,2%). Одна из главных причин этого — переход в ПАО «НОВАТЭК» компаний ОАО «Арктикгаз» и ЗАО «Нортгаз», работающих на пяти месторождениях ЯНАО: Уренгойском, Северо-­Уренгойском, Восточно-­Уренгойском + Северо-­Есетинском, Самбургском и Яро-­Яхинском. Ранее эти компании являлись совместными предприятиями с ПАО «Газпром нефть», доля ПАО «НОВАТЭК» в их добыче составляла 50%. Наибольший вклад в показатель ПАО «НОВАТЭК» внесло ОАО «Ямал СПГ», добывшее в 2021 г. в ЯНАО и на шельфе Карского моря 30,2 млрд куб. м газа (+5,2%).

Крупнейшими среди нефтяных компаний, разрабатывающих газовые и газоконденсатные месторождения, являются ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «НК «ЛУКОЙЛ».

ПАО «НК «Роснефть» ведет добычу газа в большинстве федеральных округов России и на шельфе Охотского моря. Две трети объемов газодобычи холдинга обеспечивают месторождения Западной Сибири. В 2021 г. добыча компании снизилась на 3% — до 43,7 млрд куб. м. Уменьшение вызвано переходом шести предприятий, ранее входивших в структуру ПАО «НК «Роснефть», в состав ОАО «Независимая нефтяная компания»; и четырех — в состав ПАО «Газпром нефть». Среди предприятий ПАО «НК «Роснефть» наибольшую добычу газа в 2021 г. — 10,8 млрд куб. м (+75,6%) — обеспечило АО «Роспан Интернешнл», разрабатывающее Уренгойское и Восточно-Уренгойское +Северо-­Есетинское нефтегазоконденсатные месторождения.

ПАО «НК» ЛУКОЙЛ» в 2021 г. добыло 19 млрд куб. м (-6,1%). Более 60% пришлось на предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», разрабатывающее в пределах Большехетской впадины Западной Сибири (ЯНАО) 2 крупных по запасам газа месторождения: газоконденсатное Находкинское и нефтегазоконденсатное Пякяхинское. К 2022 г. ПАО «НК «ЛУКОЙЛ» планирует ввод в эксплуатацию Хальмерпаютинского, Южно-­Мессояхского и Салекаптского месторождений. Вторым по величине добычи природного газа предприятием является ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», разрабатывающее на шельфе Каспийского моря 2 нефтегазоконденсатных месторождения — им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского. В 2021 г. добыча на них составила 3,4 млрд куб. м.

ПАО «Газпром нефть» в 2021 г. добыто 29,7 млрд куб. м газа (-30,3%), основной причиной падения показателя добычи является переход в состав ПАО «НОВАТЭК» совместных с ПАО «Газпром нефть» компаний ОАО «Арктикгаз» и ЗАО «Нортгаз». Среди предприятий, входящих в структуру ПАО «Газпром нефть», наибольшие показатели добычи обеспечило ООО «Газпромнефть-Ямал», разрабатывающее Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение в ЯНАО — 10,5 млрд куб. м (+20,3%).

Значимый вклад в добычу природного газа внесло АО «Сибирская нефтегазовая компания», ведущее разработку четырех месторождений в ЯНАО, крупнейшими из которых являются Береговое и Северо-Ханчейское + Хадырьяхинское. В 2021 г. добыча свободного газа и газа ГШ компанией составила 10,5 млрд куб. м (+8%).

ПАО «Сургутнефтегаз» ведет добычу природного газа на 16 газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях ХМАО – Югра и Республики Саха (Якутия), а также добычу попутного нефтяного газа на нефтяных месторождениях ХМАО – Югра, ЯНАО, Ненецкого АО, Иркутской, Новосибирской и Томской областей. В 2021 г. компанией добыто 9 млрд куб. м.

Операторами СРП на месторождениях шельфа Охотского моря (консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд.» и «Сахалин Энерджи Инвестмент компани Лтд»), а также компанией ООО «Зарубежнефть-добыча Харьяга» на Харьягинском ­нефтяном месторождении Ненецкого АО, в 2021 г. было извлечено 29,1 млрд куб. м газа (-4,7%). Основная часть добычи (17,1 млрд куб. м; -10%) пришлась на компанию «Сахалин Энерджи Инвестмент компани Лтд», разрабатывающую Лунское и Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатные месторождения. Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд», действующий на нефтегазоконденсатных месторождениях Аркутун-Даги, Одопту-море (Центральный + Южный купола), Лебединское и Чайво, добыл 11,9 млрд куб. м (+3,5%).

Переработка газа

После добычи газ готовится к транспортировке по газопроводам, при этом сухой энергетический газ отправляется потребителям сразу после первичной подготовки на промысле. Жирный газ, помимо метана, содержит примеси тяжелых углеводородов — этан-­пропан-­бутановые фракции, являющиеся ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности. Он также содержит серу, гелий и другие вредные примеси, требующие извлечения. Такой жирный газ проходит первичную обработку в местах добычи на установках подготовки газа и в дальнейшем должен отправляться на переработку на газоперерабатывающие, гелиевые или нефтехимические заводы. В России большая часть жирного газа отправляется потребителям в составе энергетического без извлечения ценных компонентов.

Всего в 2021 г. на переработку отправлено 70,4 млрд куб. м природного газа (9,2% объема газодобычи). Объем переработки растворенного газа уменьшился на 3,8% (или на 1,5 млрд куб. м) — до 38,4 млрд куб. м. Объем переработки свободного газа снизился на 14,4% — до 32,3 млрд куб. м. Удельный вес растворенного газа в переработке составил 54%, свободного — 46%. Всего в 2021 г. в стране произведено 54,3 млрд куб. м сухого и компримированного газа, 6,5 млн т широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), 675,0 тыс. т этана, 4,4 млн т серы, 3,9 млн куб. м гелия.

Около половины объема переработки российского газа обеспечил холдинг ПАО «Газпром» на Сосногорском, Оренбургском, Астраханском и Южно-Приобском газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), а также на двух нефтехимических заводах ООО «Газпром нефтехим Салават» и Оренбургском гелиевом заводе. Лидером по переработке газа, растворенного в нефти, является ПАО «Сибур Холдинг», владеющий восемью ГПЗ, расположенными в основном в ХМАО – Югра и ЯНАО. Остальной газ перерабатывается на Локосовском и Сургутском заводах, принадлежащих нефтяным компаниям ПАО «Лукойл» и ПАО «Сургутнефтегаз», соответственно, и ряде мелких ГПЗ.

Крупнейшим проектом в газоперерабатывающей промышленности стало строительство Амурского ГПЗ ПАО «Газпром»: по проектной годовой мощности (42 млрд куб. м) он войдет в число крупнейших заводов мира, по объему производства гелия (до 60 млн куб. м) станет лидером. Кроме того, на предприятии планируется производство этана, пропана и бутана, а также пентан-гексановой фракции. Его строительство началось в конце 2015 г., ввод в эксплуатацию первой технологической линии состоялся в июне 2021 г.; в сентябре заработала вторая технологическая линия и первая из трех гелиевых установок. Всего в составе завода будут функционировать 6 линий, его выход на полную проектную мощность запланирован на 2025 г. Работая на полную мощность, ГПЗ будет выпускать 38 млрд куб. м газа для поставки в Азиатско-Тихоокеанский регион, 2,4 млн т этана, 1 млн т пропана, 500 тыс. т бутана, 200 тыс. т пентан-гексановой фракции и 1,5 млн т сжиженного углеводородного газа (СУГ).

Сырье с Амурского ГПЗ будет поставляться на другой строящийся завод — Амурский газохимический комплекс (ГХК) ПАО «СИБУР Холдинг», выпускающий полимеры. Его проектные мощности позволят получать 2,3 млн т полиэтилена и 0,4 млн т полипропилена в год из этана и СУГ. Запуск предприятия намечен на 2024–2025 гг.

Часть добытого природного газа отправляют на заводы по производству СПГ для последующей доставки потребителям танкерами. В 2021 г. в России действовало 3 завода по сжижению природного газа: «Сахалин-2» в Сахалинской области (оператором является консорциум «Сахалин Энерджи Лтд.»), «Ямал СПГ» в ЯНАО и «Криогаз-Высоцк» в Ленинградской области (оба принадлежат ПАО «НОВАТЭК»). Их суммарный объем производства в 2021 г. составил 68,2 млрд куб. м (-1,1%).

Правительство РФ распоряжением от 16.03.2021 № 640-р утвердило Долгосрочную программу развития производства сжиженного природного газа в Российской Федерации, согласно которой выпуск СПГ к 2035 г. должен вырасти в 3 раза по сравнению с 2021 г. Ряд проектов уже находится на стадии строительства, другие — на стадии проектирования.

Новый комплекс ПАО «Газпром» по производству сжиженного природного газа «СПГ «Портовая» создается на побережье Финского залива в Выборгском районе Ленинградской области. Проект находится в завершающей фазе строительства, начинаются пусконаладочные работы. Проектная производительность комплекса составит 1,5 млн т/год. Продукция будет направлена для резервного газоснабжения Калининградской области, а также пополнения СПГ-портфеля ПАО «Газпром».

В мае 2021 г. ПАО «Газпром» совместно с АО «Рус­Газ­Добыча» начало строительство комплекса по переработке этан-содержащего газа (КПЭГ) — уникального кластера, объединяющего газопереработку, газохимию и сжижение природного газа в районе п. Усть-Луга (Ленинградская обл.). Завод будет перерабатывать 45 млрд куб. м этансодержащего природного газа с месторождений ПАО «Газпром» в Надым-Пур-Тазовском районе, доставляемого по выделенным газопроводам. Объем производства СПГ составит около 13 млн т/год. Товарной продукцией переработки будут сухой отбензиненный газ, СУГ, этановая и пентан-гексановая фракции. Согласно предварительным планам, первая очередь комплекса будет введена в эксплуатацию в 2023 г., вторая — в 2024 г.

ПАО «НОВАТЭК» ведет строительство завода «Арктик–СПГ 2» на Гыданском полуострове (ЯНАО) мощностью 19,8 млн т. В конце 2021 г. готовность проекта оценивалась в 59%, готовность первой линии — в 78%. Компания планирует построить еще 2 крупных завода в этом регионе — «Арктик–СПГ 1» и «Арктик–­СПГ 3», проекты строительства которых находятся в разработке.

На прединвестиционной стадии находится строительство еще двух заводов СПГ ПАО «Газпром»: в районе г. Владивосток мощностью 1,5 млн т/год и на Черноморском побережье мощностью 0,5–1,5 млн т. Планируется ввести их в эксплуатацию к 2025 г.

Транспортировка газа

Транспортировка российского газа до отечественных и зарубежных потребителей осуществляется по магистральным трубопроводам, объединенным в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. Владельцем газотранспортной системы (ГТС) на территории страны является ПАО «Газпром». Группа «Газпром» также владеет магистральными газопроводами в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке: «Сила Сибири», «Сахалин – Хабаровск – Владивосток», «Соболево – Петропавловск-Камчатский». По состоянию на конец 2021 г., общая протяженность магистральной составляющей газотранспортной системы на территории России составила 178,2 тыс. км (рис. 9).

Рис. 9 Укрупненная схема газовой промышленности и системы магистральных газопроводов России

Источники: ФГБУ «ВНИГНИ», Минэнерго России, данные ФГБУ «Росгеолфонд»

В конце 2019 г. ПАО «Газпром» ввел в эксплуатацию первую очередь магистрального газопровода «Сила Сибири», транспортирующего газ Чаяндинского месторождения в Республике Саха (Якутия) потребителям Дальнего Востока и в Китай. В завершающей стадии (более 93%) находится строительство участка от Ковыктинского до Чаяндинского месторождения, на базе которого сформирован Иркутский центр газодобычи. Выход на проектную производительность газопровода запланирован на 2025 г., к этому году его мощность достигнет 38 млрд куб. м. Для реализации проекта будет проложено около 2 200 км газопровода, совместно с китайской China National Petroleum Corporation (CNPC) построен трансграничный участок с двухниточным подводным переходом через р. Амур.

Несмотря на усиление санкционного давления со стороны США, в декабре 2021 г. ПАО «Газпром» завершил заполнение газом второй нитки газопровода «Северный поток–2». Обе нитки газопровода были полностью подготовлены к эксплуатации. Газопровод «Северный поток–2» имеет проектную мощность 55 млрд куб. м газа в год и является самым протяженным морским газопроводом в мире — 1 234 км.

Для надежного обеспечения экспортных поставок российского газа потребителям Турции, а также стран Южной и Юго-Восточной Европы в январе 2020 г. ПАО «Газпром» ввел в эксплуатацию первую нитку газопровода «Турецкий поток», предназначенной турецким потребителям; в 2021 г. была запущена вторая нитка газопровода, по которой газ транзитом через турецкую территорию поступает на европейский рынок — в ряд стран южного и юго-восточного регионов Европы. Проектная мощность газопровода составляет 31,5 млрд куб. м, протяженность двух ниток — 1 876 км.

В январе 2022 г. завершена разработка технико-экономического обоснования строительства транзитного газопровода через территорию Монголии в Китай, который станет продолжением газопровода «Сила Сибири». В феврале 2022 г. ПАО «Газпром» и CNPC подписали второй долгосрочный договор купли-продажи природного газа по «дальневосточному» маршруту. После выхода проекта на полную мощность объем поставок российского трубопроводного газа в Китай увеличится на 10 млрд куб. м и достигнет 48 млрд куб. м/год.

Внешняя торговля

Россия является крупнейшим в мире экспортером газа и обеспечивает пятую часть мировых поставок. В 2021 г. за границу было отправлено 270,5 млрд куб. м газа, в том числе трубопроводным транспортом 204,4 млрд куб. м, СПГ — 66,1 млрд куб. м. С 2019 г. поставки природного газа на экспорт снизились на 16,3 млрд куб. м, поставки СПГ держатся на уровне 65–69 млрд куб. м.

Главным направлением поставок российского природного газа по газопроводам традиционно являются страны Европы (рис. 10), а его крупнейшим покупателем — Германия (23,6% экспорта в 2021 г.). В значительных количествах он также поступает в Турцию, Беларусь, Италию.

Стремительными темпами растет рынок СПГ, его доля в мировой торговле газом достигает около 40%. Основным преимуществом торговли СПГ перед трубопроводным газом является отсутствие необходимости заключать долгосрочные контракты. Европейские страны, крупнейшие импортеры российского газа, рассматривают покупку СПГ как средство диверсифицикации поставок газа, несмотря на более высокую цену на него.

По объемам экспорта СПГ Россия занимает четвертое место в мире после Австралии, Катара и США. Крупнейшими покупателями российского СПГ в 2021 г. стали страны Юго-Восточной Азии (27,2 млрд куб. м) и Франция (10,4 млрд куб. м), обеспечившие 57% поставок СПГ за рубеж.

В небольшом количестве Россия ежегодно импортирует природный газ газопроводом. В 2021 г. импорт составил 8,2 млрд куб. м, весь объем получен из Казахстана.

Внутреннее потребление

Доля природного газа в энергетическом балансе России за последние 5 лет выросла с 54 до 60%. В 2021 г. потребление газа в стране достигло 516,1 млрд куб. м (+12%). Рост объемов потребления природного газа наблюдается на фоне восстановления экономической активности и спроса после снятия ограничений, введенных в рамках борьбы с распространением пандемии COVID-19, а также с учетом погодного фактора и продолжающейся газификацией страны.

Основными потребителями природного газа в России являются производители электроэнергии и тепла (34%), население (11%), нефтяная промышленность (10%), коммунально-бытовой сектор (8%), газовая промышленность (6%), агрохимическая промышленность (6%) и металлургия (5%). Остальные 20% приходятся на другие отрасли промышленности.

Неравномерный спрос на газ со стороны потребителей нивелируют подземные хранилища газа (ПХГ), обеспечивающие надежность его поставок в моменты пиковых нагрузок. На территории России расположены 23 ПХГ, принадлежащие ПАО «Газпром», в 28 геологических структурах (18 — в истощенных газовых месторождениях, 8 — в водоносных структурах, 2 — в отложениях каменной соли). К осенне-зимнему периоду 2021–2022 гг. объем оперативного резерва газа в ПХГ составил 72,6 млрд куб. м, потенциальная максимальная суточная производительность достигла 847,9 млн куб. м газа.

Перспективы развития газовой промышленности России

Для компенсации падающей добычи в Надым-­Пур-­Тазовском районе Западной Сибири ведется освоение месторождений на полуострове Ямал, континентальном шельфе арктических морей, в акваториях Обской и Тазовской губ, а также в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Освоение месторождений этих регионов требует значительных инвестиций в связи с необходимостью решения ряда сложнейших задач в области строительства скважин и газопромысловых объектов в зоне многолетнемерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.

В 2020–2021 гг. российские газодобывающие компании в основном продолжали работы по уже действующим проектам (табл. 3). Наиболее значимым из них остается «Мегапроект Ямал»; в его рамках ПАО «Газпром» формирует новый центр газодобычи на полуострове Ямал, который в перспективе станет одним из основных для развития газовой отрасли страны. Он включает Бованенковскую, Тамбейскую, Южную и Приямальскую промышленные зоны освоения, где расположено 32 месторождения с суммарными запасами газа 20,4 трлн куб. м; их ввод в эксплуатацию позволит к 2030 г. добывать на полуострове до 360 млрд куб. м природного газа.

Таблица 3 Основные проекты разработки месторождений природного газа

Источники: протоколы ЦКР Роснедр по УВС, открытые данные компаний

Бованенковская зона обладает основным добычным потенциалом и включает 3 ключевых месторождения — нефтегазоконденсатное Бованенковское, газоконденсатные Харасавэйское, Крузенштернское, а также объекты-сателлиты — газовые месторождения Восточно-Бованенковское, Северо-Бованенковское и Южно-Крузенштернское. На Бованенковском месторождении (крупнейшее в регионе) продолжается активное освоение сеноман-аптских залежей: в 2021 г. из них было добыто 110,8 млрд куб. м. К 2025 г. с вводом в разработку неоком-юрских залежей производительность этого промысла составит до 140 млрд куб. м газа в год.

Вторым опорным месторождением Бованенковской зоны станет Харасавэйское, расположенное преимущественно на суше полуострова и частично — в акватории Карского моря. Первоочередным его объектом станут сеноман-аптские залежи, эксплуатация которых начнется в 2024 г.; к 2026 г. планируется выйти на проектный уровень добычи из них в 32 млрд куб. м газа в год. В дальнейшем предполагается освоение более глубоких неоком-юрских залежей. Максимальный годовой уровень добычи в целом по месторождению (более 56 млрд куб. м) планируется достичь к 2042 г. Проектом освоения месторождения предусмотрено бурение 236 эксплуатационных скважин, строительство установки комплексной подготовки газа, дожимной компрессорной станции, транспортной и энергетической инфраструктуры. Скважины для разработки морской части месторождения будут буриться с берега. Для транспортировки газа будет построен газопровод протяженностью более 100 км до Бованенковского месторождения. Затем газ будет поступать в единую систему газоснабжения России.

К Бованенковской промышленной зоне освоения также относится частично расположенное на шельфе уникальное по масштабу Крузенштернское газоконденсатное месторождение, ввод в эксплуатацию которого отложен на 2028 г. В настоящее время идет подготовка технического проекта его освоения. Планируемая мощность газодобычи на месторождении превышает 33 млрд куб. м, в основном она будет вестись из залежей сеноманского НГК.

Тамбейская группа включает Тамбейское нефтегазоконденсатное и Малыгинское газоконденсатное месторождения, по запасам газа сопоставимые с месторождениями Бованенковской группы. В 2021 г. ПАО «Газпром» и АО «Русгаздобыча» подписали соглашение об условиях реализации совместного проекта по разработке Тамбейского месторождения с началом добычи газа с 2026 г. В Тамбейскую промышленную зону также входят Южно-Тамбейское газоконденсатное и Сядорское газовое месторождения, сроки реализации проектов освоения которых зависят от конъюнктуры мирового рынка и спроса со стороны отечественных потребителей.

Южная промышленная зона объединяет Новопортовское и Ближненовопортовское нефтегазоконденсатные, Мало-Ямальское и Хамбатейское газоконденсатные и Каменномысское газовое месторождения. Новопортовское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 2014 г. Зона рассматривается как первоочередной объект для добычи жидких углеводородов с попутным извлечением растворенного газа.

Приямальская группа включает 5 месторождений: Ленинградское и Русановское газоконденсатные, а также открытые ПАО «Газпром» газовые Нярмейское и «75 лет Победы» и газоконденсатное им. В.А. Динкова.

В 2020 г. в рамках проекта освоения шельфовых месторождений Обской и Тазовской губ и прилегающих сухопутных территорий ООО «Руc­Газ­Альянс» (совместное предприятие АО «Рус­Газ­Добыча» и ПАО «Газпром») начало эксплуатационное бурение на Семаковском газовом месторождении, расположеном на Тазовском полуострове с выходом под акваторию Обско-­Тазовской губы. Старт промышленной газодобычи намечен на 2022 г., к этому сроку будет построено 19 скважин. Выход на «полку» в 12 млрд куб. м ожидается в 2030 г. Освоение шельфовых месторождений Обской и Тазовской губ начнется в 2025 г. с ввода в эксплуатацию газового месторождения Каменномысское-море, расположенного в Обской губе. По запасам газа оно относится к уникальным, проектный уровень добычи газа из сеноманских залежей — 15 млрд куб. м/год. Проект разработки включает морскую и сухопутную части. Ключевым объектом обустройства в море станет ледостойкая платформа, строительство которой началось в 2020 г. Предполагается, что она будет доставлена на месторождение в летнюю навигацию 2024 г. Начало добычи газа планируется в 2025 г.

На востоке страны ПАО «Газпром» реализует еще один мегапроект — создание четырех крупных центров газодобычи (Сахалинского, Иркутского, Якутского и Красноярского) с единой системой транспортировки по газопроводу «Сила Сибири».

Сахалинский центр газодобычи «Сахалин–3» формируется на базе газовых месторождений, расположенных на шельфе: Киринского, Южно-­Киринского, Южно-Лунского и Мынгинского. Проект является основной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». В 2018–2021 гг. ПАО «Газпром» вело добычу газа на основном месторождении проекта, Киринском, с подводного добычного комплекса (ПДК), не имеющего аналогов в России —без использования платформ и иных надводных конструкций. Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планируется в 2023 г.; проектный уровень добычи составит 21 млрд куб. м в год. Южно-Киринское месторождение включено в инвестиционную программу «Газпрома». Хотя в 2020 г. пандемия COVID-19 повлияла на реализацию проекта, график освоения месторождения не пересматривался — его планируется ввести в промышленную разработку в 2023 г.

Иркутский центр газодобычи формируется на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения с перспективой освоения Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области. На Ковыктинском месторождении в 2021 г. велась подготовка к промышленному освоению, строительство линейной части газопровода «Сила Сибири» на участке «Ковыкта – Чаянда». Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию с подачей газа в магистральный газопровод «Сила Сибири» предполагается в конце 2022 г., на проектный уровень газодобычи в 27,2 млрд куб. м оно должно выйти в 2026 г. Прогнозная годовая добыча конденсата оценивается в 1,4 млн т.

ПАО «НОВАТЭК» в конце 2019 г. начало опытно-промышленную эксплуатацию Северо-­Русского газоконденсатного месторождения, расположенного в Тазовском районе ЯНАО. Выход на проектный уровень в 5,7 млрд куб. м газа и 0,7 млн т конденсата запланирован на 2025 г. Северо-Русское месторождение является первым из группы месторождений Северо-Русского блока, включающей также Дороговское, Восточно-­Тазовское и Харбейское нефтегазоконденсатные месторождения. В 2021 г. ПАО «НОВАТЭК» начало опытно-промышленную эксплуатацию газоконденсатных залежей Харбейского месторождения, где планируется добывать 3,6 млрд куб. м природного газа и 0,6 млн т газового конденсата в год. В Северо-Русском кластере также разрабатываются Дороговское и Восточно-Тазовское месторождения.

В Надым-Пур-Тазовском нефтегазоносном районе в ЯНАО также продолжаются работы по вводу в промышленную разработку новых площадей и глубокозалегающих горизонтов уже разрабатываемых уникальных и крупных месторождений.

На Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении ведутся работы по разработке труднодоступных ачимовских отложений. В 2021–2022 гг. ПАО «Газпром» готовил к разработке опытный участок 3А. Выход на проектную добычу газа из ачимовских отложений в 36,8 млрд куб. м/год предусмотрен к 2024 г. Под ачимовскими горизонтами на глубине более 5 км находятся юрские залежи, разработка которых относится к перспективным направлениям работы на этом месторождении.

На Заполярном месторождении в 2021–2022 гг. подготавливается к разработке неокомская залежь. Здесь будут построены две установки комплексной подготовки газа. Суммарная добыча природного газа на сеноманской (разрабатываемой) и неокомской залежах в будущем достигнет 130 млрд куб. м в год.

ОАО «Севернефтегазпром» в 2022 гг. закончило программу бурения 100 скважин в трудноизвлекаемых туронских пластах Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения в ЯНАО, начатую в 2018 г. В настоящее время это единственная в России компания, разрабатывающая туронские залежи в промышленных масштабах. По состоянию на 01.01.2022 г., накопленная добыча туронского газа составила 10,42 млрд куб. м, в 2023 г. из залежи будет добыто 9,3 млрд куб. м.

Все большее значение приобретает Арктический шельф. Так, Штокмановское газоконденсатное месторождение на шельфе Баренцева моря с запасами 3,9 трлн куб. м газа может быть введено в промышленную разработку в 2029 г. ПАО «Газпром» планирует его освоение в 3 фазы. Ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит ежегодно добывать 23,7 млрд куб. м газа, второй — 47,4 млрд куб. м. На третьей фазе месторождение будет выведено на проектную мощность в 71,1 млрд куб. м/год. Разработка месторождения создаст основу для промышленного освоения углеводородного потенциала арктического шельфа.

Смещение добычи газа в малоосвоенные районы Восточной Сибири и Дальнего Востока и на акватории шельфов Дальневосточного и Арктического бассейнов в условиях сокращения добычи на месторождениях Надым-­Пур-­Тазовского района Западной Сибири является одним из ключевых решений задачи устойчивого развития экономики страны, обозначенной в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 09.06.2020 № 1523-р.

На рис. 11 приведены прогнозные показатели добычи природного газа в соответствии с показателями Энергетической стратегии и данными протоколов ЦКР Роснедр по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья.

Воспроизводство сырьевой базы углеводородного сырья России

По состоянию на 01.01.2022 лицензиями на право пользования недрами с целью поисков, оценки, разведки и добычи углеводородного сырья (УВС) владеют 775 недропользователей. На указанную дату действовало 3 915 лицензий: 2 140 на добычу, 1 209 совмещенных (на геологическое изучение, разведку и добычу) и 566 — на геологическое изучение с целью поисков и оценки месторождений УВС (из них 95 получены по «заявительному» механизму, из которых 21 выдана в 2021 г.). Лицензионные участки выделены в пределах всех нефтегазоносных провинций на территории 47 субъектов Российской Федерации и на континентальном шельфе (рис. 12).

Рис. 12 Схема размещения лицензионных участков на углеводородное сырье в России

Источники: данные Роснедр, Минэнерго России

В пределах Арктической зоны Российской Федерации действовало 610 лицензий (548 на суше и 62 — на шельфах морей): 181 на добычу, 231 совмещенная и 198 на геологическое изучение с целью поисков и оценки месторождений УВС (из них 72 лицензии получены по «заявительному» механизму, 19 из которых выданы в 2021 г.).

За счет средств недропользователей геологоразведочные работы в основном проводятся на территориях с доказанной нефтегазоносностью. В 2021 г. они проводились силами 737 компаний. Суммарные затраты на выполнение ГРР составили 315 млрд руб. (-5,9% относительно 2020 г.). Снижение финансирования зафиксировано по всем федеральным округам, кроме Дальневосточного и Сибирского. Максимальные затраты пришлись на Уральский ФО — 126,4 млрд руб. (40% суммарных затрат) и на шельф — 60,7 млрд руб. (19%). Минимальные объемы финансирования ГРР уже несколько лет приходятся на Северо-­Кавказский ФО — 0,8 млрд руб. (<1%) и Южный ФО — 4,9 млрд руб. (2%).

Основной объем финансирования (65%) приходится на поисково-разведочное бурение, годовые объемы которого с 2015 г. превышают 1 млн пог. м. В 2021 г. на фоне общего сокращения финансирования на эти цели было затрачено 206 млрд руб. (-35%). В результате объемы бурения сократились на 10% — до 1 070 тыс. пог. м. По планам, в 2022 г. они составят 1 415 тыс. пог. м.

На государственный учет в 2021 г. поставлено 6 новых месторождений углеводородного сырья с газовой составляющей: пять газоконденсатных и одно нефтегазоконденсатное (табл. 4).

Таблица 4 Распределение месторождений с запасами газа, впервые поставленных на государственный учет в 2020–2021 гг., по территории Российской Федерации

Источники: ГБЗ РФ, ФГБУ «ВНИГНИ»

Наиболее значимыми открытиями в 2021 г. являются уникальное по запасам газоконденсатное месторождение им. Е.Н. Зиничева (балансовые запасы газа 383,7 млрд куб. м), расположенное в Красноярском крае, а также крупные по запасам газоконденсатные месторождения Кэдэргинское (43,6 млрд куб. м) и Хайлахское (33,1 млрд куб. м) в Республике Саха (Якутия) (табл. 5).

Таблица 5 Основные месторождения УВС с газовой составляющей, впервые поставленные на учет в 2020-2021 гг. в результате ГРР за счет средств недропользователей

* ГК — газоконденсатное, Г — газовое Источники: ГБЗ РФ, ФГБУ «ВНИГНИ»

Основной прирост запасов газа был получен за счет доразведки и открытий месторождений и залежей на известных площадях. Большая часть месторождений, открываемых на новых площадях, по масштабу заключенных запасов газа относится к мелким и очень мелким.

Всего по итогам ГРР в 2021 г. прирост запасов свободного газа категорий А+В₁+С₁ составил 1 058,5 млрд куб. м (в 2020 г. — 765 млрд куб. м), в результате переоценки было списано 3 514,2 млрд куб. м. (в 2020 г. — 1 541,6 млрд куб. м) (рис. 13).

В целом с учетом результатов разведки, переоценки, добычи, закачки в пласт и других причин в 2021 г. запасы свободного газа и газа газовых шапок уменьшились: по категориям А+В₁+С₁ — на 3 160,2 млрд куб. м, по категориям В₂+С₂ — на 621,2 млрд куб. м (в 2020 г. уменьшение запасов составило: по категориям А+В₁+С₁ на 1 413,7 млрд куб. м, по категориям В₂+С₂ — на 282,8 млрд куб. м). Снижение балансовых запасов в 2021 г. связано с переоценкой месторождений ЯНАО (рис. 14).

Потенциал наращивания запасов свободного газа и газовых шапок значителен — подготовленные ресурсы категории D₀ оцениваются в 31,6 млрд куб. м. Можно ожидать, что примерно четверть их в дальнейшем будет переведена в промышленные категории. Прогнозные ресурсы свободного газа более низких категорий достоверности — перспективных и прогнозируемых (D₁+D₂) — оцениваются в 179,8 млрд куб. м (рис. 15).

Более половины подготовленных ресурсов категории D₀ сосредоточено в пределах Ямало-Ненецкого АО. Значимые ресурсы локализованы в Красноярском крае (10%) и на шельфе Карского моря (10%) (рис. 16). Свыше 5% ресурсов заключено в недрах месторождений и перспективных площадей Иркутской области и на шельфе Баренцева моря.

Рис. 16 Распределение подготовленных ресурсов (D₀) и перспективных и прогнозируемых ресурсов (D₁+D₂) свободного газа* по территории Российской Федерации, трлн куб. м

* по состоянию на 01.01.2021 Источники: ГБЗ РФ, Количественная оценка начальных суммарных ресурсов углеводородов РФ по состоянию на 01.01.2017 г. (ФГБУ «ВНИГНИ», 2020 г.)

Наиболее высокой степенью разведанности начальных суммарных ресурсов характеризуются территории Северо-Кавказского, Южного и Уральского ФО, однако геологическая изученность субъектов в пределах округов неоднородны. Высока степень изученности территорий Приволжского и Северо-Западного ФО. Невысокая степень разведанности Сибирского и Дальневосточного ФО, а также акваторий российских морей, предполагает возможность открытия там новых месторождений (рис. 17).

Работы за счет средств федерального бюджета преимущественно направлены на уточнение геологического строения перспективных территорий нераспределенного фонда недр, локализацию прогнозных ресурсов нефти и газа, а также подготовку лицензионных участков для их выставления на аукционы для последующего проведения на них поисково-разведочных работ силами недропользователей.

Финансирование ГРР на УВС за счет средств федерального бюджета в 2021 г. составило 11,0 млрд руб. (в 2020 г. — 13,4 млрд руб. с учетом неисполненных обязательств, перешедших с предыдущего года). Было пробурено 12,9 тыс. пог. м параметрических скважин, объемы региональных сейсморазведочных работ 2D составили 10,4 тыс. пог. км. Исследованиями были охвачены территории всех федеральных округов, за исключением Центрального, и практически все нефтегазоносные провинции России, а также акватории арктических и дальневосточных морей. Наибольшее количество объектов отрабатывалось в Сибирском (9), Уральском (7), Дальневосточном (4) ФО и на континентальном шельфе Российской Федерации (5). Работы также велись в Северо-Кавказском (4 объекта), Приволжском (2), Северо-Западном (1) и Южном (1) ФО.

По результатам проведенных работ в 2021 г. локализованы ресурсы углеводородного сырья категории D_Л в объеме 3,6 млрд т условного топлива (т у. т.), в том числе 3,0 млрд т у. т. — на шельфе (рис. 18).

---

Россия является одной из ключевых стран в мировой газовой промышленности, занимая ведущие позиции как по масштабу сырьевой базы природного газа, так и его добыче и поставкам на мировой рынок. Важнейшим звеном в структуре российской газодобычи остается Ямало-Ненецкий АО — годовая добыча региона составляет 81% российской, здесь же сосредоточены две трети запасов страны. Его лидерство сохранится и в долгосрочной перспективе.

Истощение рентабельных запасов газа в традиционных регионах, расположенных на суше, приведет к постепенному наращиванию объемов газодобычи в труднодоступных регионах (Ямал, Гыдан, Арктический шельф, Восточная Сибирь), где создается новая добычная и транспортная инфраструктура.

Важным аспектом развития российской газовой промышленности является возведение газоперерабатывающих и газохимических предприятий, а также инфраструктурных проектов, включая строительство заводов по сжижению природного газа. Это позволит экспортировать не только энергетический газ, но и продукты высокого передела, имеющие большую добавленную стоимость.

Волна энергетических кризисов, охвативших страны Азии и Европы в 2021 г., показала, что источники возобновляемой энергии не готовы вытеснить природный газ с его позиций в мировом энергобалансе.

На развитие газовой промышленности России в ближайшее время будут негативно влиять санкции и прямые диверсии на действующих газопроводах.