Месторождения крупнейшего газодобычного российского региона, Надым-Пур-Тазовского, находятся на стадии падающей добычи.
Восполнение выбывающих объёмов компенсируется за счёт освоения 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 многолетне-мерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.
С запасами свободного газа на 01.01.2024 в Российской Федерации учтено 455 разведываемых месторождений, из них 12 переведены в разработку, на 20 месторождениях уже началась добыча газа.
Основные газовые проекты реализуют крупнейшие игроки рынка — ПАО «Газпром» и ПАО «НОВАТЭК», подготавливаемые к освоению месторождения находятся в пределах Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской, Охотской и Тимано-Печорской НГП.
В 2023 г. российские газодобывающие компании в основном продолжали работы по уже действующим проектам.
Наиболее значимым из реализуемых проектов остаётся «Метапроект Ямал» — 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, в которые входят 18 месторождений Группы «Газпром» 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.
Бованенковская зона обладает основным добычным потенциалом и включает 3 ключевых месторождения — нефтегазоконденсатное Бованенковское, газоконденсатные Харасавэйское и Крузенштернское, а также объекты-сателлиты — газовые месторождения Восточно-Бованенковское, Северо-Бованенковское и Южно-Крузенштернское.
На Бованенковском месторождении (крупнейшем в регионе) продолжается активное освоение сеноман-аптеких залежей, в 2023 г. было добыто 59 млрд куб. м (при проектной мощности в 115 млрд куб. м).
Кроме того, начато освоение подстилающих неоком-юрских залежей, которые при выходе на полную проектную производительность к 2025 г. позволят нарастить добычу на месторождении до 140 млрд куб. м газа в год.
Вторым опорным месторождением Бованенковской зоны станет Харасавэйское месторождение, расположенное преимущественно на суше полуострова и частично — в акватории Карского моря.
Первоочередным его объектом станут сеноман-аптекие залежи, эксплуатация которых должна начаться в 2024 г.; к 2026 г. планируется выйти на проектный уровень добычи 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 54 млрд куб. м) планируется достичь к 2037 г.
Скважины для разработки морской части месторождения будут буриться с берега.
Для транспортировки газа будет построен газопровод протяжённостью 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.
В настоящее время идёт 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 нефтегазоконденсатное Тамбейское и газоконденсатное Малыгинское 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 Ближнецовопортовское 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 растворённого газа.
Приямальская группа включает пять месторождений: газоконденсатные Ленинградское и Русановское, а также открытые ПАО «Газпром» газовые Нярмейское, 75 лет Победы и газоконденсатное им. В.А. Динкова.
В 2023 г. на Семаковском газовом месторождении, расположенном на Тазовском полуострове, с выходом под акваторию Обско-Тазовской губы добыто 7,4 млрд куб. м свободного газа, выход на полку в 14,2 млрд куб. м ожидается к 2030 г.
Разработка на месторождении ведётся в рамках проекта освоения шельфовых месторождений Обской и Тазовской губ и прилегающих сухопутных территорий ООО «РусГазАльянс».
Освоение шельфовых месторождений Обской и Тазовской губ начнётся 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 в 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.
На востоке страны ПАО «Газпром» реализует ещё один мегапроект — «Восточная газовая программа», который предусматривает формирование крупных центров газодобычи (Сахалинского, Иркутского, Якутского и Красноярского) с единой системой транспортировки по газопроводу «Сила Сибири».
Кроме того, в проект входит действующий с 2010 г. камчатский центр газодобычи, обеспечивающий сырьём потребителей полуострова.
На шельфе Сахалина реализуются два крупных проекта — «Сахалин-2», в рамках которого разрабатываются Пильтун-Астхоккое и Лунское нефтегазоконденсатные месторождения, и «Сахалин-3», в состав которого входят три участка: Киринский (Киринское, Мынгинское и Южно-Лунское газоконденсатные, Южно-Киринское нефтегазоконденсатное месторождения), Восточно-Одоптинский и Аяшский.
С 2014 г. ПАО «Газпром» ведёт добычу газа на основном месторождении проекта «Сахалин-3», Киринском, с подводного добычного комплекса (ПДК), не имеющего аналогов в России — без использования платформ и иных надводных конструкций.
Проектная мощность добычи на месторождении 5,5 млрд куб. м газа; в 2023 г. из недр извлечено 1,5 млрд куб. м.
Добычу на Южно-Киринском месторождении планируется начать в 2025 г., первоначально объём добычи составит 2,7 млрд куб. м газа в год, проектной мощности в 20 млрд куб. м газа планируется достичь к 2039 г.
Проект является ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».
Для Якутского центра газодобычи базовым месторождением выступает нефтегазоконденсатное Чаяндинское, эксплуатация которого была начата в 2021 г., выход на полку в 25 млрд куб. м предполагается в 2024 г., в 2023 г. добыча составила 18,9 млрд куб. м.
В перспективе к освоению будут подготавливаться другие месторождения района — газоконденсатные Соболох-Неджелинское и Средиетюнгское, нефтегазоконденсатные Верхневилочанское и Тас-Юряхское месторождения.
Иркутский центр газодобычи формируется на базе уникального Ковыктинского газоконденсатного месторождения с перспективой освоения Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.
В декабре 2022 г. состоялся запуск в эксплуатацию Ковыктинского газоконденсатного месторождения и участка «Ковыкта — Чаянда» магистрального газопровода «Сила Сибири» (транспортировка газа), который завершил ввод в эксплуатацию магистрали на всем её протяжении.
На проектный уровень газодобычи в 27,2 млрд куб. м месторождение должно выйти в 2026 г.
Красноярский центр газодобычи будет базироваться на освоении нефтегазоконденсатных месторождений Собинское, Пайгинское и Юрубчено-Тххомское, в перспективе могут быть вовлечены в эксплуатацию нефтегазоконденсатные Оморинское и Куюмбинское, газовое Агалеевское и другие месторождения района.
Добыча на Юрубчено-Тххомском месторождении в 2023 г. составила 2,2 млрд куб. м.
В 2023 г. на Северо-Русском газоконденсатном месторождении компании ПАО «НОВАТЭК» добыто 7,4 млрд куб. м газа и 0,5 млн т конденсата.
Северо-Русское месторождение является первым из группы месторождений Северо-Русского блока, включающего также Дороговское, Восточно-Тазовское и Харбейское нефтегазоконденсатные месторождения.
В 2023 г. на Харбейском месторождении добыто 3,6 млрд куб. м. и 0,3 млн т газового конденсата.
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.
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 создает 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 (Распоряжение Правительства Российской Федерации от 09.06.2020 № 1523-р (в редакции от 21.10.2024) «Об утверждении Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года»).
Россия обладает крупнейшей в мире сырьевой базой природного газа, располагая 22,4% мировых запасов, что обеспечивает стабильность развития газовой промышленности и сохранение достигнутых лидерских позиций.
По объёму его добычи страна занимает II место в мире (14,6% мирового показателя).
При этом извлечённые объёмы полностью компенсируются полученными приростами запасов за счёт выполненных геологоразведочных работ.