Добыча
Добыча природного газа (свободный газ + газ газовых шапок (ГШ) + растворённый в нефти газ) в России за 2023 г. сократилась по сравнению с предыдущим годом на 5,5%, опустившись до минимальных значений за последние 6 лет. В последние годы основная добыча велась как в традиционных центрах — на старых месторождениях Надым-Пур-Тазовского района (НПТР) Западной Сибири, в Оренбургской и Астраханской областях, так и за счёт освоения новых крупнейших месторождений полуострова Ямал, Республики Саха (Якутия), севера Красноярского края, шельфов Баренцева, Карского и Охотского морей.
В 2023 г. добыча природного газа составила 642 млрд куб. м, в т. ч. свободного газа и газа ГШ — 595,8 млрд куб. м (-6% относительно 2022 г.), растворённого — 46,3 млрд куб. м (+0,3%). Уральский ФО занимает лидирующие позиции в стране по добыче свободного газа (включая газ ГШ). В 2023 г. в округе добыто 77,9% от российской газодобычи, из которых 98% обеспечил ЯНАО.
Надым-Пур-Тазовский район (НПТР) в ЯНАО является лидером по объёму запасов и именно здесь расположены уникальные нефтегазоконденсатные месторождения, в числе которых самые продуктивные в стране: Уренгойское, Бованенковское, Ямбургское, Тамбейское, Харасавэйское, Заполярное, Харампурское, Салмановское (Утреннее), Южно-Тамбейское, Южно-Русское. Свободный газ в НПТР содержится в восьми НГК юрских и меловых отложений, каждый из которых имеет свой химический состав газа.
Сеноманский НГК является основным по объёмам добычи. Его залежи уникальны по запасам и содержат сухой энергетический газ, который легко извлекается и не требует переработки. В 2023 г. из четырёх базовых месторождений НПТР (Заполярное, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) добыто 35% свободного газа в стране. Однако продуктивность основных сеноманских залежей этих месторождений снижается. Выработанность их запасов газа категорий А+В, значительна: для Заполярного она составляет 67,2%, Медвежьего — 94,2%, Уренгойского — 66,8%, Ямбургского — 72,1%. В связи с этим возрастает доля низконапорных и трудноизвлекаемых запасов.
Частично компенсировать снижение газодобычи на уникальных объектах НПТР может отработка трудноизвлекаемых ачимовских, валанжин-готеринских, сеноман-туронских нефтегазовых залежей. В настоящее время в промышленных масштабах она ведётся только из ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
В противовес снижению добычи в НПТР происходит наращивание объёмов добываемого газа на полуостровах Ямал, Гыдан и на шельфе Карского моря, где формируется новый центр газодобычи. В 2023 г. из недр гигантского Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (полуостров Ямал) было извлечено 59 млрд куб. м, а к 2030 г. на полуострове ежегодная добыча может достичь 310–360 млрд куб. м газа. На Гыдане введено в пробную эксплуатацию крупное по запасам газовое Семаковское месторождение (в 2022 г.).
Основной объём свободного газа в ХМАО – Югра добывается из газовых шапок крупных и уникальных нефтегазоконденсатных месторождений — Самотлорского, Ван-Еганского, Лянторского и других, в 2023 г. добыча из которых составила 1,5% российской.
За пределами Западной Сибири основной объём свободного газа добывается из недр всего двух месторождений, расположенных на материке: Оренбургского в Волго-Уральской НГП (11,2 млрд куб. м в 2023 г.) и Левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения в Прикаспийской НГП (10,4 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. Благодаря вводу в эксплуатацию в конце 2021 г. Амурского газоперерабатывающего завода в регионе созданы благоприятные условия для наращивания газодобычи в ближайшие годы.
Остальной газ поступает с мелких месторождений Тимано-Печорской и Причерноморско-Северо-Кавказской провинций. Состав жирного газа в них отличается высоким содержанием конденсата и тяжелых углеводородов.
Добыча свободного газа на российском шельфе обеспечила в 2023 г. 9,3% российской газодобычи — 55,3 млрд куб. м свободного газа. Больше половины (30 млрд куб. м) свободного газа извлечено из месторождений шельфа Охотского моря, в основном добыча велась на двух уникальных нефтегазоконденсатных месторождениях — Лунском и Чайво (26,6 млрд куб. м). Также велика роль уникального Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения Карского моря (14,8 млрд куб. м).
Часть добытого газа закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, что позволяет повысить коэффициенты извлечения как газа, так и нефти. В 2023 г. в недра было закачано 27,7 млрд куб. м газа: 27,4 млрд куб. м свободного и 0,3 млрд куб. м — растворённого.
В 2023 г. объём добычи растворённого газа в России повысился до 46,3 млрд куб. м (+0,3% к уровню 2022 г.). Главную роль в добыче играют месторождения Западно-Сибирской НГП (ХМАО – Югра), где его добывают вместе с нефтью, преимущественно из неокомского НГК. В 2023 г. ХМАО – Югра обеспечил 45,9% добычи российского растворённого газа. Также растворённый газ добывают в значительных количествах в ЯНАО (17%) и Оренбургской области (4,2%). На долю остальных субъектов приходится 32,9% добычи.
Часть добываемого растворённого в нефти газа из-за отсутствия необходимой инфраструктуры сжигается в факелах или используется для местных нужд в составе энергетического газа. По итогам 2023 г. средний по стране коэффициент использования попутного нефтяного газа (ПНГ) уменьшился по сравнению с предыдущим годом на 0,1% и составил 82,4% (при установленной государством норме в 95%). Среди российских компаний наилучших показателей достигли такие нефтяные компании (ВИНК), как ПАО «Сургутнефтегаз» (99,3%), ПАО «Татнефть» (96,6%), ПАО «Лукойл» (97,3%) и ПАО «НК «Русс-Нефть» (96,1%). Использование попутного газа ПАО «НОВАТЭК» в 2023 г. составило 98,2%, операторами СРП — 99%.
Выработанность разведанных запасов природного газа в России по состоянию на начало 2024 г. составила 38,2%, увеличившись за последние 10 лет на 9%. Наиболее выработаны запасы месторождений, расположенных на территории Северо-Кавказского, Приволжского, Уральского и Северо-Западного ФО, наименее — Южного, Сибирского, Дальневосточного ФО и шельфовых зон России.
В России в 2023 г. добычу свободного и растворённого газа вели ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», предприятия, входящие в состав вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) и независимые нефтегазодобывающие компании. Крупнейшим холдингом, в активах которого находятся более половины извлекаемых запасов газа, является Группа «Газпром» (55,9% в 2023 г.). Головной компанией Группы является холдинговая компания ПАО «Газпром».
В 2023 г. добыча природного газа всеми дочерними структурами ПАО «Газпром» составила 359 млрд куб. м (–13,1% к 2022 г.); сокращение было обусловлено сокращением спроса со стороны традиционных зарубежных потребителей российского газа. Структурами холдинга эксплуатируются 151 месторождение УВС, расположенные на территории всех федеральных округов, где выявлены запасы газа, а также на шельфе Азовского и Охотского морей. Основным центром добычи газа остаётся Надым-Пур-Тазовский нефтегазоносный район в ЯНАО. Три его крупнейших месторождения — Заполярное, Уренгойское и Ямбургское — в 2023 г. обеспечили 43,9% добычи природного газа района (157,6 млрд куб. м; 25,3% российской); с опережением сроков начата эксплуатация валанжинских залежей крупного месторождения Песцовое.
Основная добыча другого крупного центра на полуострове Ямал обеспечивается за счёт эксплуатации уникального Бованенковского месторождения (9,9% российской добычи). Холдинг активно реализует масштабные проекты по освоению газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, объектов арктического шельфа. В 2023 г. на 17% выросла добыча на базовом для Якутского центра газодобычи Чаяндинском месторождении (до 19 млрд куб. м), в Иркутском центре газодобычи на Ковыктинском месторождении за 2023 г. добыто 5,8 млрд куб. м газа. Месторождения являются ресурсной базой для магистрального газопровода «Сила Сибири»; добываемое сырьё поступает российским потребителям в восточных регионах страны и на экспорт в страны Юго-Восточной Азии. Доля попутного нефтяного газа в структуре общей добычи холдинга составляет 3–4% ежегодно и обеспечивается преимущественно предприятиями ПАО «Газпром нефть».
Крупнейшей независимой компанией и второй по объёмам производства газа в стране, основную часть которого составляет свободный газ, остаётся ПАО «НОВАТЭК». В 2023 г. доля компании в общей добыче производителей составила 12,4%. В 2023 г. компания разрабатывала 27 месторождений УВС, основные объекты находятся в ЯНАО, при этом части эксплуатируемых крупного Юрхаровского нефтегазоконденсатного и уникального Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождений расположены в пределах шельфа Карского моря. Суммарная добыча природного газа с учётом доли в добыче совместных предприятий в 2023 г. составила 82,4 млрд куб. м, на 2,4% выше уровня 2022 г. Основным фактором, оказавшим положительное влияние на рост добычи, стала разработка газоконденсатных залежей на месторождениях Ево-Яхинского блока.
Крупнейшими среди нефтяных компаний, разрабатывающих газовые и газоконденсатные месторождения, являются ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «НК «ЛУКОЙЛ». ПАО «НК «Роснефть» ведёт добычу газа в большинстве федеральных округов России и на шельфе Охотского моря. Две трети объёмов газодобычи холдинга обеспечивают месторождения Западной Сибири, кроме того, ведётся разработка месторождений в Восточной Сибири, в европейской части страны и на Дальнем Востоке. В 2023 г. добыча компании достигла нового исторического максимума в 65,5 млрд куб. м (+21% к 2022 г.), из них ПНГ — 25,5 млрд куб. м.
Основной прирост был обеспечен активами АО «Роспан Интернешнл» — добыча на месторождениях ЯНАО увеличилась на 3 млрд куб. м (+17,4% к 2022 г.). Существенный рост газодобычи показали дочерняя компания ООО «Харампурнефтегаз» на Северо-Харампурском месторождении (+7,2 млрд куб. м, в 2,5 раза больше 2022 г.) и АО «РН-Шельф Дальний Восток» на шельфовых объектах Охотского моря (+1,8 млрд куб. м, в 2 раза больше 2022 г.). Добыча природного газа компанией ПАО «НК «ЛУКОЙЛ» в России в 2023 г. составила 18,1 млрд куб. м (+2,3% к 2022 г.).
Почти две трети всей добычи обеспечивает ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», разрабатывающее в пределах Большехетской впадины Западной Сибири (ЯНАО) два крупных по запасам газа месторождения: газоконденсатное Находкинское и нефтегазоконденсатное Пяжяхинское, добыча газа по ним составила 6 млрд куб. м, ведётся опытно-промышленная разработка других месторождений района (Южно-Мессояхского, им. В.С. Черномырдина, Салематского). Вторым по величине добычи природного газа предприятием компании является ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», оператор по освоению месторождений Северного Каспия, разрабатывающий на шельфе Каспийского моря 2 нефтегазоконденсатных месторождения — им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского. В 2023 г. добыча на них составила 3,1 млрд куб. м.
ПАО «Сургутнефтегаз» ведет добычу природного газа на 15 нефтегазовых 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 2023 г. добыча природного газа сократилась до 7 млрд куб. м (~15% к 2022 г.), что было обусловлено снижением спроса на попутный газ для выработки электроэнергии на Сургутской ГРЭС.
На месторождениях шельфа Охотского моря ведётся добыча природного газа на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) с зарубежными инвесторами в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также на Харьягинском нефтяном месторождении Ненецкого АО. Суммарная добыча на трёх проектах увеличилась до 26,6 млрд куб. м (+8,9% к 2022 г.). Увеличение добычи попутного газа по проекту «Сахалин-1» на 3,7 млрд куб. м (+62,7% к 2022 г.) связано с ростом нефтедобычи на нём. Добытый газ использовался преимущественно для закачки в пласт в целях повышения нефтеотдачи (рост в 2 раза). Добыча газа по проекту «Сахалин-2» снизилась в 2023 г. на 1,6 млрд куб. м (~8,6% к 2022 г.) в связи с плановым ремонтом на заводе по производству СПГ, куда поставляется газ. На Харьягинском СРП осуществляется добыча растворённого газа в незначительных объёмах.
В настоящее время продолжается проработка подходов к стимулированию разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов (ТРИЗ) на территории России. В эту категорию включены залежи газа, относимые к туронским продуктивным отложениям, продуктивным отложениям березовской свиты, а также предлагаются к включению залежи свободного газа и газа газовых шапок в ачимовских продуктивных отложениях с показателем открытой пористости менее 0,15 д. ед. По состоянию на 01.01.2024 к разрабатываемым месторождениям трудноизвлекаемых запасов газа можно отнести: Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское (высокая степень выработанности сеноманского газа); Харампурское, Тэрельское, Южно-Русское месторождения (туронские отложения) и Медвежье (берёзовская свита). По разным оценкам, активная добыча трудноизвлекаемого газа потребуется в 2030–2035 гг.
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 тяжёлых углеводородов — этан-пропан-бутановые фракции, являющиеся ценнейшим сырьём для нефтехимической промышленности. Он также содержит серу, гелий и другие 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.
В 2023 г. на переработку и компримирование поставлено 12,6% добытого в стране газа (10,4% в 2022 г.) — в физическом выражении показатель составил 80,2 млрд куб. м (+14,8% к 2022 г.). Уменьшился объём переработки попутного нефтяного газа до 35,9 млрд куб. м (−0,03%), объём переработки свободного газа увеличился до 44,3 млрд куб. м (+30,4%). Такое увеличение обусловлено увеличением производства газа для дальнейшей транспортировки по газопроводу «Сила Сибири». Удельный вес ПНГ в переработке составил 44,7%, природного — 55,3%.
Всего в 2023 г. в стране произведено 60,7 млрд куб. м сухого и компримированного газа (+14,5% к 2022 г.), 6,7 млн т широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) (+3,8% к 2022 г.), 0,7 млн т этана (+0,9% к 2022 г.), 7,8 млн куб. м гелия (+110,5% к 2022 г.).
Около половины объёма переработки российского газа обеспечивает холдинг ПАО «Газпром» на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) Сосногорский, Оренбургский, Астраханский и Востокгазпром, на заводе «Мономер» ООО «Газпром нефтехим Салават» и Оренбургском гелиевом заводе, а также Южно-Приобском ГПЗ (совместное предприятие Группы «Газпром» и ПАО «СИБУР Холдинг»). В 2023 г. предприятиями было переработано 88,1% всего свободного газа, поступившего на переработку в России (89,7% в 2022 г.).
Лидером по переработке газа, растворённого в нефти, является ПАО «СИБУР Холдинг», владеющий восемью ГПЗ, расположенными в основном в ХМАО – Югра и ЯНАО. В 2023 г. на предприятия компании было направлено 57,6% всего ПНГ, порядка 21 млрд куб. м. (57,3% в 2022 г.).
В меньших объёмах переработку растворённого в нефти газа осуществляют нефтегазовые холдинги ПАО «Лукойл», ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Роснефть».
ПАО «Роснефть» перерабатывает газ на заводах, расположенных в Самарской области (АО «Отрадненский ГПЗ» и АО «Нефтегорский ГПЗ»), в Оренбургской области (ООО «РН-Бузулукское ГПП») и в Республике Башкортостан (ООО «Шкаповское ГПП»).
ПАО «Лукойл» осуществляет переработку добываемого газа на пяти предприятиях: ГПЗ в Западной Сибири и Тимано-Печоре, а также на Пермском и Волгоградском НПЗ и площадке нефтехимического комплекса Ставропен в Ставропольском крае. Объём переработки в 2023 г. составил 4,1 млрд куб. м. (+14,7% к 2022 г.). Производство товарного газа в 2023 г. составило 2,3 млрд куб. м.
ПАО «Сургутнефтегаз» осуществляет переработку газа на газоперерабатывающем комплексе ПАО «Сургутнефтегаз»: в 2023 г. на него направлено 3,5 млрд куб. м. газа, из которых произведено 3,3 млрд куб. м. сухого отбеизиненного газа.
Крупнейшим проектом в газоперерабатывающей промышленности остаётся строительство Амурского ГПЗ ПАО «Газпром». По проектной годовой мощности (42 млрд куб. м) он войдёт в число крупнейших заводов мира, по объёму производства гелия (до 60 млн куб. м) станет лидером. Кроме того, на предприятии планируется производство этана (2,4 млн т/год), пропана (1 млн т/год) и бутана (0,5 млн т/год), а также пентан-гексановой фракции (0,2 млн т/год) и 1,5 млн т сжиженного углеводородного газа (СУГ). В 2023 г. запущены в работу первая и вторая технологические линии из шести, а также первая из трёх гелиевых установок. Запуск остальных четырёх линий планируется синхронизировать с поставками по газопроводу «Сила Сибири». Выход на полную проектную мощность запланирован на 2025 г.
Часть добытого природного газа отправляют на заводы по производству СПГ для последующей доставки потребителям танкерами. В 2023 г. объём газа, направленного на сжижение, составил 45,9 млрд куб. м, меньше уровня прошлого года на 1 млрд куб. м (7,2% российской газодобычи), производство СПГ составило 32,8 млн т (-1,2% к 2022 г.). В России действует 6 заводов по сжижению природного газа: крупнотоннажные «Сахалин-2» в Сахалинской области (оператор ООО «Сахалинская Энергия», проектная мощность 9,6 млн т СПГ в год) и «Ямал СПГ» в ЯНАО (ПАО «НОВАТЭК», 17,4 млн т СПГ); среднетоннажный «Криогаз-Высоцк» в Ленинградской области (ПАО «НОВАТЭК», 0,7 млн т СПГ) и Газпром СПГ Портовая (Группа «Газпром», 1,5 млн т СПГ), малотоннажный комплекс по сжижению природного газа в г. Магнитогорск (ПАО «НОВАТЭК», 45 тыс. т СПГ).
Правительство Российской Федерации 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 достичь 140 млн т в год. Ряд проектов уже находится на стадии строительства, другие — на стадии проектирования.
С 2021 г. ПАО «Газпром» совместно с АО «РусГазДобыча» ведёт 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 этанеодержащего природного газа с месторождений ПАО «Газпром» в Надым-Пур-Тазовском районе, доставляемого по выделенным газопроводам. Производство СПГ составит около 13 млн т/год, товарной продукцией переработки также будут сухой отбеизиненный газ, СУГ, этановая и пентан-гексановая фракции. Запуск первой очереди газоперерабатывающего комплекса в Усть-Луге планируется в 2026 г., второй очереди – в 2027 г. Согласно предварительным планам, старт первой очереди СПГ-завода запланирован в 2027 г., второй очереди — в 2028 г.
В 2023 г. завершено строительство первой технологической линии «Арктик СПГ 2» на Гыданском полуострове (ЯНАО) годовой мощностью 19,8 млн т СПГ. Строительство завода ведет компания ПАО «НОВАТЭК», основным источником газа станет уникальное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Утреннее. Ввод в эксплуатацию намечен на 2026 г.
На прединвестиционной стадии находится строительство ещё двух среднетоннажных заводов СПГ ПАО «Газпром»: в районе г. Владивосток мощностью 1,5 млн т/год с потенциальным рынком сбыта в страны Азиатско-Тихоокеанского региона и на Черноморском побережье мощностью 0,5–1,5 млн т, поставки с которого планируется осуществлять предприятиям Южного и Северо-Кавказского ФО, а также странам региона Чёрного и Средиземного морей. Планируется ввести их в эксплуатацию к 2027 г.
Кроме того, холдинг ведёт работу по созданию малотоннажных СПГ-производств, в т. ч. с целью автономной газификации населённых пунктов, расположенных на значительном удалении от магистральных газопроводов. Такая установка успешно действует в Пермском крае с 2014 г., в 2023 г. были запущены СПГ-комплексы в Амурской, Волгоградской, Тверской, Тюменской, Томской областях; в Сахалинской области и Краснодарском крае они находятся на стадии строительства.
Транспортировка газа
Транспортировка российского газа до отечественных и зарубежных потребителей осуществляется по магистральным трубопроводам, объединённым в Единую систему газоснабжения (ЕСТ) России. Владельцем газотранспортной системы (ГТС) на территории страны является ПАО «Газпром». По состоянию на конец 2023 г. протяжённость магистральной составляющей газотранспортной системы на территории России достигла 180,6 тыс. км. Основная часть ГТС расположена в европейской части России и Западной Сибири. Газоснабжение и газификация восточной части России развивается активными темпами — в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России уже действуют магистральные газопроводы: «Сила Сибири», «Сахалин — Хабаровск — Владивосток», «Соболево — Петропавловск-Камчатский».
Магистральный газопровод «Сила Сибири» эксплуатируется по всей протяжённости с конца 2022 г. По нему газ с Коньктинского месторождения в Иркутской области и Чаяндинского в Республике Саха (Якутия) поступает российским потребителям Дальнего Востока и за рубеж. Выход газопровода на проектную производительность запланирован на 2025 г., к этому году его мощность достигнет 38 млрд куб. м.
Внутреннее потребление
В топливно-энергетическом балансе России доля природного газа преобладает и достигает двух третей. В 2023 г. потребление газа в стране увеличилось до 500 млрд куб. м (+2,8% к 2022 г.).
Основными потребителями природного газа в России являются производители электроэнергии и тепла, на их долю приходится 35% от суммарного потребления, население (11%), нефтяная промышленность (10%), коммунально-бытовой сектор (8%), газовая промышленность (5%), агрохимическая промышленность (6%) и металлургия (5%). Остальные 20% приходятся на другие отрасли промышленности. Особенностью 2023 г. стал рост помимо традиционных направлений использования газа, менее традиционного для России — в виде моторного топлива до 2,2 млрд куб. м (+29,4% к 2022 г.).
Неравномерный спрос на газ со стороны потребителей нивелируют подземные хранилища газа (ПХГ), обеспечивающие надёжность его поставок в моменты пиковых нагрузок. На территории России расположены 23 ПХГ, которые принадлежат ПАО «Газпром», в 27 геологических структурах (17 — в истощённых газовых месторождениях, 8 — в водоносных структурах, 2 — в отложениях каменной соли). К осенне-зимнему периоду 2023-2024 гг. оперативный резерв газа в российских ПХГ составил 72,8 млрд куб. м, а максимально возможная суточная производительность — 858,8 млн куб. м.