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.