"Газпром нефть" планирует в 2013 году увеличить уровень утилизации ПНГ на 15% по сравнению с 2012 годом, сообщил руководитель дирекции по газу и энергетике компании Антона Гладченко в интервью журналу "Нефтегазовая вертикаль".

"Суммарно программу утилизации ПНГ нашей компании можно оценить в $1 млрд. Причем, в нее вошли только те проекты, которые реализуются или планируются на разрабатываемых месторождениях без учета гринфилдов. Половина инвестиций из этой суммы уже освоена, еще 12–15 млрд рублей должно быть инвестировано в ближайшие годы", - отметил он.

По словам А.Гладченко, за последние три года уровень утилизации ПНГ "Газпром нефтью" растет в среднем на 5% в год. Резкое увеличение утилизации ПНГ в 2013 году произойдет за счет реализации проектов по увеличению мощностей компании.

Так, "Газпром нефть" завершает строительство основных мощностей на Южно-Приобском проекте. Учитывая его и уже реализованную первую фазу Ноябрьского интегрированного проекта (НИП), объем утилизации в годовом исчислении составит около 80%.

"На Южно-Приобской лицензионной территории, где сейчас добывается более 12 млн тонн нефти в год, мы построили систему сбора газа и сейчас совместно с СИБУРом завершаем строительство системы внешнего транспорта - газопровод до ГТС "Юганскнефтегаза" уже проведен, а в 2013 году будет введена в эксплуатацию компрессорная станция (КС)", - заявил А.Гладченко.

Кроме этого, СИБУР поэтапно расширил мощности Вынгапуровского ГПЗ и компания получила возможность увеличить утилизацию на 1 млрд кубометров газа в год. "А в будущем можем нарастить эти объемы", - отметил он.

Компания также выполняет ряд проектов по утилизации ПНГ в Томской области, где у нее находится несколько небольших активов. В декабре 2011 года "Газпром нефть" ввела в эксплуатацию новый газопровод для транспортировки газа с Шингинского месторождения на Лугинецкую КС.

А.Гладченко отметил, что у компании есть несколько проблемных активов. "Ситуация такова, что инвестиции в утилизацию ПНГ на этих месторождениях приводят к общему отрицательному значению экономики проектов", - отметил он.

В качестве примера он привел Урманское месторождение в Томской области, попутный газ на котором сжигается. "Месторождение с падающей добычей нефти находится за сотни километров от инфраструктуры и рынков использования продукции переработки газа, а объема попутного газа недостаточно для того, чтобы можно было хоть как-то обосновать инвестиции в строительство систем сбора, транспорта или закачки этого газа", - сообщил А.Гладченко.

То же касается и второй фазы НИП: в 150–200 км на восток от Вынгапуровской группы находятся несколько небольших месторождений, где добывается очень маленький объем нефти (порядка 1 млн тонн в год). Добыча сопровождается сжиганием газа, поскольку собственные нужды месторождений значительно ниже объемов извлекаемого ПНГ.

"Для компании становится выгоднее остановить добычу нефти, чем утилизировать попутный газ. Но остановка добычи - мера крайняя, поэтому инвестиционное решение по данным месторождениям пока отсутствует. Оно будет принято с учетом результатов программы ГРР, запланированных на данной группе в ближайшие годы", - отметил А.Гладченко.

Он добавил, что сократить капиталоемкость проектов можно и за счет кооперации с другими недропользователями. Положительным примером такого сотрудничества служит реализация первой фазы НИП. Кроме того, А.Гладченко сообщил, что у компании "есть несколько пересечений с ТНК-ВР как в зоне наших текущих активов, так и в зоне новых крупных проектов, таких как Мессояха, и мы стараемся совместно прорабатывать проекты по утилизации газа. Есть потенциал и необходимость договариваться с "Роснефтью".

RUPEC в Telegram