4. О компании

4.1. Компания «Сахалин Энерджи»

В 2018 году компания во второй раз стала лидером Всероссийского конкурса «Производительность труда: Лидеры промышленности России» (производительность труда 139,44 млн руб./чел. в год). По результатам этого конкурса «Сахалин Энерджи» является лидером по производительности труда в Сахалинской области, лидером нефтегазовой отрасли России и входит в тройку победителей четвертый год подряд.

Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» («Сахалин Энерджи» или «компания») образована в 1994 г. с целью разработки Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений в Охотском море на шельфе острова Сахалин.

Работа «Сахалин Энерджи» ведется в соответствии с Соглашением о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин-2», подписанным между компанией и Российской Федерацией, представленной Правительством РФ и администрацией Сахалинской области (в настоящее время — Правительство Сахалинской области).

Акционерами компании через свои дочерние структуры являются ПАО «Газпром» (50% плюс одна акция), англо-голландский концерн Shell (27,5% минус одна акция), японские группы Mitsui (12,5% акций) и Mitsubishi (10% акций).

В рамках освоения месторождений компания построила масштабную инфраструктуру добычи, транспортировки, переработки и последующей реализации углеводородов. В инфраструктуру входят три стационарные морские платформы, морская и наземная трубопроводные системы, объединенный береговой технологический комплекс, две насосно-компрессорные станции, терминал отгрузки нефти с выносным причальным устройством, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) с причалом отгрузки СПГ, узлы отбора и учета газа. Это один из самых технически сложных проектов, осуществленных за последние десятилетия в мировой нефтегазовой индустрии.

4.2. Основные результаты деятельности компании в 2018 году

В июле 2018 г. «Сахалин Энерджи» отгрузила 600-ю стандартную партию нефти с начала круглогодичных поставок.

В августе 2018 г. «Сахалин Энерджи» отгрузила 1500-ю стандартную партию СПГ с момента запуска первого в России завода по производству СПГ.

Ежегодно Shell выбирает лучшие буровые установки в мировой лиге бурения концерна. В 2018 году три буровые установки компании «Сахалин Энерджи» участвовали в конкурсе в числе 84 буровых Shell по всему миру по таким показателям, как ОТОС, производственные достижения и компетенции персонала. Все три буровые установки платформ компании вошли в пятерку лучших среди компаний — участников рейтинга.

Второй год подряд буровая установка платформы «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б) заняла первое место в номинации «Буровая года» в этом рейтинге.

По показателям ОТОС платформы компании заняли весь пьедестал почета среди морских буровых платформ Shell. На первом месте — платформа «Пильтун-Астохская-А» («Моликпак»/ПА-А), на втором — «Лунская-А» (ЛУН-А), на третьем –«Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б).

4.2.1. Объекты

В феврале 2018 г. исполнилось девять лет с момента запуска первого в России завода по производству СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Деятельность «Сахалин Энерджи» способствовала выходу России на перспективный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона в качестве одного из ключевых игроков. Запуск завода по производству сжиженного природного газа обеспечил около 4% мировых поставок СПГ.

Семнадцатого октября 2018 г. платформы компании «Сахалин Энерджи» достигли важного показателя: два года без регистрируемых травм (этот показатель включает случаи с потерей рабочего времени, случаи с ограничением трудоспособности и случаи с оказанием медицинской помощи). Это очень важное достижение с учетом особой сложности и опасности работ на морских производственных объектах.

Роль цифровизации в получении актуальных данных о состоянии производства

В 2018 году компания провела значительное обновление системы MobilePi, впервые внедренной в проекте «Сахалин-2» в 2016 году. Эта система обеспечивает доступ в режиме реального времени к технологическим параметрам каждого объекта и предоставляет актуальные данные о состоянии производства в целом. Полная картина состояния скважин и компонентов технологической цепочки исключает искажение информации и позволяет специалистам оперативно принимать взвешенные решения в случае неполадок.

4.2.1.1. Платформа «Пильтун-Астохская-А» («Моликпак»/ПА-А)

В июле 2018 г. исполнилось 19 лет с начала добычи нефти с платформы «Моликпак».

Первые девять лет, с 1999 г., добыча велась только в безледовый период. В 2008 г. началась круглогодичная добыча углеводородов.

По состоянию на конец 2018 г. фонд скважин платформы «Моликпак» включал 16 нефтедобывающих, семь водонагнетательных и одну поглощающую скважины для обратной закачки буровых отходов в пласт. Среднесуточная добыча на платформе в 2018 г. составила 6,50 тыс. т (47,88 тыс. барр.) нефти и 0,78 млн м³ попутного газа.

С начала разработки месторождения платформа ПА-А добыла более 38 млн т (более 281 млн барр.) нефти.

На платформе «Моликпак» успешно введен в эксплуатацию новый кран. Впервые в практике российской нефтегазовой промышленности на действующей платформе осуществлена уникальная операция замены палубного грузоподъемного крана с помощью специально возведенного временного строительного крана.

В 2018 г. на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения в целях увеличения эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) осуществлена зарезка бокового ствола в водонагнетательной скважине и пробурена дополнительная водонагнетательная скважина.

В 2018 г. компания продолжала переводить скважины на газлифтный метод эксплуатации* для повышения уровня извлечения нефти, строить и вводить новые скважины в эксплуатацию, контролировать разработку месторождения, надежную эксплуатацию фонда скважин, качество нагнетаемой жидкости для ППД и работу системы закачки бурового шлама. (*После прекращения фонтанирования вследствие нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из них является газлифтный способ. Газлифт — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее насосно-компрессорных труб, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха)).

На платформе осуществляется непрерывный контроль за составом и обводненностью продукции добывающих скважин, за процессом выноса твердых/механических примесей, а также за целостностью скважин.

Компания продолжает внедрять инициативы, направленные на непрерывное совершенствование всех процессов. Руководствуясь принципами рационального недропользования, «Сахалин Энерджи» разрабатывает Пильтун-Астохское месторождение с применением методов повышения коэффициента извлечения нефти (КИН). Соответствующие программы по повышению нефтеотдачи актуализируются в рамках выполнения проектной документации на разработку месторождения с учетом полученного опыта и лучших мировых практик. Основными методами повышения КИН, применяемыми на Пильтун-Астохском месторождении, являются уплотняющее бурение за счет выполнения зарезок боковох стволов (ЗБС) и физико-химические методы, которые предусматривают обработку призабойных зон (ОПЗ) скважин ингибитором солеотложений.

Количественные показатели результативности программы по годам представлены в таблице «Результаты Программы по повышению нефтеотдачи за 2015—2018 годы».

Результаты Программы по повышению нефтеотдачи за 2015-2018 годы

Показатели

Годы

2015

2016

2017

2018

Всего ЗБС с начала разработки, ед.

6

7

8

8

Накопленная добыча нефти от ЗБС, тыс.т

1053

2136

3211

4374

Всего ОПЗ с начала разработки, ед.

0

2

4

9

Накопленная добыча нефти от ОПЗ, тыс.т

0

50

91

162

В 2018 г. проведен оперативный пересчет запасов углеводородов Астохского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения, подготовлен и утвержден в установленном порядке проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Астохского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения (протокол ЦКР Роснедра № 7231 от 13 июля 2018 г.).

4.2.1.2. Платформа «Пильтун-Астохская-Б» (ПА-Б)

По состоянию на конец 2018 г. фонд скважин платформы ПА-Б включал 16 добывающих, восемь водонагнетательных и две поглощающие скважины.

В 2018 г. с платформы в сутки добывалось в среднем 4,39 тыс. т (32,37 тыс. барр.) нефти и 1,33 млн м³ газа. С начала разработки платформа ПА-Б добыла более 16 млн т (более 121 млн барр.) нефти.

В мае платформа ПА-Б отметила знаменательную дату — восемь лет без происшествий, связанных с потерей рабочего времени.

В 2018 г. на Пильтунском участке были пробурены одна нагнетательная и одна добывающая скважины.

Нагнетательная скважина в западном крыле Пильтунского участка закончена как интеллектуальная (совместно-раздельная закачка с избирательным регулированием закачки воды с поверхности с учетом различий свойств пластов, что нацелено на увеличение приемистости).

Добывающая скважина закончена по современной технологии гидроразрыва пласта и гравийной набивки (ГРПГР) для достижения максимально возможного дебита, обеспечения безопасной и длительной эксплуатации.

Помимо работ по строительству новых скважин компания контролировала разработку месторождения и эксплуатацию скважин, качество нагнетаемой жидкости для ППД и работу системы закачки бурового шлама. На платформе осуществляется непрерывный контроль за составом и обводненностью продукции добывающих скважин, за процессом выноса твердых/механических примесей, за целостностью скважин.

В летний сезон 2018 г. на Пильтун-Астохской площади были выполнены работы по четырехмерному сейсмическому мониторингу разработки месторождения. К особенностям работ в 2018 г. можно отнести использование донных принимающих станций, которые позволили распространить исследования на области, прилегающие непосредственно к добывающим платформам (получение данных с этих площадей при сейсморазведке с помощью плавучих принимающих станций (сейсмокос) технически невозможно). Теперь специалисты компании получат дополнительный объем информации для изучения освоенности залежей. Компания добилась еще одного важного результата: впервые в истории российской нефтегазовой отрасли 4D-съемку с помощью буксируемых кос проводила российская компания ПАО «Совкомфлот» с борта отечественного исследовательского судна «Вячеслав Тихонов». Обработку полученных данных тоже выполняли специалисты российской компании — ООО «ПетроТрейс Сервисиз».

По результатам четырехмерного сейсмомониторинга будут составлены рекомендации для дальнейшей оптимизации разработки всех месторождений компании, в частности, могут быть уточнены целевые объекты бурения для новых скважин. В завершение, исходя из анализа полученных данных, будет сделан вывод о целесообразности проведения аналогичных работ в последующие годы.

4.2.1.3. Платформа «Лунская-А» (ЛУН-А)

В 2018 г. платформа ЛУН-А продолжала работу в стабильном режиме, обеспечивая бесперебойную добычу газа из действующих скважин. Среднесуточная добыча газа с платформы составила 47,68 млн м3.
С начала разработки платформа добыла 153 млрд м³ газа.

В соответствии со стратегией поддержания уровня добычи углеводородов и для увеличения охвата залежи разработкой компания наращивает объем бурения скважин со сверхбольшим отходом от вертикали.

В рамках данной стратегии на Лунском месторождении в 2018 г. завершено бурение самой длинной газодобывающей скважины в истории компании — 8,4 км.

За время бурения в 2018 г. был установлен ряд рекордов не только в масштабах компании, но и относительно всех предприятий концерна Shell:

  • длина скважины в четыре раза превышает глубину по вертикали;
  • проходка «трактора» при геофизическом исследовании скважин (цементометрия) внутри колонны 13 3/8” — самая длинная в мире;
  • общая проходка «трактора» — самая длинная в Shell;
  • самая большая длина хвостовика, спущенного в «плавающем» режиме.

При заканчивании применена технология намыва гравийного фильтра в скважине при помощи морского судна, специально оборудованного для такого вида работ.

Помимо бурения и ремонтных работ компания проводила геофизические исследования в открытом стволе скважин, непрерывно контролировала пластовое давление, размещение отходов бурения и попутной воды в подземные горизонты, вела исследования керна и анализ проб пластовой воды.

В летний сезон 2018 г. на Лунском месторождении был проведен повторный 4D-сейсмический мониторинг. К особенностям данных работ в 2018 г. можно отнести использование донных принимающих станций по всей площади месторождения, что позволило проводить исследования в непосредственно прилегающих к платформе областях. Дополнительный объем информации, который получат специалисты компании, будет использован для изучения как эффективности выработки запасов, так и геологического строения центральной части месторождения.

По результатам четырехмерного сейсмомониторинга будут подготовлены рекомендации для оптимизации разработки Лунского месторождения. Кроме того будет оценена целесообразность проведения сейсморазведочных работ в будущем.

По результатам доразведки VI тектонического блока были подготовлены и утверждены в установленном порядке оперативный пересчет запасов и проектный документ «Дополнение к технологической схеме разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7230 от 13 июля 2018 г.).

4.2.1.4. Объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК)

Основное назначение объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) — первичная обработка газа и конденсата, полученных на Лунском месторождении, до передачи их по трубопроводу на терминал отгрузки нефти и завод по производству СПГ. Через ОБТК проходят также нефть и попутный газ, добытые на морских платформах Пильтун-Астохского месторождения.

В 2018 г. производительность ОБТК составила 48 млн м3 газа и 15 тыс. т (114 тыс. барр.) нефти/конденсата в сутки.

В ноябре 2018 года ОБТК «Сахалин Энерджи» прошел аттестацию на проактивный уровень (Proactive) по элементу 10 (Blade 10) Руководства по производственной эффективности (OE) — подготовка, планирование и выполнение технического обслуживания (WPSE) — с оценкой 86%, а также был аттестован на расчетный уровень (Calculative) по элементу 12 Руководства по производственной эффективности — КЭБ и стандарты эффективности (IA) — с оценкой 73%. Тем самым ОБТК смог не только удержать высокие показатели в области MIE по сравнению с достигнутыми в сентябре 2014 г. результатами (проактивный уровень по элементу 10 с оценкой 80% и расчетный уровень по элементу 12 с оценкой 65%), но и улучшить их в пределах этих уровней.

4.2.1.5. Транссахалинская трубопроводная система, НКС и узлы учета и отбора газа

В состав транссахалинской трубопроводной системы входят морские трубопроводы общей протяженностью примерно 280 км, наземные трубопроводы для многофазной перекачки, нефте- и газопроводы общей протяженностью около 1 600 км, 104 узла запорной арматуры, пять аварийно-восстановительных пунктов, насосно-компрессорная станция (НКС-2) и два узла отбора и учета газа (северный и южный).

Основная задача «Сахалин Энерджи» и ООО «Газпром трансгаз Томск» (подрядная организация по техническому обслуживанию транссахалинской трубопроводной системы) заключается в обеспечении бесперебойной и безопасной транспортировки углеводородов на производственный комплекс «Пригородное».

В «Сахалин Энерджи» действует утвержденный сценарий мер в области ОТОС для трубопроводной системы, в котором описаны все потенциальные угрозы целостности объектов. Среди них внутренняя и поверхностная коррозия, избыточное давление в трубе, землетрясения, оползни, эрозия почв, пропахивание морского дна льдинами, размывы берегов, передвижение морских судов, незаконные врезки, неумышленное и умышленное нанесение ущерба.

В целях предупреждения и устранения потенциальных угроз применяются следующие меры:

  • для борьбы с поверхностной коррозией на трубопроводах установлена катодная защита;
  • для мониторинга внутренней коррозии специалисты компании проводят внутреннюю диагностику трубопроводов с помощью диагностических внутритрубных снарядов, способных выявлять такую коррозию;
  • из морских и наземных нефтепроводов регулярно удаляются вода и отложения с помощью устройств внутритрубной очистки;
  • для обеспечения оперативного реагирования в случае землетрясения «Сахалин Энерджи» использует собственную систему сейсмического контроля, элементы которой расположены на протяжении всей трассы трубопровода, и систему USGS (United States Geological Services);
  • в местах пересечения тектонических разломов ведутся ежегодные наблюдения для определения подвижек и смещений;
  • перед сезонным снижением температуры воздуха проводится проверка на наличие воды в траншеях, в которые уложены трубы на переходах через сейсморазломы, чтобы не допустить смерзания и ограничения подвижности трубы;
  • регулярно выполняются облеты трассы трубопровода на вертолетах; проводится полевой мониторинг всех участков трубопровода, проложенных в особых условиях, включая переходы через реки и разломы, заболоченные участки, участки разжижения грунта, пересечения автомобильных и железных дорог и т. д.; ежегодно проводится обход всей трассы трубопровода;
  • используются космические технологии для контроля состояния растительного покрова в полосе землеотвода.

Согласно статистике, более 70% происшествий на трубопроводах по всему миру связаны с непредумышленными действиями людей. «Сахалин Энерджи» систематически информирует жителей о правилах поведения в районах расположения трубопроводной системы. Местные органы власти, подрядчики и землепользователи регулярно информируются об ограничениях землепользования в пределах полосы землеотвода и о контактных адресах и телефонах для связи с компанией. Кроме того, вдоль полосы землеотвода размещены знаки с указанием номера телефона для бесплатных звонков в случае возникновения вопросов или обеспокоенности.

«Сахалин Энерджи» продолжает принимать газовый конденсат с установки комплексной подготовки газа проекта «Сахалин-3» (Киринское месторождение) в нефтепроводную систему компании в соответствии с соглашением с ООО «Газпром экспорт». Этот газовый конденсат вместе с нефтью, добытой компанией, транспортируется к терминалу отгрузки нефти (ТОН).

Цифровые технологии, внедренные в компании, помогают снижать негативное влияние на окружающую среду и повышать уровень безопасности работ.

В 2018 году компания продолжала активно использовать беспилотные летательные аппараты для мониторинга состояния трубопроводов и объектов компании. Съемка высокого разрешения позволяет работать в труднодоступных местах и выявлять оползни или несанкционированные работы в зоне землеотвода трубопровода, определять состояние зданий и сооружений, что помогает минимизировать общее влияние производства на окружающую среду. Использование дронов не только экономит время и средства, но и помогает работникам избегать риска при работе на высоте или вдали от населенных пунктов. В 2020 г. компания планирует провести тестовое испытание лидаров (технология обработки информации с помощью активных оптических систем), которые могут обнаруживать утечки углеводородов.

В рамках проекта «Сахалин-2» 100% трубопроводов эксплуатируются менее 11 лет (по состоянию на конец 2018 г.), что не превышает установленный проектом нормативный срок службы. С целью подтверждения срока нормативной эксплуатации трубопроводной системы компания периодически производит внутритрубную диагностику с последующим анализом результатов и разработкой плана профилактических мероприятий. Кроме этого, на протяжении всех наземных трубопроводов установлена система электрохимзащиты, которая является важным элементом защиты от коррозии. Компания на регулярной основе проводит техническое обслуживание и контроль параметров этой системы. 

4.2.1.6. Производственный комплекс «Пригородное»

К объектам производственного комплекса «Пригородное», который находится на юге Сахалина, на берегу практически незамерзающего залива Анива, относятся завод по производству СПГ с причалом отгрузки и терминал отгрузки нефти (ТОН) с выносным причальным устройством (ВПУ), расположенным в море примерно в 5 км от берега. Завод, занимающий площадь 236 га, включает в себя две технологические линии c проектной производительностью 4,8 млн т СПГ в год каждая. В результате реализации программы повышения производственной эффективности и надежности производительность завода в последние годы значительно выросла.

В 2018 г. на ПК «Пригородное» не зарегистрировано ни одной травмы и ни одного происшествия в сфере технологической безопасности уровня 1 и 2. Программа «Цель ноль», внедренная на объекте в 2017 г., позволила повысить уровень культуры безопасности и поведения персонала и получила положительные отзывы сотрудников компании и подрядчиков. В 2018 г. программа «Цель ноль» на заводе по производству СПГ вошла в новый этап: в целях повышения эффективности мероприятий по повышению культуры безопасности на объекте был принят принцип заботы обо всех сотрудниках, благодаря чему достигнуты высокие показатели в области личной безопасности.

В сфере технологической безопасности завод СПГ приступил к реализации программы снижения риска нарушений целостности первичной защитной оболочки (НЦПЗО). В рамках этой программы анализируются возможность возникновения происшествий и данные о происшествиях без последствий в целях обнаружения неисправных деталей/механизмов и изучения причинно-следственных связей, что позволит сократить число утечек. Система управления качеством, охраной труда и окружающей среды на производственном комплексе «Пригородное» соответствует международным стандартам ISO 9001, 14001 и OHSAS 18001.

Наряду с высоким уровнем безопасности завод по производству СПГ в 2018 г. продемонстрировал блестящие производственные показатели. Результаты независимого сравнительного анализа, ежегодно проводимого компанией PTAI (Phillip Townsend Associates), подтверждают, что объект сохраняет за собой лидирующие позиции с точки зрения охраны окружающей среды, надежности и удельных эксплуатационных затрат. Завод демонстрирует высочайшую надежность производства: в 2018 г. на второй технологической линии СПГ этот показатель достиг рекордного уровня в 99,1%, а на первой линии — 93,7% — несколько снизился в результате поломки осевого компрессора K-1420 в августе 2018 года. Инцидент продемонстрировал полную готовность объекта к внештатным ситуациям. На устранение поломки компрессора потребовался 21 день, после чего состоялся бесперебойный запуск линии без единой утечки. Ремонт компрессора K-1420 стал одним из примеров максимально успешных восстановительных работ в отрасли производства СПГ.

В июне 2018 г. на заводе по производству СПГ в ходе планового останова интегрированной газовой цепочки были успешно проведены работы по техобслуживанию и планово-профилактическому ремонту. В период проведения ТО не было зарегистрировано ни одной травмы и ни одного серьезного происшествия. Планово-профилактический ремонт был выполнен в рамках выделенного бюджета и в соответствии с графиком. Главным итогом этой масштабной работы стало обновление системы защиты КИП (ProSafe) по Программе замены устаревшего оборудования.

В рамках Программы непрерывного совершенствования в 2018 г. на объекте были реализованы мероприятия, направленные на увеличение объемов производства СПГ. Благодаря данным мероприятиям, не потребовавшим больших капитальных затрат, в 2018 г. было дополнительно поставлено 0,6 партии СПГ.

На объекте реализован ряд инициатив в сфере устойчивого развития и повышения эффективности. Активно развивалась программа непрерывного совершенствования, внедренная на объекте в 2017 г.: годовая экономия эксплуатационных затрат в 2018 г. превысила 5% благодаря применению инструментов и методик непрерывного совершенствования в различных подразделениях завода. Ключевым фактором, способствующим развитию программы на объекте, стало участие в ее работе всего персонала — каждый сотрудник может внести предложение, и руководство обязательно его рассматривает.

Для перехода на качественно новый уровень реализации программы непрерывного совершенствования компания определила для объекта критически значимые задачи, ключевые средства и приоритеты в целях и показателях. Критически значимые задачи были реализованы в ходе таких процессов, как независимый сравнительный анализ, мероприятия внутреннего контроля (аудиты, анализ экономической и технической осуществимости проекта), которые позволили проанализировать недостатки и возможности для улучшения. Критически значимые задачи являются элементом ежегодного процесса повышения эффективности объекта, позволяющего заводу по производству СПГ сохранять лидерские позиции.

Завод по производству СПГ стал лучшим комплексным газовым объектом в рейтинге Shell за 2018 год.

С начала эксплуатации в 2009 году завод произвел более 229 млн м³ (103 млн т) сжиженного природного газа.

4.2.2. Проекты развития

4.2.2.1. Проект дожимной компрессорной станции (ДКС) ОБТК

Дожимная компрессорная станция ОБТК призвана обеспечить поддержание запланированных уровней добычи при падении устьевого давления в скважинах, пробуренных на Лунском месторождении.

Подрядчиком по проектированию, поставке оборудования, материалов и строительству ДКС ОБТК является компания Petrofac Facilities Management Limited.

В 2018 г. ООО «Заполярпромгражданстрой» завершило работы по подготовке площадки строительства ДКС ОБТК.

Завершилось изготовление оборудования для ДКС, включая три газоперекачивающих агрегата и технологические сосуды. Работы выполнили российские и зарубежные поставщики. Доставка оборудования на стройплощадку состоится в 2019 г. и будет организована на временном причальном сооружении.

В 2018 г. ООО «Стройгазконсалтинг» приступило к производству основных строительных работ. Завершение строительства запланировано на конец 2021 года.

4.2.2.2. Проект разработки Южно-Пильтунского участка

С учетом последних данных о геологическом строении и свойствах продуктивных пластов Пильтун-Астохского месторождения, полученных по результатам доразведки и разработки месторождения, «Сахалин Энерджи» подготовила в 2018 г. подсчет запасов и интегрированную технологическую схему разработки Пильтун-Астохского месторождения, в которую включены проектные решения по освоению неразрабатываемых в настоящее время пластов, в т. ч. запасов Южно-Пильтунского участка. Результаты этих работ представлены на рассмотрение ФБУ «ГКЗ» Роснедра в конце 2018 г., экспертизу и защиту работ планируется завершить в третьем квартале 2019 года.

4.2.2.3. Проект строительства третьей технологической линии завода по производству СПГ

В 2017 г. «Сахалин Энерджи» завершила разработку проектной документации для реализации проекта строительства третьей технологической линии завода по производству СПГ в рамках проекта «Сахалин-2».

Разработку проектной документации вели компания Shell Global Solutions International и российский проектный институт АО «Гипрогазцентр» с участием других компаний, в т. ч. сахалинских. Несколько компаний Сахалинской области выполняли инженерные и фоновые изыскания.

Проектная документация была представлена на государственную экспертизу в ФАУ «Главгосэкспертиза России» и получила положительное заключение в 2018 году. Расширение завода по производству СПГ является оптимальным и экономически обоснованным способом увеличения объема российского СПГ на мировом рынке.

4.2.3. Добыча и отгрузка углеводородов

4.2.3.1. СПГ

СПГ — жидкость без цвета и запаха, обладающая плотностью в два раза ниже плотности воды, состоящая примерно на 90% из метана (СН4) — самого простого природного газа, входящего в группу газообразных углеводородов. При охлаждении природного газа до температуры — 160 °С при атмосферном давлении он сжижается с одновременным уменьшением объема в 600 раз, что позволяет обеспечить его накопление, хранение и перевозку специализированным транспортом.

Благодаря регулярной оптимизации работы производственных систем и отладке оборудования компания добивается показателей, которые превышают проектную мощность завода, составляющую 9,6 млн т СПГ в год. В 2018 г. «Сахалин Энерджи» произвела 11,41 млн т СПГ.

В 2018 г. транспортировка СПГ осуществлялась специализированными судами покупателей и танкерами-газовозами серии «Гранд» (Grand Elena, Grand Aniva и Grand Mereya)), построенными специально для проекта и зафрахтованными компанией на долгосрочной основе у двух российско-японских консорциумов, а также зафрахтованными на краткосрочной основе судами Amur River и Ob River. Таким образом, СПГ-флот компании в 2018 г. составили пять танкеров-газовозов. Кроме того, инфраструктура порта Пригородное позволяет принимать газовозы покупателей и отгружать СПГ на условиях «ФОБ» (FOB, «свободно на борту»).

Увеличение дохода компании от каждой проданной партии СПГ, сокращение транспортных расходов на единицу продукции, дополнительная гибкость в расписании поставок СПГ — таковы результаты реализации в 2018 г. проекта «Увеличение максимально допустимого уровня заполнения грузовых танков газовозов серии «Гранд» для перевозки СПГ». Увеличение этого показателя с 98,5% до 99% стало возможным благодаря принятым техническим и управленческим решениям. В результате максимальная загрузка каждого танкера за один рейс стала больше в среднем на 740 м3 СПГ.

Круглогодичные поставки СПГ покупателям начались в марте 2009 года. Компания хорошо известна стабильностью своих поставок, качеством продукции, стандартами безопасности и высокой квалификацией персонала. «Сахалин Энерджи» имеет кроме этого ряд конкурентных преимуществ на рынках СПГ в Азии (Япония, Южная Корея, Тайвань), таких как:

  • установившиеся взаимоотношения с перспективными покупателями в этих странах;
  • долгосрочные договоры купли-продажи со всеми крупными покупателями СПГ в Японии и Южной Корее, а также рамочный договор купли-продажи (РДКП) и среднесрочный контракт с тайваньской компанией «СиПиСи»;
  • географическая близость к рынкам сбыта. Компания — ближайший источник поставок СПГ (продолжительность рейса с партией СПГ в Японию составляет 3—6 дней, в Южную Корею — 4 дня, в Тайвань — 5 дней).

В 2018 г. «Сахалин Энерджи» продолжала отгружать СПГ в Японию, Южную Корею, Тайвань и Китай. В круг покупателей СПГ входят газораспределительные, электрогенерирующие и трейдинговые аффилированные компании с различными объемами спроса. Велась работа над расширением портфеля потенциальных покупателей в АТР, в ходе которой впервые были инициированы переговоры о заключении прямых рамочных договоров купли-продажи СПГ (РДКП) с китайскими компаниями. Промежуточным результатом в 2018 г. стало заключение РДКП с одним из крупнейших потребителей СПГ в Китае — компанией «PetroChina».

В 2018 г. доля сахалинского СПГ составила 4,8% от общего спроса на СПГ в АТР и около 3,6% от общемирового спроса на СПГ.

Структура рынка продаж сахалинского СПГ в 2018 году, %

4.2.3.2. Нефть

Нефтяная смесь «Sakhalin Blend» является нефтью особой марки, выведенной «Сахалин Энерджи» на рынок АТР. Это сорт легкой малосернистой нефти, состоящей из трех компонентов, которые добываются на шельфе Сахалина:

  • сырая нефть Пильтун-Астохского месторождения;
  • конденсат c Лунского месторождения;
  • закупаемый у ООО «Газпром экспорт» конденсат, полученный на Киринском газоконденсатном месторождении — части проекта «Сахалин-3».

Компания добывает и затем отгружает смесь нефти и конденсата с выносного причального устройства (ВПУ) терминала отгрузки нефти (ТОН) ПК «Пригородное» начиная с 2009 года. Конденсат, добываемый на Киринском месторождении в рамках проекта «Сахалин-3» (ПАО «Газпром»), компания использует с 2014 года.

Добываемый компанией конденсат и конденсат проекта «Сахалин-3» смешивается с нефтью для получения сорта легкой малосернистой нефти с плотностью около 42–45,5° и содержанием серы около 0,16%. Нефтяная смесь Sakhalin Blend хорошо известна в Азиатско-Тихоокеанском регионе и успешно конкурирует со схожими легкими малосернистыми сортами ближневосточной нефти, с конденсатами, а также с более тяжелыми дальневосточными сортами, такими как «Сокол» и «ВСТО».

В 2018 г. «Сахалин Энерджи» добыла 3,98 млн т (29,29 млн барр.) нефти и 1,58 млн т (13,93 млн барр.) конденсата и приняла конденсат проекта «Сахалин-3» в объеме 0,10 млн т (0,87 млн барр.).

Удобное географическое положение порта Пригородное и наличие собственного нефтеналивного флота (три специализированных танкера ледового класса*) обеспечивают возможность поставок в АТР в зимний период или перегрузку с судна на судно (СНС) в портах Южной Кореи, Японии и Китая для дальнейшей транспортировки на более отдаленные рынки другим покупателям. (* Ледовые условия Анивского залива, где расположены экспортные сооружения компании, требуют соблюдения определенных технических параметров в отношении судов.)

Перекачка партий нефти СНС (на так называемые дочерние танкеры) широко используется в отрасли. «Сахалин Энерджи» организовала возможность применения этого способа для поддержки непрерывности производства и гибкости отгрузок.

В прошлом компания успешно выполнила целый ряд операций СНС, и в настоящее время действуют четыре одобренные площадки для СНС-операций: в Йосу (Южная Корея), Цусима и Нагасаки (Япония), Циньчжоу (Китай).

Всего покупателями нефтяной смеси в 2018 г. стали 11 компаний в четырех странах. Доставка продукции производилась через 21 порт назначения и транзита в Японии, Китае, Южной Корее и США.

О