Анатолий Алексеев

Нефть и газ имеют ярко выраженный мультипликативный эффект. Их присутствие в экономике региона подталкивает к развитию строительную и машиностроительную отрасли, химическую промышленность, науку и профессиональное образование. С вводом 20 мая 1999 года в промышленную эксплуатацию Мыльджинского месторождения одним из локомотивов развития Томской области стала компания «Востокгазпром» и ее добывающее общество – ОАО «Томскгазпром». Предприятие начало свою деятельность в сложный период и сумело создать новый для региона сектор экономики – газодобычу. Компания опередила время, быстро превратившись в современный производственный комплекс высочайшего уровня, связав воедино разведку, добычу, подготовку, транспортировку и глубокую переработку углеводородного сырья.

К 17-летию промышленной добычи газа – значимой для всей области дате – «ТН» рассказывают об уникальном пути развития нефтегазодобывающей компании, о тех эффективных технологических, технических, управленческих решениях, на основе которых она строит свою работу все это время.

Стратегический ресурс

В разное время символами богатства Томской земли были зерно и мед, кедр, пушнина и рыба, ямщицкий извоз и даже золото. Ремесла и традиционные продукты реки, тайги и земли приносили региону известность и в определенном смысле экономическую стабильность. В середине 60-х годов ХХ века на территории Томской области были найдены запасы стратегического ресурса – нефти и природного газа. И экономика региона получила мощнейший импульс развития.

Но если начало освоения нефтяных месторождений не заставило себя долго ждать, то разработка газоконденсатных месторождений в то время была признана нерентабельной, ведь их запасы не шли ни в какое сравнение с запасами месторождений-гигантов Ямбурга или Уренгоя, да и залежи отличались крайне сложным геологическим строением. Своего часа газовые и газоконденсатные месторождения региона ждали больше 30 лет – до создания в Томской области в январе 1995 года компании «Томскгаз».

Уже в феврале 1995-го в 40 км от поселка Мыльджино Каргасокского района высадился десант «Томскгаза» – первому газовому промыслу области предстояло вырасти именно здесь, посреди Васюганских болот. Строительство осложнялось удаленностью от Большой земли и практически полным отсутствием инфраструктуры. Поэтому на будущий газовый промысел по зимникам сразу же начали завозить технику и материалы. Это позволило приступить к строительству вахтового поселка, механизированных причалов на реке Нюрольке и трассы до месторождения. За три года подготовительных работ в месте добычи были построены вертолетная площадка, газопровод протяженностью 114 км, мост через реку Вачев, дизель-генераторная станция, жилые комплексы для вахтовиков, столовая и водоочистные сооружения.

Строить газовикам приходилось на заемные средства, что в условиях системного экономического кризиса, переживаемого страной в конце 1990-х, означало прежде всего успеть обогнать инфляцию. Поэтому понятия «скорость принятия решений», «сокращение сроков проектирования и строительства» стали для томских газовиков определяющими.

Именно газовики стали использовать блок-боксы: будущие технологические установки промысла собирались на заводах-изготовителях с максимальной степенью готовности, начинялись оборудованием и по рекам отправлялись в Мыльджино. Летом 1998 года 19 несамоходных блок-понтонов (каждый высотой с трехэтажный дом и весом более 200 тонн) были доставлены по большой воде на промысел. Здесь их устанавливали на подготовленные фундаменты, соединяя тем самым всю технологическую цепочку.

– Использование блок-боксов не было дешевым вариантом, но оно имело огромное значение для сокращения сроков строительства, – считает главный инженер – заместитель генерального директора по производству ОАО «Томскгазпром» Виталий Степанов, работавший в то время начальником строящегося промысла.

Одновременно на месторождении полным ходом шло бурение эксплуатационных скважин. Ради получения первого большого газа практически круглосуточно трудились более 20 организаций. Причем 80% капиталовложений были освоены томскими строителями.

– На сокращение сроков строительства и его удешевление влияла этапность ввода мощностей, – продолжает Виталий Степанов. – Мы не стремились построить всё и сразу, а действовали исходя из разумной достаточности. Сначала ввели в строй первые очереди установок подготовки газа, деэтанизации стабильного конденсата. Затем, когда стали расти объемы добычи, были построены вторые очереди этих установок, по мере необходимости – другие объекты.

Благодаря нестандартным решениям время ввода в эксплуатацию Мыльджинского месторождения удалось сократить на 1,5–2 года, и 20 мая 1999-го промышленный газ пошел в поселок Мыльджино. Уже через год он полностью закрыл потребности Томской области, Алтайского края и внес весомую долю в снабжение предприятий Омска и Новосибирска. Томский газ стал надежной опорой сибирской энергетики и промышленности.

«Только самое ценное и продуктивное»

Как уже отмечалось, месторождения, с которыми предстояло работать «Томскгазпрому» – преемнику «Томскгаза», относятся к числу малых и средних со сложным геологическим строением и составом углеводородов. Чтобы рентабельно их эксплуатировать, с самого начала была сделана ставка на подбор высокоэффективных технологий и оборудования, неординарные управленческие решения, профессионализм, веру в новое дело, упорство и творческий потенциал коллектива.

О коллективе стоит сказать отдельно. Опыта работы в газодобыче у томичей не было. Основу молодого предприятия составили нефтяники, прошедшие школу Томского Севера, и газовики, работавшие на месторождениях южных регионов. Специалисты в области автоматизации технологических процессов пришли с предприятий нефтехимии; специалисты по обслуживанию магистральных трубопроводов – из тогдашнего «Томсктрансгаза».

– Мы определили сразу: из своего прежнего опыта берем только самое ценное и продуктивное, – вспоминает Виталий Степанов.

Это самое ценное и продуктивное и составило основу высоких корпоративных стандартов «Томскгазпрома»; культуры его производства и условий, создаваемых для труда и быта вахтовиков. Специалисты отмечали: в Томской области впервые сдается месторождение с полным обустройством. Сложившаяся на нефтяных предприятиях на тот момент практика была иной – сначала запускалась производственная часть, а затем (порой годами) достраивалась инфраструктура. Газовики же сразу возвели все необходимые вспомогательные объекты: от водоочистных сооружений до комфортабельных жилых комплексов.

Касалось ли это обустройства или производства, позиция предприятия была однозначной: никаких временных решений! Изначально была сделана ставка на комплексную автоматизацию технологических процессов, применение самых современных на то время и мощных информационно-управляющих систем. «Томскгазпром» стал одним из первых нефтегазовых предприятий области, применивших АСУ не только на производстве, но и в котельных, на объектах энергогенерации, вспомогательных объектах. Кроме того, была организована корпоративная радиорелейная связь, обеспечившая надежное сообщение между Томском и промыслом 24 часа в сутки.

Эффективность «Томскгазпрома» росла вместе с опытом его работников. Предприятие стало отказываться от «сервисов», стремясь развивать собственное производство: от выработки электрической и тепловой энергии на промысле до обслуживания и ремонта оборудования собственными силами. Сегодня такой хозяйский подход по-прежнему остается одним из важнейших факторов успешного развития компании.

Слагаемые эффективности

Осваивая Мыльджинское месторождение, компания училась адекватно отвечать на самые разные внешние угрозы и вызовы, выстраивать свои планы в соответствии с расчетами на долгосрочную перспективу. Это позволило томским газовикам не просто закрепиться на рынке, но эффективно работать вот уже почти 20 лет.

Первые годы эксплуатации Мыльджинского месторождения естественное пластовое давление позволяло вести осушку газа за счет процесса низкотемпературной сепарации без дополнительного компрессорного оборудования. Однако со временем пластовое давление, необходимое для этого технологического процесса, снизилось: потребовалось строительство дожимной компрессорной станции (ДКС).

Было в очередной раз подтверждено: «Томскгазпром» умеет возводить объекты быстро, качественно и экономично. Сложный высокотехнологический объект удалось построить в сжатые сроки. В процессе строительства использовались неординарные инженерные и технологические решения, идеально подходившие под условия месторождения. На ДКС были применены специальные компрессоры, которые ранее нигде не изготавливались. Вместе с подрядчиками из НПО «Искра» специалистам «Томскгазпрома» приходилось многому учиться на месте. Для сокращения капитальных и операционных затрат оборудование устанавливали только отечественное. В 2007 году ДКС была введена в строй, это позволило компании стабилизировать уровень добычи газа на несколько лет вперед.

Первое месторождение «Томск-газпрома» стало еще и опытной площадкой. На ней проходят обкатку многие новые технологии добычи и подготовки углеводородного сырья. В 2010 году на месторождении был проведен первый азотированный гидроразрыв пласта (ГРП) на газовой скважине. Этот способ интенсификации добычи в нефтяной отрасли используется уже давно, а вот на юрских горизонтах газоконденсатных месторождений он был опробован впервые. Всего же за прошедшие шесть лет дополнительная добыча газа составила по результатам ГРП более 2,5 млрд куб. м.

Со временем Мыльджинское месторождение стало успешно интегрировать возможности других добывающих активов компании. В 2011 году для оптимизации затрат была реализована новая схема подготовки сырья, добываемого на Северо-Васюганском ГКМ, – втором месторождении, введенном в промышленную эксплуатацию «Томскгазпромом». В ходе оптимизации на Северо-Васюганском остался лишь участок по добыче газа и конденсата, само же сырье стали направлять на установку подготовки газа и конденсата Мыльджинского месторождения по газопроводу, специально построенному для новой схемы. Это решение позволило предприятию сократить текущие затраты на содержание и ремонт оборудования Северо-Васюганского промысла на 240 млн рублей в год, избежать строительства дорогостоящих производственных объектов на месторождении.

С 2011 года на Мыльджинском месторождении идет и подготовка попутного нефтяного газа (ПНГ), который поступает с Казанского месторождения. Для этого предприятие создало уникальную систему использования ПНГ. Она включает в себя газокомпрессорную станцию Казанского НГКМ и газопровод длиной 206 км, связавший Казанское и Мыльджинское месторождения компании.

Дело в том, что в 2012 году государство ввело для недропользователей жесткие требования, лимитирующие сжигание ПНГ, – не более 5% от объема его добычи. «Томскгазпром» благодаря своему проекту довел уровень использования попутного нефтяного газа практически до 99%. Большая часть газа уходит для подготовки на Мыльджинское месторождение, оставшаяся используется на собственные нужды Казанского, в том числе в качестве топлива для газовых турбин собственного энергокомплекса, который вырабатывает электричество и тепло, полностью обеспечивая ими промысел.

Благодаря созданию системы использования попутного нефтяного газа за пять лет доля ПНГ в валовой добыче газа «Томскгазпрома» выросла почти в шесть раз и составляет сегодня более 1,2 млрд кубометров. Это, по сути, эквивалентно вводу в эксплуатацию еще одного месторождения.

Комплексный подход

Если Мыльджинское месторождение является сегодня центром по добыче и подготовке газа «Томскгазпрома», то с вводом в эксплуатацию в 2009 году Казанского нефтегазоконденсатного месторождения у предприятия сформировался и центр по добыче и подготовке нефти. Всего же компания разрабатывает сегодня девять сложных по своему геологическому строению и небольших по запасам месторождений.

Эксплуатация каждого такого месторождения в отдельности была бы нерентабельна. Поэтому компания применяет комплексный подход к разработке сложнопостроенных малых и средних месторождений. Это позволяет достигать необходимого результата при меньших финансовых, материально-технических, трудовых и организационных затратах. Такой подход был предложен специалистами компании в 2009 году для разработки Болтного НМ как месторождения-спутника Казанского НГКМ, имеющего всю необходимую добывающую, транспортную и энергетическую инфраструктуру. В результате на Болтном отпала необходимость строительства целого ряда производственных объектов.

Аналогичный подход был применен и для Останинско-Рыбальной группы, включающей пять месторождений. Подготовка продукции скважин всех этих месторождений была сконцентрирована на Северо-Останинском НГКМ – опорном центре группы, что дало возможность оптимизировать затраты на производственную инфраструктуру, получать экономическую выгоду, минимизировать воздействие на окружающую среду.

– В 2013 году комплексный подход был распространен на все месторождения, разрабатываемые «Томскгазпромом», – отмечает начальник производственно-технологического управления ОАО «Томскгазпром» Андрей Кравцив. – Они были разделены на три группы, или актива, объединенные единой логикой сбора, промысловой подготовки и транспорта готовой продукции.

– Мы попытались найти наиболее эффективные и рентабельные решения разработки месторождений в рамках каждого актива – оптимальные ковер бурения, количество буровых станков и их движение, строительство дополнительных мощностей по энергообеспечению и подготовке углеводородного сырья, – рассказывает начальник управления по разработке месторождений службы главного геолога ОАО «Томскгазпром» Андрей Воронков. – Все это было оформлено в виде дорожных карт, представляющих собой синхронизированные графики необходимых мероприятий. В результате сегодня мы имеем расписанный на много лет вперед подробный план по каждому объекту, где указано все, что необходимо сделать в плане геологоразведочных работ, обеспечения проектной документацией на разработку и строительство, эксплуатационного бурения и так далее.

В рамках комплексного управления нефтегазовыми активами сегодня также ведется реконструкция установки комплексной подготовки газа и конденсата на Мыльджинском месторождении; строительство аналогичной установки на Казанском НГКМ; создание инфраструктуры по отгрузке 0,5 млн тонн смеси пропана и бутана технических (СПБТ) в составе терминала по хранению и отгрузке этого продукта в городе Куйбышеве Новосибирской области и продуктопровода Мыльджинское НГКМ – Казанское НГКМ – терминал СПБТ протяженностью 469 км.

– Так случилось, что объекты недр, которые разрабатывает компания, заставляют нас сочетать умение работать и с газом, и с жидкими углеводородами, – говорит генеральный директор ОАО «Востокгазпром» и ОАО «Томскгазпром» Виталий Кутепов, отвечая на вопрос об условиях, влияющих на высокую рентабельность возглавляемой им компании. – Поэтому то, что «Томскгазпром» в инженерно-техническом плане сочетает в себе дос-тоинства и газовой, и нефтяной компании, – это наше сильнейшее преимущество и источник эффективных решений.

Компания всей своей историей доказала, что при грамотном, взвешенном и творческом подходе даже самые серьезные внешние вызовы можно обратить в плюсы. И превзойти самые смелые планы, которые намечались вначале.

Справка «ТН»

ОАО «Томскгазпром» – дочернее предприятие компании «Востокгазпром», которое специализируется на разведке и добыче природного газа, а также жидких углеводородов (газового конденсата и нефти), реализует стратегию, направленную на достижение конкурентного преимущества в освоении сложных малых и средних месторождений углеводородов. «Томскгазпром» обладает лицензиями на право пользования недрами семи лицензионных участков (Казанского, Останинского, Рыбального, Мыльджинского, Северо-Васюганского, Чкаловского и Сомовского), расположенных на территории Томской области, и разрабатывает девять месторождений, ежегодно извлекая и подготавливая около 3,5 млрд куб. м природного газа и 1,5 млн тонн жидких углеводородов. Добытое и подготовленное к транспортировке сырье направляется потребителям в регионы Сибири, а также на переработку в ООО «Сибметахим» – структуру ОАО «Востокгазпром», производящую химическую продукцию: метанол, формалин, карбамидоформальдегидный концентрат.

20 мая 1999 года ввод в промышленную эксплуатацию Мыльджинского месторождения положил начало созданию газодобывающей отрасли Томской области

С вводом в эксплуатацию Казанского НГКМ «Томскгазпром» начал промышленную добычу нефти

1998  год. За сотни километров от Большой земли блок-боксы будущих технологических установок можно было доставить на газовый промысел только по речному пути