«Роснефть» жмет на газ

«Роснефть» планирует запустить Харампурское месторождение в 2017 г., сообщила вчера компания. Основная добыча будет вестись из сеноманских залежей (8 млрд куб. м в год), «отличающихся высокой продуктивностью и низкой стоимостью извлечения газа», и еще 1 млрд куб. м в год - из туронской залежи, получившей льготы по НДПИ. «Потенциал дальнейшего наращивания добычи на Харампурском месторождении связан с полномасштабной разработкой туронских залежей», - указано в сообщении. Объем инвестиций в этот проект на 2013-2014 гг. компания оценивает в 1 млрд руб. В 2018 г. будет принято решение о реализации второго этапа с годовым уровнем добычи 24 млрд куб. м.

Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе было открыто в 1979 г., «Роснефть» получила лицензию в 2006 г. Но начало добычи на нем неоднократно откладывалось, так как компания не могла договориться с «Газпромом» о подключении его к трубе. Представитель «Газпрома» говорит, что компания выдала «Роснефти» технические условия на подключение Харампурского месторождения к ГТС. Сейчас обсуждается вопрос точки подключения, но заявка в «Газпром» от «Роснефти» на транспортировку газа этого месторождения не приходила. «Месторождение находится в регионе с развитой инфраструктурой. Проблем с транспортировкой не возникнет», - уверен представитель «Роснефти».

В 2012 г. «Роснефть» добыла 16,4 млрд куб. м газа. В апреле вице-президент «Роснефти» по газовым проектам Влада Русакова рассказывала, что к 2020 г. компания намерена добывать 100 млрд куб. м: 47 млрд куб. м газа будет производиться на действующих месторождениях и 53 млрд куб. м - на новых. В ее весенней презентации говорилось, что к этому году основным добывающим газовым активом станет Харампурское месторождение с объемом добычи в 21 млрд куб. м, затем следуют «Роспан» (15 млрд куб. м газа) и Ванкорское месторождение (около 6 млрд куб. м газа).

Сеноманские залежи - крупные, типично залегающие на небольшой глубине до 1500 м и достаточно простые в разработке, говорит содиректор аналитического отдела «Инвесткафе» Григорий Бирг. Газ сеноманских пластов сухой, т. е. при их разработке не требуется строительства инфраструктуры для добычи, транспортировки и переработки конденсата. Значит, и себестоимость извлечения этого газа будет невысокой, говорит Бирг. Туронские залежи расположены выше сеноманских на глубине до 900 м. Опыта их промышленной разработки в России до недавнего времени не было. Однако новые технологии и льготы по НДПИ повысили рентабельность таких проектов, отмечает он. «На руку «Роснефти» играет тот факт, что для разработки и сеноманских, и туронских залежей возможно будет использовать единую промысловую инфраструктуру», - говорит Бирг.