Месторождение, общая площадь которого превышает 62 тыс. кв. км, по основным тектоническим элементам составляют три крупных части: Центральный блок, Северный блок и Восточные блоки. Оно поделено на несколько лицензионных участков.
Лицензия ЯКУ11 143НЭ (действует до 25 февраля 2041 года) дает право компании «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (входит в нефтегазодобывающий комплекс «Роснефти») разрабатывать центральный нефтяной блок, а лицензия ЯКУ14 004НР (действует до 25 февраля 2032 года) — Курунгский ЛУ, который также находится в пределах Среднеботуобинского НГКМ. «РНГ» (ранее — «Ростнефтегаз») владеет лицензией на право пользования недрами ЯКУ04 493НЭ от 3 сентября 2015 года (ЯКУ14 867НЭ переоформлена на АО) для разведки и добычи углеводородного сырья в пределах участка Восточных блоков месторождения. Срок окончания действия лицензии — 31 декабря 2117 года. «АЛРОСА-Газ» осваивает Северный блок и Восточный блок III (лицензия ЯКУ11 144НЭ, окончание действия — 31 декабря 2050 года), а также Тектюйский ЛУ (лицензия ЯКУ15 113НР, окончание действия — 21 февраля 2036 года).
О динамике добычи
На сегодняшний день Среднеботуобинское входит в тройку самых крупных активов Восточно-Сибирского нефтяного кластера.
В начале ноября «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» сообщила о достижении показателя производства нефти 35 млн т с начала промышленной разработки НГКМ. Согласно данным «ЦДУ ТЭК», добыча нефти с газовым конденсатом в 2023 году составила 5112,1 тыс. т (больше чем в 2022 году на 75,7 тыс. т), производство попутного нефтяного газа (ПНГ) — 2025,4 млн куб. м (больше на 143,4 млн куб. м, чем в 2022 году; и на 1490,4 млн куб. м, чем в 2021 году), а природного газа — 0,7 млн кубометров.
Производство нефтяного сырья на Восточных блоках, которые разрабатывает «РНГ», в прошлом году составило 1284,8 тыс. т, что больше на 19,2 тыс. т показателя (1265,6 тыс. т), достигнутого компанией в 2022 году. При этом «РНГ» обеспечила добычу ПНГ на уровне 618,0 млн куб. м (больше чем в 2022 году на 203,8 млн куб. м), а природного газа — 1,4 млн кубометров.
«АЛРОСА-Газ», согласно данным «ЦДУ ТЭК», в 2023 году отчиталась по нефтедобыче: Северный и Восточный блок III — 2,2 тыс. т, Тектюйский участок — 0,9 тыс. тонн. Скромные цифры по нефти не должны смущать, компания в основном специализируется на производстве природного газа. В 2023 году она добыла 217,5 млн куб. м (больше чем в 2022 году на 15,4 млн куб. м).
Долгий путь к открытию
Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение в 1970 году открыли геологи треста «Востсибнефтьгеология», который был создан в 1939 году в Иркутске для проведения геологических изысканий на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО). В исторических анналах отмечено, что комплексное изучение НГО началось после 1917 года. Геологический материал поначалу собирался по крупицам, требовалось время для его обработки и осмысления. Только к 1932 году известные ученые-геологи Алексей Архангельский, Иван Губкин и Николай Шатский сделали вывод о необходимости организации поисков нефти в нижнепалеозойских отложениях Сибирской платформы. Первые мелкомасштабные геологические и топографические съемки территории были проведены в 1935–1937 годах. После создания в 1939 году Восточно-Сибирского нефтяного геологоразведочного треста интенсивность геологоразведочных работ возросла.
В 1950 году большая группа специалистов под руководством профессора, доктора геолого-минералогических наук Николая Кудрявцева обобщила материалы по геологии и нефтеносности Сибирской платформы, полученные в период 1930–1944 годов, оценили описываемую территорию и заявили о ее перспективности в плане поисков нефти и газа.
История геологической изученности непосредственно Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения делится на несколько этапов. Первый из них — региональное изучение территории. До 1969 года в результате проведения геологической сьемки (масштабов 1:1 000 000, 1:500 000 и 1:200 000) были установлены площади и границы распространения различных стратиграфических подразделений, выделены основные тектонические элементы района: Непский свод и Ботуобинская седловина. В последствие геологи их объединят в Непско-Ботуобинскую антеклизу.
Второй этап (период 1969–1980 годов) включает в себя открытие месторождения, оценку и разведку ботуобинского горизонта, как газового объекта. В 1969 году на Среднеботуобинском поднятии, рядом с поселком ТаасЮрях, была заложена первая параметрическая скважина Сбт-1, которая в 1970 году дала промышленные притоки газа из отложений венда и кембрия. Так, собственно, и было открыто Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение.
Поисковое бурение в пределах Центрального блока НГКМ закончилось в апреле 1972 года. Всего пробурили две поисковые скважины суммарной проходкой 3967 метров.
Далее, с 1972 года работу на промысле продолжила Среднеленская нефтегазоразведочная экспедиция.
В среднетаежной зоне
Среднеботуобинское месторождение находится на территории Мирнинского района Республики Саха (Якутия), в 130 км на юго-запад от города Мирный и в 140 км к северо-западу от Ленска. Рядом с НГКМ находится село Тас-Юрях, население которого, по данным 2021 года, составляло 406 человек. Другие населенные пункты расположены гораздо дальше до Харья-Юрэх — 34 км, до Зари — 89 километров.
Электроснабжение месторождения обеспечивается от Вилюйской ГЭС линией электропередачи на 110 кВ с подстанцией 110/35/6. По территории месторождения проложена ВЛ на 35 кВ в габаритах 110 кВ и смонтирована электроподстанция 35/6.
Местность относится к Тунгусско-Пеледуйской среднетаежной провинции. Залесенность здесь составляет 99,9%. Растительность — типичная для этой зоны — лиственницы, березы, сосны.
Территориально НГКМ расположено в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне среднего течения реки Улахан-Ботуобуя (правого притока Вилюя). Река несудоходна, впрочем, в период весенне-летнего паводка плавание на легких моторных лодках вполне возможно. Гидрография также представлена рекой Таас-Юрэх и ручьями. Почти 10% территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек — в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 сантиметров. Рельеф местности — всхолмленная равнина с густой сетью временных водотоков.
Климат в Мирнинском районе резко континентальный. Суровость природных условий района в основном связана с зимой, продолжительность которой составляет порядка семи месяцев. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28 °С до –40 °С. Нередко отрицательные температуры в зимний период достигают –53–57 °С. Средняя продолжительность отопительного сезона — 270 дней. Весны и осени здесь практически не бывает. Жаркие дни летом, когда температура поднимается до +30°С, сменяются холодными ночами. Среднемесячная температура воздуха в июле обычно держится в районе +18 °С, а максимальная доходит до +35 °С. Осадков летом выпадает мало, высушенная почва слабо увлажняется, к концу сентября смерзается и перед снегопадами находится в сухом состоянии. Снегопады же наиболее характерны для октября-ноября. Толщина снежного покрова на ровной поверхности составляет 35–50 сантиметров. Число дней со снежным покровом — 200 суток в год.
Среди инженерно-геологических условий месторождения специалисты отмечают, прежде всего, наличие многолетнемерзлых пород, которые залегают до глубины 400 метров. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5–3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.
Геологические особенности и нефтегазоносность
Среднеботуобинское НГКМ относят к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Как отмечают геологи, промысел приурочен к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.
Подсолевой терригенный комплекс, который стратиграфически относят к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского периода, обеспечивает продуктивность. Промышленные притоки углеводородов здесь связаны с песчаными пластами; их разделяют по карбонатным отложениям осинского и терригенным коллекторам парфеновско-ботуобинского и улаханского горизонтов. Залежи углеводородов выявлены на глубине 1427–1950 метров. Наиболее продуктивными являются пласты Б1–2 (осинский горизонт) билирской свиты и В5 (ботуобинский горизонт) — бюкской свиты.
В период 1970–1980 годов на участке построили 24 скважины, 17 из них вскрыли ботуобинский горизонт, 6 скважин были пробурены до осинского горизонта, одна скважина остановлена по техническим причинам.Было выявлено, что толщина пластов — от 2 до 26 м, а эффективная глубина залегания составляет 1615–1640 метров. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтяной оторочкой, нефтенасыщенная толщина которой составляет 1,5–5 м в Северном блоке и 4,2–8,5 м в Центральном и Восточном блоках. Нефть плотностью 0,867 г/куб. см относится к типу средних. Содержание парафина — 1,91–2,85% масс., серы — 0,89% масс., смол и асфальтенов — 9,6–21,9% масс.. Залежь осинского горизонта нефтегазовая, эффективная толщина — 4 метра. Для залежей характерно аномально низкое пластовое давление 14,6 МПа.
Как показали исследования, углеводороды характеризуются низким содержанием серы, что позволяет использовать их без предварительной очистки.
Ботуобинский продуктивный горизонт залегает на глубинах от 1868 м до 1953 метров. Он сложен в основном кварцевыми песчаниками, преимущественно мелко-среднезернистыми, массивными, иногда горизонтально-слоистыми и косослоистыми фациями.
Ботуобинский горизонт распространен на всей площади Центрального тектонического блока. Его мощность изменяется от 8,6 м до 32 метров. Маломощные пласты продуктивного горизонта вскрыты и в юго-восточной части Центрального блока. Нефтегазоносный коллектор однородный, значение коэффициента песчанистости изменяется в пределах 0,63–1,0.
Для базального уровня ботуобинского горизонта практически повсеместно характерно повышение глинистости песчаников и алевролитов. Кроме ботуобинского горизонта продуктивными являются также ниже залегающие песчаники улаханского и талахского горизонтов (Северный и Восточный тектонические блоки) курсовской свиты. Однако их промышленная продуктивность пока не установлена.
Как отмечают геологи, 90% всех разведанных запасов нефти и газа на Среднеботуобинском месторождении связаны с продуктивными залежами ботуобинского горизонта. Природный резервуар представлен серией линзовидных тел. Начальное пластовое давление в залежах составляет 14,1 МПа. Глубина залегания кровли основных разведанных залежей изменяется в диапазоне от 1535 м до 1578 м, а площадь самой большой продуктивной залежи с коэффициентом песчанистости 0,84 равна 300 кв. километрам. Средняя мощность нефтенасыщенной пачки 7,8 м, а газонасыщенной — 7,0 м, при этом ее средняя пористость составляет 0,15%.
Начало промышленной разработки
Геологоразведчики Среднеленской нефтегазоразведочной экспедиции, продолжившие работу в данном районе после «Востсибнефтьгеологии», пробурили скважины Сбт-3 и Сбт-4, которые подтвердили продуктивность ботуобинсокого горизонта и карбонатных пород осинского горизонта.
С 1973 года по 1975 год, после того как было окончено бурение 21 скважины и проанализировав полученные данные, установили, что у Среднеботуобинского месторождения гораздо более сложная структура, чем предполагалось в начале разведочных работ — оно имеет блоковое строение. В одной из скважин был получен фонтанный приток нефти, следовательно, сделали вывод геологи, в ботуобинском горизонте существует нефтяная оторочка. Для ее изучения в период 1975–1978 годов построили еще 11 скважин, три из них вскрыли нефтяную оторочку и дали при испытании приток нефти с водой, а скважина Сбт-39 вскрыла нефтяную часть залежи в газонефтяной зоне и при испытании дала приток газа с нефтью.
С 1979 года по 1980 год для определения масштабов залежи ботуобинского горизонта и оконтуривания Северного тектонического блока Среднеленской нефтегазоразведочной экспедицией было пробурено 9 скважин. В скважине Сбт-53 применен водоинвертный эмульсионный раствор, что позволило качественно вскрыть нефтяную часть залежи, а при использовании перфорации на насосно-компрессорных трубах при сниженном уровне, удалось получить фонтанный приток нефти. Всего с 1970 года по 1980 год на Среднеботуобинском пробурили 51 скважину, 7 из них — на осинский горизонт, а 41 — вскрыли ботуобинский горизонт. В 1980 году в ГКЗ СССР были рассмотрены и утверждены запасы газа Среднеботуобинского месторождения (протокол № 8663 от 19 декабря 1980 года). В этот же период сотрудники ВНИИгаза подготовили «Проект опытно-промышленной эксплуатации северной части Среднеботуобинского месторождения» на объем годовой добычи газа 300 млн куб. м для газоснабжения Мирнинского промышленного узла. Проект был утвержден рабочей комиссией Мингазпрома СССР.
Проектом так же предусматривалось изучение строения залежей осинского горизонта. Для решения данных задач было решено провести бурение 50 разведочных скважин в три этапа. Проведение последнего этапа планировалось в период 1985–2004 годов. В дальнейшем запасы углеводородов на месторождении неоднократно пересчитывались, соответственно составлялась и новая проектная документация.
Но как бы то ни было, в конце 1980-х Среднеботуобинское месторождение было введено в эксплуатацию. Его разработкой занялось предприятие «Якутгазпром». В период с 1985 года по 1986 год было пробурено семь новых скважин, пять из которых — эксплуатационные. Как вспоминают ветераны, работавшие на НГКМ в то время, объемы добычи нефти тогда достигали 100 тыс. т в год, а газа — под 1,8 млрд кубометров. Нефть вывозили в Ленск, а газ отправляли в Мирный для снабжения города.
Полигон для испытания ПЯВ
С 1976 года по 1987 год Среднеботуобинское месторождение стало полигоном для испытания подземных ядерных взрывов (ПЯВ), которые проводились с мирной целью. Сейчас, когда известны результаты исследований, которые, кстати, долгое время были засекречены, говорить о целесообразности ПЯВ не приходится. Но в те годы вера в мирный атом и его прорывные технологии была, что называется, слепой.
В определенной мере на проведение эксперимента повлиял тот факт, что у наших нефтяников не было опыта изучения продуктивности низкоемких карбонатных трещиноватых коллекторов в Восточной Сибири и Якутии. Осинский горизонт, как определили геологи, представлен низкоемким карбонатным трещиноватым коллектором. И если его встряхнуть, трещины расширятся и нефть польется рекой. Почему бы и нет, подумали в Мингео, которое к тому же постоянно жаловалось на недостаточное материально-техническое снабжение.
Попробовали. В окрестностях села Тас-Юрэх было произведено семь атомных взрывов, шесть из которых проводились с целью интенсификации добычи (в основном использовались заряды мощностью 15 кт), и один — для создания нефтехранилища (мощность заряда 3,2 кт).
В результате, как показал анализ, интенсификации притока нефти не произошло, более того, он уменьшился в связи с временным характером трещин, образованных в результате термобарического воздействия, а также с образованием кольца избытка плотности горных пород вокруг скважины. Кроме того, ученые стали высказывать опасения в плане экологии, поскольку при вводе осинского горизонта в промышленную эксплуатацию могла появиться «вероятность попадания радионуклидов в ботуобинский продуктивный горизонт посредством миграции пластовой воды по дизъюнктивным нарушениям и по стволам пробуренных скважин».
В настоящее время добыча углеводородного сырья на Среднеботуобинском месторождении производится как с ботуобинского горизонта, так и с осинского. Осинский горизонт был введен в эксплуатацию в 2018 году по результатам интерпретации данных, полученных 3D методом общей глубинной точки, что позволило провести качественную оценку распределения зон с потенциально улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
В настоящее время, как определили физико-экологические исследования, последствия проведения ПЯВ не оказывают значимого влияния на техногенное облучение местного населения и соответствуют нормам радиационной безопасности (НРБ-99/2009).
Кроме того, с 2016 года Институт геологии и минералогии им. В. С. Соболева Сибирского отделения РАН (ИГМ СО РАН) ведет радиационный мониторинг объектов ПЯВ на Среднеботуобинском НГКМ по договору с «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Полученные в ходе мониторинга радиоэкогеохимические данные вносятся в радиационно-экологические паспорта объектов ПЯВ. Разработанная ИГМ СО РАН система радиационного мониторинга наряду с оцифрованными ГИС-проектами баз данных используются министерством охраны природы Республики Саха (Якутия) при разработке программ по обеспечению радиационной безопасности на объектах ПЯВ.
От собственника к собственнику
В последующие годы освоение Среднеботуобинского месторождения фактически прекратилось. При этом лицензией на его разработку владела госкомпания «Якутгазпром» (до 1991 года входила в систему «Газпрома», после разграничения госсобственности стало республиканским активом), которая впоследствии акционировалась. Лицензия ЯКУ00 051НЭ была выдана компании 14 сентября 1992 года, срок ее действия — до 13 сентября 2017 года. Но 15 ноября 1998 года ее аннулировали, и правительство Республики Саха (Якутия) передало основное оборудование Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения в уставной капитал вновь созданной компании «АЛРОСА-газ».
Центральный участок НГКМ, перспективный с точки зрения нефтедобычи, согласно лицензии НД № 52 от 14 сентября 1992 года, также был закреплен за «Якутгазпромом». 1 ноября 2000 года в Ленске зарегистрировали компанию «Таас-Юрях нефтегазодобыча» («ТЮНГ»). В апреле 2002 года она оформила на себя лицензию по разработке центрального блока Среднеботуобинского месторождения (лицензия — ЯКУ11 143НЭ), поскольку срок действия разрешающего документа у «Якутскгазпрома» истек 13 сентября 1997 года. Как вспоминают ветераны отрасли, какое-то время «Якутскгазпром» достаточно плотно сотрудничал с «Таас-Юряхом», работая оператором по нефтедобыче.
В марте 2007 года «ТЮНГ» получила еще одну лицензию на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Курунгского участка (лицензия ЯКУ14 004НР, действует до 25 февраля 2032 года), прилегающего к Центральному блоку с юга. В 2004 году на Центральном блоке началось бурение боковых горизонтальных стволов из старых разведочных скважин. С 2008 года начата программа бурения эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием до 500 метров. К концу 2010 года пробурено 12 БГС (боковых горизонтальных стволов) и 8 новых скважин. В 2010 году проведена защита запасов в ГКЗ. По состоянию на начало 2010 года извлекаемые запасы Центрального блока Среднеботуобинского НГКМ по категории С1+С2 составляли 130 млн т нефти и 140 млрд куб. м газа. Согласно этим данным, промысел был включен в число месторождений федерального значения.
По состоянию на 1 ноября 2012 года на ЛУ Центрального блока Среднеботуобинского НГКМ было пробурено 55 поисковых и разведочных скважин: 2 поисковые, 35 разведочных, вскрывших ботуобинский горизонт, 16 разведочных скважин, вскрывших только осинский горизонт, две скважины остановлены выше осинского горизонта.
К этому периоду в эксплуатационном фонде Центрального ЛУ находилось 37 скважин (в том числе скважина № 35 — газовая), в консервации из-за отсутствия обустройства — 12 скважин, в ожидании промышленной эксплуатации — 25 скважин (предусмотрена периодичная эксплуатация скважин). Ликвидировано 27 скважин. Общее количество пробуренных скважин равнялось 81 единице. Суммарная проходка поискового и разведочного бурения к 1 ноября 2012 году составляла 172,5 тыс. метров.
В 2009 году долю Urals Energy (одного из акционеров) в «ТЮНГД» получил Сбербанк. В марте 2012 года «Роснефть» приобрела у Сбера за $444 млн 35,3% компании. Через год «Роснефть» довела свою долю в компании до 65%.
В 2013 году Среднеботуобинское месторождение было введено в эксплуатацию; запущены основные объекты инфраструктуры нефтепромысла, в числе которых — объекты подготовки, транспортировки и сдачи нефти в магистральный трубопровод «Восточная Сибирь — Тихий океан» («ВСТО»).
Доступ к транспортной магистрали, производственный потенциал, близость к Азиатско-Тихоокеанскому региону обозначили интерес к «ТЮНГД» зарубежных инвесторов. В результате в 2016 году на базе «Таас-Юрях Нефтегазодобычи» начал работу международный консорциум. В настоящее время акционерами компании являются: «РН-разведка и добыча» (входит в структуру «Роснефти») с долей 50,1%, ТААС ИНДИЯ ПТЕ. ЛТД. (консорциум индийских компаний Oil India, Indian Oil и Bharat Petroresources, зарегистрирован в Республике Сингапур) — 29,9%; БИПИ РАШАН ИНВЕСТМЕНТС ЛИМИТЕД (Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии) — 20%.
27 сентября 2013 года глава «Роснефти» Игорь Сечин и президент компании «АЛРОСА» Федор Андреев в присутствии Дмитрия Медведева, который в то время возглавлял правительство РФ, подписали соглашение о приобретении ряда нефтегазовых активов на территории Ямало-Ненецкого АО и Республики Саха (Якутия). Согласно договоренности, «Роснефть» стала владельцем 100% доли участия в «Геотрансгазе», «Уренгойской газовой компании», «Иреляхнефти», а также 99,9995% акций в компании «АЛРОСА-Газ». Общая сумма сделки составила $1,38 миллиарда. Комментируя подписанное соглашение, Игорь Сечин сказал: «Приобретение нефтегазовых активов компании “АЛРОСА” в очередной раз демонстрирует приоритетность развития газового бизнеса для “Роснефти”, а также укрепляет наши позиции на чрезвычайно важном дальневосточном направлении».
Таким образом, «АЛРОСА — Газ», владеющая лицензией ЯКУ 11 144 НЭ на добычу газа и газового конденсата с Северного блока и Восточного блока III Среднеботуобинского НГКМ, стала активом «Роснефти».
Восточные блоки
Компания «Ростнефтегаз» («РНГ») была зарегистрирована 18 декабря 2003 года в Москве. Как отмечено на сайте «РНГ», предприятие создано в составе группы компаний EASTSIB HOLDING, которая как юридическое лицо зарегистрирована в Никосии (Республика Кипр). До 2009 года активная деятельность «РНГ» не осуществлялась. А в декабре 2009 года компания выиграла открытый аукцион министерства природных ресурсов и экологии РФ на право пользования недрами в пределах участка Восточных блоков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения с целью разведки и добычи углеводородного сырья на территории Республики Саха. В 2010-м была утверждена программа геологоразведочных работ на 2011–2015 годы в пределах лицензионного участка. Ее разработкой по заказу «РНГ» занимались специалисты «РН КрасноярскНИПИнефти». В феврале 2010 года структура EASTSIB HOLDING получила лицензию, дающую право пользования недрами в пределах участка Восточных блоков Среднеботуобинского месторождения. В 2013 году сотрудники «Компании нефтяных инженеров» разработали проект пробной эксплуатации лицензионного участка, который был согласован в Федеральном агентстве по недропользованию и утвержден Центральной Комиссией по разработке нефтяных и газовых месторождений РФ. В этот же период «РНГ» и «Таас Юрях нефтегазодобыча» подписали соглашение о транспортировке нефти через нефтепровод «Среднеботуобинское НГКМ — ВСТО». В 2014 году советы директоров EASTSIB HOLDING и «РНГ» возглавил член палаты лордов Великобритании Фредерик Мэттью Томас Понсонби. Из биографии лорд Понсонби известно, что нефтепромысловое дело он изучал в Имперском колледже Лондона, карьеру в отрасли начинал с должности инженера-нефтяника в Charterhouse Petroleum, нееоднократно занимал должность независимого директора крупных международных энергетических и нефтегазовых компаний.
На время его работы в «РНГ» пришлись достаточно значимые достижения холдинга: запуск масштабных проектов, разведка и открытие новых месторождений, реализация социально-экономических инициатив в Республике Саха (Якутия). В 2022 году, после начала СВО на Украине, ему пришлось уйти из компании. На сайте «РНГ» в новости о его отставке было отмечено: «господин Понсонби выражает сожаление в связи со своим уходом. Надеется, что после нормализации международной обстановки он сможет вернуться в команду холдинга».
В 2014 году для производства буровых работ и проведения испытаний разведочных скважин были привлечены известные нефтесервисные компании Halliburton и Weatherford. Началось обустройство ЛУ — велось строительство дорог, складов, линий электропередач, жилой и ремонтной инфраструктуры, закупалась необходимая техника. В 2017 году было окончено эксплуатационное бурение на кусте скважин № 1. В 2018 году Роснедра продлили «РНГ» лицензию на месторождение на 100 лет.
Как отмечают в компании, на 1 января 2024 года начальные извлекаемые запасы нефти Восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ составляли 38,0 млн т, а начальные извлекаемые запасы по газу — 13,9 млрд кубометров. В 2023 году «РНГ» построила на промысле 53 км технологических проездов и электрифицировала 20 объектов. Общая площадь проведенной сейсморазведки в полевом сезоне 2022/2023 превысила 706 кв. километров.
Согласно данным «ЦДУ ТЭК», за 9 месяцев 2024 года добыча нефти с газовым конденсатом составила 994,1 тыс. т при фонде нефтяных скважин, дающих продукцию — 97 штук. В этот же период на промысле было пробурено 13,5 тыс. м в эксплуатационном секторе бурения. По итогам прошлого года, буровые бригады, работающие на Восточных блоках Среднеботуобинского месторождения, прошли 30,8 тыс. м в эксплуатационном бурении (–48,1 тыс. м к 2022 году) и 0,7 тыс. м в разведочном (–9,2 тыс. м к 2022 году).
Центральный блок
В январе 2017 года компания «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» завершила сварку последнего стыка линейной части напорного трубопровода увеличенной мощности для транспортировки нефти со Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения — «Среднеботуобинское НГКМ — ТС ВСТО». Протяженность трубопровода, который прокладывался подземным способом, составила 168 км, диаметр труб — 530 мм, мощность — 5 млн т нефти в год. Узел подключения к «ВСТО» — в районе Ленска. Строительно-монтажные работы велись с ноября 2015 года. До конца 2017 года был полностью завершен монтаж узлов пуска и приема средств очистки и диагностики, оборудования систем автоматизации и связи, а также мостовых переходов. Уже в 2018 году поставки товарной нефти с месторождения значительно выросли, что повлияло на добычу. Так, по итогам 2018 года «ТЮНГ» добыла на Среднеботуобинском НГКМ 2900,8 тыс. т (+ 1655,2 тыс. т к 2017 году), а по итогам 2023 года, по данным «ЦДУ ТЭК», на Центральном блоке был достигнут рекордный показатель 5112,1 тыс. т нефтяного сырья (+76,6 тыс. т к 2022 году). Но, похоже, и это не предел, есть вероятность, что в 2024 году падет и этот рекорд, поскольку за 9 месяцев текущего года было добыто 3731,3 тыс. тонн. По итогам трех кварталов до 393 ед. вырос фонд скважин дающих продукцию (+8 скважин к 2023 году), проходка в эксплуатационном бурении за этот же период составила 148,3 тыс. м, а в разведочном — 10,3 тыс. м, что выше показателя (9 тыс. м), который показала компания за весь 2023 год.
Комплекс по производству гелия
В сентябре 2023 года на Восточном экономическом форуме было подписано трехстороннее соглашение о сотрудничестве при строительстве на территории Среднеботуобинского месторождения комплекса по переработке природного газа с целью извлечения гелия. Подписи под документом поставили глава Республики Саха (Якутия) Айсен Николаев, генеральный директор Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики (КРДВ) Николай Запрягаев и соучредитель компании «ДББ» Иван Бухонин. Ранее на ПМЭФ-2023 с этой же целью власти Якутии, компании «АЛРОСА» и «ДББ» заключили соглашение о намерениях.
Планируется, что для производства гелия будет использоваться газ, добываемый «АЛРОСА-Газом» на лицензионных участках Среднеботуобинском НГКМ. Причем пилотную добычу предполагалось запустить уже в 2025 году, а выйти на проектную мощность (4 млн куб. м в год) — в 2028 году.
К моменту подписания соглашения на ВЭФ-2023 была создана рабочая группа, разработана и реализовывалась «дорожная карта» по созданию объекта. Проект получит преференции в рамках режима ТОР, то есть ему, как резиденту, будут доступны сниженные с 30% до 7,6% страховые взносы, заявительный порядок их применения, нулевые налоги на прибыль, землю, имущество первые несколько лет. Также появляется возможность инфраструктурного обеспечения и предоставления земельного участка. Кроме того, предусмотрены применение процедуры свободной таможенной зоны, правовая и hr-поддержка, предоставление права использования для своей продукции товарного знака «Сделано в ТОР», который способствует продвижению деловой репутации, товаров и услуг, и другие сервисы и услуги КРДВ.
