4. О компании

Компания
«Сахалин Энерджи»

Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» («Сахалин Энерджи» или компания) образована в 1994 году 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 России 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 терминалом отгрузки СПГ, узлы отбора и учета газа. Это один из самых технически сложных проектов, осуществленных за последние десятилетия в мировой нефтегазовой индустрии.

«Сахалин Энерджи» — первый и пока единственный в России производитель СПГ, поставляющий газ на внешний рынок. Благодаря компании Россия стала одним из ключевых игроков на перспективном рынке Азиатско-Тихоокеанского региона.

Производственные объекты «Сахалин Энерджи»

Основные результаты деятельности
компании в 2016 году

«Сахалин Энерджи» — лидер производительности труда.

«Сахалин Энерджи» вошла в число лидеров Всероссийской премии «Производительность труда: Лидеры промышленности России — 2016» и заняла вторые места в номинации «ТОП-100: Лидеры промышленности России — 2016» и «ТОП-30: Лидеры по производительности труда в нефтегазовой промышленности России».

Компания является также лидером по производительности труда в Сахалинской области, занимая вторые места одновременно на всероссийском и локальном уровнях два года подряд. Проект осуществляет деловой портал «Управление производством» с 2015 г. с целью определения лидеров промышленности страны, регионов и ключевых отраслей и предоставления бенчмаркинговой информации. В процессе работы были изучены данные более 5 тыс. промышленных предприятий России, совокупная выручка которых составила более 55% ВВП страны, а количество сотрудников — более 5,6 млн человек.

Объекты

В июле 2016 г. «Сахалин Энерджи» совместно с подрядными организациями и поставщиками оборудования закончила плановый капитальный ремонт объектов газовой системы проекта «Сахалин-2». Работы такого масштаба проводились в компании во второй раз и завершились с соблюдением всех мер безопасности.

В 2016 г. производство было приостановлено на 25 дней для проведения масштабной проверки и технического обслуживания больших газовых турбин, компрессоров и другого оборудования, замены химических реагентов, для капитального ремонта клапана управления и решения других задач. Подготовка к ремонтным работам заняла 18 месяцев, в ней участвовали практически все подразделения компании. Были учтены итоги капитального ремонта 2015 г., что позволило добиться положительных результатов во всех направлениях. Работы были выполнены в срок и безопасно.

В 2016 г. компания досрочно выполнила планы добычи нефти и производства СПГ. Этого результата удалось достичь благодаря устранению и оптимизации ограничений в работе наземного оборудования, совершенствованию режимов работы скважин, а также увеличению надежности оборудования всей производственной цепочки компании. Выполнение планов было достигнуто при соблюдении всех требований безопасности.

Платформа «Моликпак» (ПА-A)

В июле 2016 г. исполнилось 17 лет с начала добычи нефти с платформы «Моликпак».

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

По состоянию на конец 2016 г. фонд скважин платформы «Моликпак» составляли 15 нефтедобывающих, пять водонагнетательных и одна поглощающая скважина для обратной закачки буровых отходов в пласт. Среднесуточная добыча на платформе в 2016 г. составила 6,72 тыс. т (49,49 тыс. барр.) нефти и 0,83 млн м3 попутного газа.

В 2016 г. компания продолжила эксплуатационное бурение с целью поддержания уровня добычи. Были пробурены две новые скважины:

  • в мае 2016 г. (впервые с 2005 г.) нефтяная скважина в сводовую часть месторождения с заканчиванием по технологии Frac&Pack для предотвращения выноса песка;
  • во второй скважине пробурен пилотный ствол с отбором керна с целью устранения существующих неопределенностей в вопросах геологии и разработки месторождения. После этого в скважине был пробурен и закончен боковой ствол для проведения оценки продуктивности и производительности неисследованных пластов. 

В течение года произведено несколько внутрискважинных работ для восстановления герметичности, поддержания уровня добычи, а также проведения обязательного эксплуатационного контроля за работой скважин и заводнением.

Кроме ведения буровых работ и смежных операций компания продолжала контролировать разработку месторождения и эксплуатацию скважин, качество нагнетаемой жидкости для поддержания пластового давления (ППД) и работу системы закачки бурового шлама. В дополнение к этому проводился анализ геохимических маркеров, оценка состава проб добытой нефти и воды. На платформе осуществляется непрерывный контроль выноса песка и целостности скважин.

В течение года реализован ряд значительных проектов модернизации буровой установки (монтаж новой линии глушения и дросселирования и новой катушки бурового каната). Проведена инспекция буровой (проводится один раз в пять лет).

Подготовлен отчет «Геологическое доизучение объектов опытно-промышленного и промышленного размещения буровых отходов и других жидкостей в глубокие горизонты недр Астохского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения. Уточнение объемов размещения буровых отходов и других жидкостей». Отчет был представлен на экспертизу в ФБУ «ГКЗ» Роснедра. Положительное заключение получено в ноябре 2016 года.

Платформа «Пильтун-Астохская — Б» (ПА-Б)

Летом 2016 г. был произведен ремонт бетонных опор морской платформы ПА-Б в наиболее труднодоступном для работы месте — зоне заплескивания. Ремонт осуществлял персонал подрядной организации. По оценкам специалистов компании, работы были выполнены на высоком уровне: на основе детального плана действий, с учетом всех факторов риска, без инцидентов в сфере ОТОСБ. Это был уникальный для мирового опыта эксплуатации морских платформ ремонт конструкций из высокопрочного бетона в зоне заплескивания.

По состоянию на конец 2016 г. фонд скважин платформы ПА-Б составляли 13 добывающих, семь водонагнетательных и две поглощающие скважины.

В 2016 г. с платформы в сутки в среднем добывалось 3,94 тыс. т (29,05 тыс. барр.) нефти и 1,17 млн м3 газа.

В 2016 г. на Пильтунском участке были пробурены две новые добывающие скважины. В одной из них впервые была применена технология Frac&Pack с привлечением специализированного судна заканчивания скважин.

Для второй скважины были пробурены два оценочных пилотных ствола, обеспечивших уточнение траектории основного горизонтального ствола и получение необходимых данных для доизучения южной части Пильтунского участка. Во время бурения были получены геофизическое данные, позволившие уточнить структуру пластов-коллекторов и их свойства. Кроме того, в рамках исследований выполнялся анализ устьевых проб пластовых флюидов, а также геохимическое исследование нефти.

Для оптимизации добычи были выполнены замена газлифтного клапана и перфорация дополнительного интервала, проведены специальные исследования для определения целостности насосно-компрессорной трубы (НКТ).

В 2016 г. компания подготовила и согласовала с ФБУ «ГКЗ» Роснедра проектные документы «Материалы по оперативной переоценке запасов нефти, газа и конденсата ряда пластов Пильтунского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения» и «Дополнение к технологической схеме разработки Пильтунского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения».

Необходимость составления новых проектных документов обусловлена уточнением геологического строения Пильтунского участка на основании накопленного материала по истории разработки и результатов бурения скважин, изменивших представление о дальнейшей стратегии освоения участка.

Платформа «Лунская-А» (ЛУН-А)

В 2016 г. платформа ЛУН-А продолжала работу в стабильном режиме, обеспечивая бесперебойную добычу газа из действующих скважин. Среднесуточная добыча газа с платформы составила 45,68 млн м3.

В 2016 г. пробурены и введены в эксплуатацию две новые газодобывающие скважины, оборудованные гравийными фильтрами в открытом стволе с целью предотвращения выноса песка.

Перед освоением новых скважин на платформе было введено в эксплуатацию специальное оборудование, позволяющее устранить риск загрязнения производственного оборудования платформы жидкостями, механическими примесями или эмульсиями, которые могут поступать из скважин при освоении.

Во второй половине 2016 г. была осуществлена замена верхних центральных и отводных задвижек на двух скважинах для восстановления герметичности.

В 2016 г., помимо бурения и ремонтных работ, компания вела: геофизические исследования в обсаженном стволе скважины; непрерывный контроль пластового давления и размещения отходов бурения и попутной воды; исследования керна и анализ проб пластовой воды.

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 СПГ. Через ОБТК проходят также нефть и попутный газ, добытые на морских платформах Пильтун-Астохского месторождения. В 2016 г. производительность ОБТК составила 58 млн м3 газа и 25 тыс. т (195 тыс. барр.) нефти/конденсата в сутки.

Транссахалинская трубопроводная система, НКС и узлы отбора и учета газа

В состав транссахалинской трубопроводной системы входят морские трубопроводы общей протяженностью примерно 300 км, наземные трубопроводы для многофазной перекачки, нефте- и газопроводы общей протяженностью около 1 600 км, 105 узлов запорной арматуры, пять аварийно-восстановительных пунктов, две насосно-компрессорные станции (НКС), а также два узла отбора и учета газа (северный и южный). 

Основная задача «Сахалин Энерджи» и ООО «Газпром трансгаз Томск» (подрядной организации по техническому обслуживанию транссахалинской трубопроводной системы) — обеспечить целостность системы, удерживающей углеводороды под давлением. «Сахалин Энерджи» разработала и утвердила сценарий мер в области ОТОСБ 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;
  • с помощью очистных снарядов из морских и наземных нефтепроводов регулярно удаляются вода и отложения; 
  • 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; 
  • с целью мониторинга регулярно выполняются облеты трассы трубопровода на вертолетах; проводится также 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, 70% происшествий на трубопроводах по всему миру связаны с непредумышленными действиями людей. «Сахалин Энерджи» заблаговременно сообщает жителям информацию о трубопроводной системе и ее значимости. 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 место- рождение) в нефтепроводную систему «Сахалин Энерджи» в соответствии с соглашением между ООО «Газпром экспорт» и «Сахалин Энерджи». Этот газовый конденсат вместе с нефтью, добытой компанией, транспортируется к терминалу отгрузки нефти (ТОН).

Производственный комплекс «Пригородное»

К объектам производственного комплекса «Пригородное», который находится на юге Сахалина, на берегу практически незамерзающего залива Анива, относятся завод СПГ с причалом отгрузки и терминал отгрузки нефти (ТОН) с выносным причальным устройством (ВПУ), расположенным в море на расстоянии около 5 км от берега. Завод, занимающий площадь 490 га, включает в себя две технологические линии c проектной производительностью 4,8 млн т СПГ в год каждая. Реализация Программы повышения производственной эффективности и надежности в последние годы значительно повысила производительность завода. 

В середине июля 2016 г. завершился очередной плановый технический останов газовой системы проекта «Сахалин-2». Были остановлены вторая технологическая линия завода СПГ и соответствующие системы добычи и транспортировки газа. Компания, опираясь на предыдущий опыт, смогла завершить работы в установленные сроки и с соблюдением всех мер безопасности. Анализ проведенных работ поможет оптимизировать подготовку и ход будущих плановых остановов производства. 

Подача газа на южный узел отбора и учета газа велась без перерыва. Это позволило продолжить снабжение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и отказаться от использования угольного топлива, которое неизбежно оказывало бы воздействие на окружающую среду. 

Важным событием для производственного комплекса «Пригородное» в августе 2016 г. стало достижение высокого результата: более чем 11 млн человеко-часов работы без случаев травм с потерей трудоспособности за восемь лет. Отсчет ведется с августа 2008 г., т. е. с периода, предшествующего началу производства СПГ. Система менеджмента качества производственного комплекса «Пригородное» успешно поддерживается на уровне международного стандарта качества ISO 9001.

В 2016 г. «Сахалин Энерджи» установила новый рекорд по производству СПГ — суточный объем производства превысил прежний рекордный уровень (зафиксирован в марте 2012 г.). Кроме этого, был достигнут рекордный показатель производства СПГ в неделю: более 255 тыс. т СПГ. Ранее максимальное недельное производство не превышало 250 тыс. т, прежний рекордный уровень был зафиксирован в феврале 2014 года.

Это стало возможным благодаря модификациям основных криогенных теплообменников завода по производству СПГ в ходе капитального ремонта в 2015 и 2016 гг., что позволило повысить их производительность. Высокая надежность системы добычи и транспортировки газа (от Лунского месторождения через ОБТК/НКС № 1 и НКС № 2 до завода по производству СПГ) и высокие показатели нефтедобывающих объектов позволили повысить пропускную способность системы и в результате производить больше СПГ.

Проекты развития

Проект дожимной компрессорной станции ОБТК

В 2016 г. АО «РЭП Холдинг» продолжало изготовление трех газоперекачивающих агрегатов для дожимной компрессорной станции (ДКС) ОБТК. В течение года «Сахалин Энерджи» заключила договоры на изготовление емкостного оборудования с российскими и международными поставщиками.

В 2016 г. компания заключила договор с ООО «Заполярпромгражданстрой» на подготовку площадки строительства ДКС. Работы начались в августе, завершить их планируется в конце 2017 года.

В 2016 г. начался тендерный процесс по основному договору на реализацию проекта (рабочее проектирование, поставки и строительство).

Проект разработки Южно-Пильтунского участка

Решение о разработке Южно-Пильтунского участка будет приниматься с учетом информации об изменении запасов газа на Лунском месторождении, строительстве третьей технологической линии СПГ, макроэкономической ситуации и ситуации на рынках энергоносителей.

«Сахалин Энерджи» уточняет геологическое строение, геологические и извлекаемые запасы Пильтун-Астохского месторождения, включая Южно-Пильтунский участок, и планирует представить интегрированную технологическую схему разработки на рассмотрение в ФБУ «ГКЗ» Роснедра.

Проект строительства третьей технологической линии завода СПГ

В 2016 г. «Сахалин Энерджи» начала разработку проектной документации для реализации проекта строительства третьей технологической линии завода по производству сжиженного природного газа в рамках проекта «Сахалин-2».

Разработку проектной документации выполняют компания Shell Global Solutions International и российский проектный институт АО «Гипрогазцентр» с участием ряда других компаний, в т. ч. сахалинских. Кроме того, большое число компаний, работающих в Сахалинской области, привлечены к выполнению инженерных и фоновых изысканий.

Проект расширения завода СПГ является оптимальным и экономически обоснованным вариантом увеличения объема российского СПГ на мировом рынке.

Добыча и отгрузка углеводородов

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 до температуры –160 °С при атмосферном давлении происходит сжижение природного газа с одновременным уменьшением объема в 600 раз, что позволяет обеспечить его накопление, хранение и перевозку морским транспортом.

Благодаря постоянной оптимизации работы производственных систем и отладке оборудования компания добивается показателей, которые превышают проектную мощность завода, составляющую 9,6 млн т СПГ в год. В 2016 г. «Сахалин Энерджи» произвела 10,93 млн т СПГ.

Транспортировка СПГ осуществлялась как специализированными судами покупателей, так 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 составляют пять танкеров-газовозов.

В 2016 г. «Сахалин Энерджи» отгружала СПГ в Японию, Южную Корею, Китай и Тайвань. Покупатель CPC Corporation (Тайвань) нарастил долю потребляемого СПГ проекта «Сахалин-2» ввиду увеличившегося спроса в стране и закрытия атомных электростанций, которые использовались для производства электроэнергии.

В 2016 г. доля сахалинского СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе составила около 6%, на мировом рынке — около 4,5%.

Структура рынка продаж сахалинского СПГ
в 2016 году, %

Структура рынка продаж нефтяной смеси
в 2016 году, %

Нефть

Нефтяная смесь Sakhalin Blend является нефтью особой марки, выведенной «Сахалин Энерджи» на рынок АТР. Это смесь легкой малосернистой нефти и газоконденсата.

В 2016 г. «Сахалин Энерджи» добыла 3,90 млн т (28,75 млн барр.) нефти, 1,61 млн т (14,17 млн барр.) конденсата. В течение года «Сахалин Энерджи» отгрузила с терминала ПК «Пригородное» 5,48 млн т (42,82 млн барр.) нефтяной смеси.

Всего покупателями нефтяной смеси в 2016 г. стали 14 компаний в шести странах. Доставка продукции производилась через 18 портов назначения и транзита в Японии, Китае, Южной Корее, Малайзии, на Филиппинах и в Сингапуре.

Основными рынками сбыта нефтяной смеси проекта «Сахалин-2» исторически являются Япония, Южная Корея и Китай. Эти рынки стратегически важны, прежде всего, в связи с географической близостью и наличием стабильного спроса на легкие малосернистые сорта нефти. В 2016 г. доли этих стран были неизменно высоки. Япония и Китай стали крупнейшими покупателями нефтяной смеси (около 68% общего объема поставок 2016 г.).

Около 7,2% произведенной в 2016 г. нефтяной смеси было продано и доставлено в Малайзию, на Филиппины и в Сингапур, что свидетельствует о спросе на нефтяную смесь проекта «Сахалин-2» со стороны нефтеперерабатывающих предприятий АТР даже в условиях насыщенности рынка нефти.

В 2016 г. доля нефти, отгруженной «Сахалин Энерджи», составила 0,3% от суммарного объема нефти, поставленной в Азиатско-Тихоокеанский регион.

Природный газ

С 2011 г. компания подает природный газ в систему газопроводов ПАО «Газпром» в счет уплаты роялти российской стороне в натуральной форме. Передача газа осуществляется через два узла отбора и учета газа (УОУГ) в северной и южной частях острова Сахалин. С начала поставок российской стороне передано около 6,5 млрд м3 природного газа, в т. ч. через южный УОУГ на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и другие объекты инфраструктуры Сахалина — около 2,8 млрд м3 природного газа (включая поставку 671 млн м3 в 2016 г.). Через северный УОУГ в 2016 г. передано более 427 млн м3 газа, который поступил в магистральный газопровод Сахалин — Хабаровск — Владивосток для дальнейшего использования в программах развития топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока и Приморья. Всего в 2016 г. российской стороне было передано около 1,1 млрд м3 газа проекта «Сахалин-2».

Программа непрерывного совершенствования

В 2016 году Программа производственной эффективности была переименована в Программу непрерывного совершенствования, чтобы подчеркнуть, что она охватывает все стороны деятельности компании.

«Сахалин Энерджи» продолжила совершенствование всех процессов в компании, используя следующие ключевые факторы успеха: 

  • понимание и приверженность руководства: руководители понимают необходимость процесса, участвуют в нем и взаимодействуют с персоналом; 
  • сопряженность с потребностями бизнеса: работа над улучшением обусловлена несколькими (2–4) факторами производственной/стратегической необходимости; 
  • детальный, глубокий подход: поддержка и непосредственная вовлеченность в процесс и управление им на всех уровнях; 
  • профессиональный опыт, организационные возможности: руководители создают условия, при которых непрерывное совершенствование является частью корпоративной культуры.

В 2016 г. «Сахалин Энерджи» продолжила реализацию инициатив оптимизации бизнес-процессов, включая инициативы, в которых задействованы различные директораты: 

  • Программа «Стабильность и при $35», которая позволила добиться существенной экономии расходов; 
  • в рамках Программы разработки месторождений и эффективного использования инфраструктуры был достигнут значительный прирост к добыче в результате оптимизации производственных систем; 
  • анализ процесса проведения медицинских осмотров сотрудников компании способствовал устранению необоснованных расходов, а также снижению вероятности нахождения персонала, непригодного к выполнению опасных видов работ, на удаленных объектах и др.