4. О компании

4.1 Компания «Сахалин Энерджи»

В 2017 г. компания заняла 1-е место во Всероссийском конкурсе «Производительность труда: Лидеры промышленности России» (производительность труда: 132,63 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 конкурса третий 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 терминалом отгрузки СПГ, узлы отбора и учета газа. Это один из самых технически сложных проектов, осуществленных за последние десятилетия в мировой нефтегазовой индустрии.

Производственные объекты «Сахалин Энерджи»

4.2 Основные результаты деятельности компании в 2017 году

В 2017 г. компания заняла 1-е место во Всероссийском конкурсе «Производительность труда: Лидеры промышленности России» (производительность труда: 132б63 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 конкурса третий год подряд.


В 2017 г. компания досрочно выполнила планы добычи нефти и производства СПГ. Этого результата удалось достичь благодаря устранению ограничений в работе наземного оборудования, совершенствованию режимов работы скважин, увеличению надежности оборудования всей производственной цепочки компании. Выполнение планов было достигнуто при соблюдении всех требований безопасности.

4.2.1. Объекты

В феврале 2017 г. исполнилось восемь 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.

В 2017 г. все три буровые установки платформ компании заняли верхние строчки ежегодного рейтинга концерна Shell, составленного на основании показателей в сферах производства, ОТОС и персонала: платформа ПА-Б удостоена награды «Буровая года», платформа ПА-А заняла вторую строку рейтинга, платформа ЛУН-А — пятую.

4.2.1.1 Платформа «Моликпак» (ПА-A)

В июле 2017 г. исполнилось 18 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 2017 г. фонд скважин платформы «Моликпак» включал 16 нефтедобывающих, шесть водонагне тательных и одну поглощающую скважины для обратной закачки буровых отходов в пласт. Среднесуточная добыча на платформе в 2017 г. составила 6,91 тыс. т (50,87 тыс. барр.) нефти и 0,82 млн м³ попутного газа.

С начала разработки месторождения на платформе ПА-А добыто более 35 млн т (более 260 млн барр.) нефти. В 2017 г. компания продолжала эксплуатационное бурение с целью поддержания постоянного уровня добычи.

В феврале 2017 г. в центральную часть участка пробурена нефтяная скважина, законченная с применением фильтра с гравийной набивкой.

В мае 2017 г. пробурен боковой ствол нефтяной скважины с заканчиванием по технологии гидроразрыва пласта и гравийной набивки (ГРПГР) для предотвращения выноса песка. До этого (2016 г.) скважина была остановлена по причине низкого пластового давления и негерметичности обсадной колонны.

Наряду с этими работами в июне 2017 г. в центральной части залежи пробурена водонагнетательная скважина с целью поддержания пластового давления.

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. На платформе осуществляется непрерывный контроль за обводненностью продукции добывающих скважин и за процессом выноса песка, а также контроль целостности скважин.

В III и IV кварталах 2017 г. реализован значительный ряд проектов модернизации буровой установки (замена блока управления ПВО, замена цементной установки и воздушного компрессора).

В ноябре 2017 г. произведена установка семи кондукторов.

В 2017 г. подготовлено Дополнение к техническому проекту на строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, в целях размещения буровых отходов и других жидкостей на Астохском участке Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения.

В 2017 г. выполнены оперативная переоценка запасов углеводородов и Дополнение к технологической схеме разработки Астохского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения. Материалы в конце 2017 г. направлены на рассмотрение в ФБУ «ГКЗ» Роснедра.

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

По состоянию на конец 2017 г. фонд скважин платформы ПА-Б включал 15 добывающих, семь водонагнетательных  и две поглощающие скважины.

В 2017 году ПА-Б отметила десятилетний юбилей — в 2007 году успешно завершилась установка верхних строений платформы.


В 2017 г. с платформы в сутки добывалось в среднем 4,52 тыс. т (33,26 тыс. барр.) нефти и 1,28 млн м³ газа. С начала разработки на платформе ПА-Б добыто около 15 млн т (почти 110 млн барр.) нефти.

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


В июне 2017 года на платформе ПА-Б успешно выполнена уникальная операция по замене стрелы кранового оборудования. Впервые в мировой практике нефтегазовой промышленности на работающей платформе и в сложных погодных условиях была установлена стрела весом 18 тонн и длиной 48 метров.


В 2017 г. на Пильтунском участке были пробурены две новые добывающие скважины.

Процесс строительства скважины, законченной в мае 2017 г., включал бурение пилотного и основного горизонтального стволов. Бурение пилотного ствола произведено в целях уточнения стратиграфического положения пласта в северной части месторождения, оптимизации траектории горизонтального участка скважины в этом проектном горизонте и для уточнения геологического строения других пластов. Полученные данные будут использованы для оптимизации положения другой добывающей скважины и уточнения стратегии разработки пласта в целом.

В июле 2017 г. пробурена вторая добывающая скважина, законченная по технологии гидроразрыва пласта и гравийной набивки (ГРПГР).

В августе 2017 г. пробурен разведочный пилотный ствол с целью проведения запланированных исследований геологических свойств пласта и определения типа насыщения для принятия решения о дальнейшей разработке участка и очередности скважин в графике бурения. Исследования завершены, пилотный ствол ликвидирован. Определение нефтенасыщенности позволило уточнить стратегию разработки.

В мае 2017 г. на Пильтунском участке выполнена интенсификация притока в одной из добывающих скважин. Работы включали кислотную обработку насосно-компрессорной трубы (НКТ) и ее компонентов, а также закачку ингибитора солеотложения в пласт. В результате успешно проведенных операций простаивающая ранее скважина возобновила работу.

В IV квартале 2017 г. произведена установка 11 кондукторов.


4.2.1.3 Платформа «Лунская-А» (ЛУН-А)

В 2017 г. платформа ЛУН-А продолжала работу в стабильном режиме, обеспечивая бесперебойную добычу газа из действующих скважин. Среднесуточная добыча газа с платформы составила 47,93 млн м3.
С начала разработки на платформе добыто 136 млрд м³ газа.

В 2017 г. с платформы ЛУН-А пробурены две газовые скважины.

В ходе строительства первой газовой скважины пробурен пилотный ствол для доразведки одного из блоков Лунского месторождения в целях подтверждения наличия нефтяной оторочки и уточнения геологического строения.

В 2017 г. осуществлена замена верхних центральных и отводных задвижек на трех скважинах для восстановления герметичности.

Помимо бурения и ремонтных работ компания вела: геофизические исследования в открытом стволе скважины; непрерывный контроль пластового давления и размещения отходов бурения и попутной воды; исследования керна и анализ проб пластовой воды.

В 2017 г. подготовлено Дополнение к техническому проекту на строительство и эксплуатацию подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, в целях размещения буровых отходов и других жидкостей на Лунском нефтегазоконденсатном месторождении.

В 2017 г. по результатам доразведки выполнены оперативная переоценка запасов углеводородов и Дополнение к технологической схеме разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения. Материалы в конце 2017 г. направлены на рассмотрение в ФБУ «ГКЗ» Роснедра.


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 СПГ. Через ОБТК проходят также нефть и попутный газ, добытые на морских платформах Пильтун-Астохского месторождения.

В 2017 г. производительность ОБТК составила 58 млн м3 газа и 25 тыс. т (195 тыс. барр.) нефти/конденсата в сутки.


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 28 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) 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) — обеспечение 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 поведениях 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 «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).


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 СПГ с причалом отгрузки и терминал отгрузки нефти (ТОН) с выносным причальным устройством (ВПУ), расположенным в море на расстоянии 5 км от берега.

Комплекс, занимающий площадь около 420 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 2017 г. на ПК «Пригородное» не зарегистрировано ни одного серьезного происшествия, в т. ч. в сфере безопасности производственного процесса. Официально внедрена программа ОТОС «Цель ноль», послужившая укреплению корпоративной культуры, которая основывается на принципе заботы обо всех сотрудниках, включая подрядный персонал. Система управления качеством на производственном комплексе «Пригородное» находится на уровне международного стандарта качества ISO 9001.

Завод демонстрирует высочайшую надежность производства: в 2017 г. этот показатель на обеих технологических линиях СПГ превысил 99%.

С начала эксплуатации в 2009 году завод произвел более 200 млн м³ (90 млн т) сжиженного природного газа.

В июне на заводе в ходе планового останова интегрированной газовой системы успешно проведены работы по техобслуживанию и планово-профилактический ремонт. В период останова не было зарегистрировано ни одного серьезного происшествия. Планово-профилактический ремонт выполнен с опережением графика.
В 2017 г. реализованы инициативы, нацеленные на увеличение объемов производства СПГ путем повышения эффективности сжижения без повышения уровня выбросов парниковых газов. В число этих инициатив вошли внедрение систем регулирования уровня смешанного хладагента предварительного охлаждения и регулирования соотношения тяжелого и легкого смешанного хладагента (ТСХ/ЛСХ),

а также оптимизация расширителя ТСХ и установка ветрозащитных экранов.
В 2017 г. достигнуты самые высокие производственные показатели с момента ввода ПК «Пригородное» в эксплуатацию. При этом приоритетом для сотрудников и подрядчиков «Сахалин Энерджи» остается безопасность труда.

В 2017 году компания вошла в число финалистов международной премии Platts Global Energy Awards 2017 в номинации «Лидерство в отрасли. Сжиженный природный газ».

4.2.2 Проекты развития 4.2.2.1 Проект дожимной компрессорной станции ОБТК

В 2017 г. компания ООО «Заполярпромгражданстрой» продолжала выполнение работ по подготовке площадки строительства ДКС ОБТК. Окончание данных работ запланировано на 2018 год.

Продолжается изготовление оборудования для ДКС, включая три газоперекачивающих агрегата и технологические сосуды. Работы выполняют российские и зарубежные поставщики. Доставка оборудования на стройплощадку запланирована на 2019 год.

В сентябре 2017 г. компания заключила с компанией Petrofac Facilities Management Limited договор на проектирование, поставку оборудования, материалов и строительство ДКС ОБТК. Завершение работ запланировано на конец 2021 года.

4.2.2.2 Проект разработки Южно-Пильтунского участка

В 2017 г. «Сахалин Энерджи» проводила уточнение геологического строения и геологических и извлекаемых запасов Пильтун-Астохского месторождения, включая Южно-Пильтунский участок. В дальнейшем компания планирует представить интегрированную технологическую схему разработки на рассмотрение в ФБУ «ГКЗ» Роснедра.

4.2.2.3 Проект строительства третьей технологической линии завода СПГ

В 2017 г. «Сахалин Энерджи» завершила разработку проектной документации для реализации проекта строительства третьей технологической линии завода по производству сжиженного природного газа 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. Ряд компаний, работающих в Сахалинской области, выполняли инженерные и фоновые изыскания.

Морская часть проекта (причал отгрузки СПГ) успешно прошла государственную экологическую экспертизу. Проектная документация представлена на государственную экспертизу в ФАУ «Главгосэкспертиза России».

Расширение завода 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 морским 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 2017 г. «Сахалин Энерджи» произвела 11,49 млн т СПГ.

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 2017 г. составили пять танкеров-газовозов.

В 2017 г. «Сахалин Энерджи» отгружала СПГ в Японию, Южную Корею, Китай и Тайвань. Доля покупателя CPC Corporation (Тайвань) второй год остается существенной ввиду повышенного спроса в стране и закрытия атомных электростанций, которые использовались для производства электроэнергии. В число покупателей СПГ вошли газораспределительные, электрогенерирующие и трейдинговые аффилированные компании с различными объемами спроса.

В 2017 г. доля сахалинского СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе составила более 9%, на мировом рынке — около 4%.

Структура рынка продаж СПГ в 2017 году, % 4.2.3.2 Нефть

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

Компания добывает и отгружает смесь нефти и конденсата с экспортного терминала ПК «Пригородное» начиная с 2009 года. С 2014 г. компания использует конденсат, добываемый на Киринском месторождении в рамках проекта «Сахалин-3» (проект ПАО «Газпром»). Добываемый компанией конденсат и конденсат проекта «Сахалин-3» смешивается с нефтью для получения сорта легкой малосернистой нефти с плотностью около 44–45,5° и содержанием серы около 0,14%. 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 Sokol, ESPO.

В 2017 г. «Сахалин Энерджи» добыла 4,17 млн т (30,71 млн барр.) нефти и 1,64 млн т (14,46 млн барр.) конденсата и приняла конденсат проекта «Сахалин-3» в объеме 0,1 млн т (0,83 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 в портах Южной Кореи и/или Японии для дальнейшей транспортировки другим покупателям.

Всего покупателями нефтяной смеси в 2017 г. стали 11 компаний в пяти странах. Доставка продукции производилась через 22 порта назначения и транзита в Японии, Китае, Южной Корее, Индии и США.

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 2017 г. доли этих трех стран оставались высокими и в целом составили примерно 91% общего объема поставок года. Несколько партий было доставлено в Индию и США посредством перевалки с судна на судно.

Доля нефтяной смеси, отгружаемой «Сахалин Энерджи», составляет 0,35% от суммарного объема нефти, поставленной в Азиатско-Тихоокеанский регион

Структура рынка продаж нефтяной смеси в 2017 году, % 4.2.3.3 Природный газ

С 2011 г. компания поставляет природный газ в систему газопроводов ПАО «Газпром» в счет уплаты российской стороне роялти в натуральной форме. Передача газа осуществляется через два узла отбора и учета газа (УОУГ) в северной и южной частях Сахалина. С начала поставок российской стороне передано более 7,56 млрд м³ природного газа, в т. ч. через южный УОУГ на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и другие объекты инфраструктуры Сахалина — более 3,45 млрд м³ природного газа (включая поставку 683 млн м³ в 2017 г.). Через северный УОУГ в 2017 г. передано более 436 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 2017 г. российской стороне передано около 1,12 млрд м³ газа проекта «Сахалин-2».

4.3 Программа непрерывного совершенствования

Цели, которые преследует компания «Сахалин Энерджи», реализуя инициативы в области непрерывного совершенствования, — быть ведущим источником энергии для Азиатско-Тихоокеанского региона и упрочить свое положение в долгосрочной перспективе. Для этого компания берет на себя обязательства изыскивать пути повышения эффективности ежедневного ведения бизнеса — без ущерба показателям надежности и безопасности.

Компания продолжает внедрять инициативы, направленные на непрерывное совершенствование всех процессов, учитывая четыре ключевых фактора успеха:

  • руководители лично осознают необходимость данных процессов, участвуют в них и взаимодействуют с персоналом;
  • улучшения и усовершенствования связаны с факторами стратегической необходимости и плановыми показателями, решения принимаются с учетом анализа рисков;
  • руководители создают условия, при которых непрерывное совершенствование является частью культуры;
  • улучшения от реализации инициатив поощряются и награждаются.

В 2017 г. «Сахалин Энерджи» достигла значительного прогресса в определении и реализации инициатив непрерывного совершенствования в различных областях, что привело к существенным сокращениям затрат, повышению прибыльности и эффективности и улучшению производства.

В 2017 году разработана и согласована концепция реализации проекта Сахалинского индустриального парка (СИП), предназначенного для повышения качества выполняемых работ, сокращения цепи поставок для технического обслуживания и контроля над затратами. Определены якорные резиденты, основные направления деятельности и предоставления услуг СИП.

Получить word файл