Всеволод Черепанов: «Гигантский потенциал»

Всеволод Черепанов: «Гигантский потенциал»

13 марта 2012, беседу вел Сергей Правосудов
Материал опубликован в № 1–2 корпоративного журнала «Газпром»

На вопросы корпоративного журнала «Газпром» отвечает член Правления, начальник Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» Всеволод Черепанов.

Всеволод Владимирович, сколько газа и жидких углеводородов «Газпром» добыл в 2011 году?

В 2011 году добыча газа составила 513,2 млрд куб. м, что на 7,5 млрд куб. м выше утвержденного плана. Добыча нефти — 32,3 млн т, газового конденсата — 12,1 млн т.

Рост запасов

Каковы результаты геологоразведочных работ в 2011 году?

В результате проведенных «Газпромом» в минувшем году геологоразведочных работ (ГРР) прирост запасов углеводородного сырья категории С1 достиг рекордного уровня — 728,4 млн т у. т., в том числе газа — 686,4 млрд куб. м, конденсата — 38,6 млн т, нефти — 3,4 млн т. В минувшем году успешно велись ГРР на Сахалинском шельфе: открыто еще одно газоконденсатное месторождение (ГКМ) — Мынгинское — с запасами 19,9 млрд куб. м газа и 2,5 млн т конденсата по сумме категорий С1+С2. По результатам испытания второй разведочной скважины достигнут прирост запасов также и на Южно-Киринском месторождении — 304 млрд куб. м газа и 41,8 млн т конденсата; в итоге текущие запасы месторождения составляют соответственно 564 млрд куб. м и 71,7 млн т (С1+С2). На Киринском месторождении пробурена третья разведочная скважина, и прирост запасов категории С1 составил 53 млрд куб. м газа и 6,3 млн т конденсата. Текущие запасы месторождения оценены по категории С1 — 137,1 млрд куб. м газа и 15,9 млн т конденсата. Всего в 2011 году прирост на шельфе по промышленно значимым категориям (С1+С2) достиг 381,2 млрд куб. м газа и 48,9 млн т конденсата. На шельфе арктических морей и на Сахалине «Газпром» создал мощную ресурсную базу, которая на сегодняшний день составляет 6,8 трлн т у. т., из них газа — 6,3 трлн куб. м.

Успешно ведутся геологоразведочные работы на Чаяндинском месторождении — здесь прирастили около 180 млрд куб. м газа, а на Южно-Русском прирост превысил 140 млрд куб. м по категории С1. Кроме Мынгинского, открыты еще два месторождения — газонефтяное Новотатищевское в Оренбургской области с запасами в объеме 0,5 млн т у. т. и нефтяное Северо-Трассовое в Томской области — с запасами 0,5 млн т нефти (оба С1+С2). Открыты три новые залежи — две газоконденсатные на Южно-Падинском и одна нефтяная на Западно-Песцовом месторождении с суммарными запасами 47,2 млн т у. т. (С1+С2).

В 2012 году планируется добыть 528,6 млрд куб. м газа, 12,8 млн т газового конденсата и 33,2 млн т нефти

Каковы планы по добыче на 2012 год?

На 2012 год планом предусмотрена добыча 528,6 млрд куб. м газа, 12,8 млн т газового конденсата и 33,2 млн т нефти.

Ямал

Расскажите, пожалуйста, о планах освоения месторождений полуострова Ямал.

Основные перспективы нашей компании в сфере добычи углеводородов в Западной Сибири связаны с освоением Ямала. В 2010 году проектными институтами ОАО «Газпром» была разработана программа комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края, в том числе месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий. Реализация программы потребует значительных инвестиций и позволит достичь максимальной добычи в объеме 310 млрд куб. м газа и 11 млн т жидких углеводородов — таков базовый сценарий развития, учитывающий шельфовые месторождения, а также добычу, осуществляемую в том числе и другими недропользователями. Максимальный фонд действующих скважин превысит 2 тыс. единиц.

Выход на максимальную добычу газа на Бованенковском месторождении в объеме 115 млрд куб. м намечен на 2017 год

Для ОАО «Газпром» первоочередным объектом на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения, ввод которых в разработку запланирован на июнь текущего года. Инвестиционной программой компании предусмотрен запуск в 2012 году первых 143 скважин УКПГ-2. На начало текущего года фонд скважин, законченных строительством, составлял 117 единиц. На месторождении силами 10 буровых установок продолжается эксплуатационное бурение. Выход на максимальную добычу газа в объеме 115 млрд куб. м намечен на 2017 год. Период постоянных отборов продлится 10 лет, для чего понадобится ввести 775 скважин. Ввод первых очередей дожимных компрессорных станций планируется на четвертый год эксплуатации, вторых очередей — на 19-й год.

В нынешнем году, после передачи лицензии ОАО «Газпром нефть», ОАО «Газпром» планирует начать трехлетнюю опытно-промышленную эксплуатацию Новопортовского нефтяного месторождения. Для этого будут пробурены восемь новых скважин и расконсервированы пять старых. За три года предполагается добыть и вывезти водным транспортом свыше 0,5 млн т нефти. Выход на максимальный отбор в объеме 7,9 млн т нефти планируется в 2018 году. Накопленная добыча нефти за период с 2015 по 2041 год составит почти 80 млн т, будут пробурены 303 скважины.

Ввод в разработку сеноман-аптских залежей Харасавэйского месторождения запланирован на 2018 год. Максимальный отбор газа в объеме 32 млрд куб. м запланирован на третий год эксплуатации. Период постоянных отборов продлится 15 лет. Следующим по очереди объектом освоения Ямала для ОАО «Газпром» станет, согласно лицензионным обязательствам, ввод в 2020 году неоком-юрских залежей Бованенковского месторождения. Выход на максимальные отборы в объеме 25 млрд куб. м по пластовому газу и 2,28 млн т деэтанизированного конденсата намечен на пятый год эксплуатации. Период постоянных отборов составит четыре года.

Ввод в разработку нижнемеловых залежей Харасавэйского месторождения намечен на 2025 год. Максимальные годовые отборы достигнут 12,2 млрд куб. м газа и 1,2 млн т конденсата. Согласно разработанной программе, ввод в разработку Крузенштернского месторождения запланирован также на 2025 год. При благоприятном развитии событий он может быть приближен к 2022 году. Максимальная добыча на месторождении составит 32 млрд куб. м в год. Тамбейская группа месторождений может быть введена в разработку не ранее 2027 года.

Ачимовка

Каковы перспективы добычи газа и конденсата из ачимовских залежей?

Еще одним перспективным объектом для развития добычи углеводородов в Западно-Сибирском регионе, особенно в районах с развитой инфраструктурой, в которых вышележащие залежи вступили в стадию падающей добычи, можно считать ачимовские отложения. Ачимовская свита относится к самым низам нижнемеловых отложений, залегает над юрским нефтегазоносным комплексом и характеризуется сложным геологическим строением, аномально высоким пластовым давлением, большим содержанием конденсата. В настоящее время ачимовские отложения на некоторых месторождениях (например, на Ямбургском) являются объектом поисково-разведочных работ с целью оценки промышленной значимости запасов и возможности последующего их ввода в промышленную разработку.

Наиболее хорошо изучен ачимовский разрез в районе Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, территория которого поделена на лицензионные участки между восемью недропользователями, основные из которых — ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «НОВАТЭК» и ЗАО «Роспан Интернешнл».

Первыми в промышленную разработку в 1996–1997 годах были введены Ново- и Восточно-Уренгойский лицензионные участки, принадлежащие ЗАО «Роспан Интернешнл». В 2003 году в пробную эксплуатацию были запущены три скважины Самбургского лицензионного участка ОАО «Арктикгаз».

В 2008–2009 годах были введены в разработку первый и второй лицензионные участки ООО «Газпром добыча Уренгой». На 1 января 2012 года на первом участке (оператор ЗАО «Ачимгаз») на УКПГ-31 работают шесть скважин, накопленная добыча газа превысила 3,7 млрд куб. м, конденсата — более 1,6 млн т. На втором участке в работе на УКПГ-22 находятся 17 скважин, накопленная добыча достигла 1,7 млрд куб. м газа и более 0,8 млн т конденсата. Нефтяные залежи ачимовских отложений в разработку до сегодняшнего дня не вводились, их изученность составляет 10%, и по ним требуется доразведка.

В минувшем году ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнило мегапроект для всех недропользователей, создав Единую технологическую схему разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения. В документе определена стратегия, предусматривающая оптимизацию темпов добычи и динамики ввода скважин для минимизации возможных пластовых перетоков между участками, а также обеспечивающая эффективный процесс извлечения углеводородов. Потенциальные годовые отборы газа сепарации по всем недропользователям могут достичь к 2020–2022 годам 60 млрд куб. м и 18 млн т конденсата. В 2014–2015 годах схема предполагает ввод нефтяных залежей. Максимальные уровни добычи нефти могут составить более 11 млн т в год. Ввод в разработку четвертого, пятого и третьего эксплуатационных участков ООО «Газпром добыча Уренгой» запланирован соответственно на 2015, 2016 и 2017 годы. Выход на годовую добычу в объеме 36,8 млрд куб. м газа намечен на 2024 год, максимальная добыча нестабильного конденсата в 2022 году составит 10,8 млн т.

Шельф

Когда планируется начать разработку месторождений Обско-Тазовской губы? Какой максимальный объем добычи должен быть достигнут на этих месторождениях?

Акватория Обско-Тазовской губы в настоящее время недоразведана. При отсутствии утвержденной проектной документации по разработке на большинстве объектов максимальная добыча может быть оценена лишь экспертно. Так, например, по оценке нашего департамента, потенциальная добыча на этих месторождениях может составить к 2030 году не менее 100 млрд куб. м газа в год. Эта оценка производилась не по всем объектам, лицензии на которые принадлежат ОАО «Газпром». Согласно лицензионным обязательствам, первым в 2018 году вводится в промышленную разработку Северо-Каменномысское газовое месторождение. Выход на максимальный отбор — 15,3 млрд куб. м газа — запланирован на 2020 год.

К 2030 году добыча газа с месторождений Обской и Тазовской губ, а также прилегающей суши может превысить 50 млрд куб. м

В 2020 году планируется ввести в эксплуатацию газовое месторождение Каменномысское-море. Проектного уровня отборов — 15,1 млрд куб. м ежегодно предполагается достичь на третий год. Период постоянной добычи — 13 лет. В 2022 году предполагается запустить в эксплуатацию сеноманскую газовую залежь Семаковского месторождения. Выход на суммарный по суше и шельфу отбор в объеме 11,8 млрд куб. м намечен на третий год. По всему разрезу Семаковского месторождения (с нижнемеловыми и юрскими отложениями) суммарная ежегодная добыча может составить не менее 17 млрд куб. м.

К 2030 году добыча газа с месторождений Обской и Тазовской губ, а также прилегающей суши может превысить 50 млрд куб. м ежегодно.

А каковы перспективы Штокмановского проекта?

Параметры проекта не менялись, поставки трубопроводного газа должны начаться в 2016 году, СПГ — в 2017-м.

Расскажите о планах работы на шельфе острова Сахалин.

До 2015 года на шельфе Сахалина планируется пробурить пять разведочных скважин и выполнить сейсморазведку 3D в объеме 1,4 тыс. кв. км. В настоящее время осуществляется подготовка к вводу в эксплуатацию Киринского газоконденсатного месторождения. В соответствии с проектом максимальная добыча ожидается в объеме 4,2 млрд куб. м в год. В настоящее время проводится работа по корректировке проекта, поскольку результаты бурения разведочной скважины № 3 в сезоне 2010 года дали существенный прирост запасов углеводородов. В итоге на Киринском месторождении уровни годовой добычи газа могут превысить 6 млрд куб. м.

Якутия

Когда будет запущено Чаяндинское месторождение, сколько газа и жидких углеводородов оно будет давать ежегодно? Когда планируется запустить другие месторождения в Якутии?

Чаяндинское месторождение является базовым для Якутского центра газодобычи, разработка которого должна обеспечить основной объем поставок газа в экспортно ориентированную газотранспортную систему. В 2010 году была утверждена Технологическая схема разработки Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения с семилетним этапом опытно-промышленных работ (ОПР) в 2012–2018 годах. Согласно проекту, в 2014 году вводится нефтяная оторочка ботуобинского горизонта для испытания возможностей использования барьерной технологии, предложенной для достижения директивных коэффициентов извлечения нефти. Для этого будут применяться многофункциональные четырехзабойные скважины. С 2016 года в разработку будут введены газоконденсатные залежи ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. В целом для этапа ОПР на 2018 год приняты следующие проектные технологические показатели: добыча пластового газа (без учета нефтяного попутного) — 16,1 млрд куб. м, нефти — 146 тыс. т, конденсата — 254 тыс. т.

По результатам ОПР будет принято решение о целесообразности продолжения реализации барьерной технологии. Показатели на полное развитие выглядят следующим образом: добыча пластового газа (без учета попутного нефтяного) — 25 млрд куб. м с выходом в 2021 году и поддержанием постоянной добычи до 2034 года, максимальная добыча нестабильного конденсата — 391 тыс. т в том же году, максимальная добыча нефти — 1,542 млн т в 2027 году.

«Газпром» подготовил Концепцию комплексного освоения лицензионных участков недр Республики Саха (Якутия), в которой признана целесообразность приобретения лицензий на Тас-Юряхское, Верхневилючанское, Соболох-Неджелинское и Среднетюнгское месторождения. В декабре 2011 года лицензии на эти месторождения были оформлены на ОАО «Газпром». Согласно лицензионным обязательствам, эти объекты нужно ввести в 2020 году.

Максимальные годовые отборы на Тас-Юряхском НГКМ оцениваются на седьмой год эксплуатации в объемах: 5 млрд куб. м газа, 90 тыс. т конденсата, 137 тыс. т нефти, а по Верхневилючанскому НГКМ они ожидаются на восьмой год эксплуатации в объемах: 5 млрд куб. м газа, 95 тыс. т конденсата, 242 тыс. т нефти. Максимальная добыча на Соболох-Неджелинском ГКМ планируется на восьмой год эксплуатации в объемах: 2,1 млрд куб. м газа, 100 тыс. т конденсата, на Среднетюнгском ГКМ на девятый год эксплуатации в объемах: 7,2 млрд куб. м газа, 526 тыс. т конденсата.

Таким образом, при выполнении всех проектных решений к 2026–2028 годам суммарная добыча в Якутском центре могут достичь 44 млрд куб. м газа, 1,2 млн т конденсата и более 1,9 млн т нефти.

Угольный метан

Расскажите о ходе реализации проекта по добыче угольного метана. Каковы перспективы этого направления?

Выполняя поручение Президента Российской Федерации, ОАО «Газпром» совместно с администрацией Кемеровской области реализует инновационный проект добычи метана из угольных месторождений в Кузбассе. Проект является одним из перспективных направлений в стратегии социально-экономического развития Кемеровской области. В ходе реализации Проекта в топливно-энергетическом комплексе России создается новая подотрасль, позволяющая повысить безопасность труда шахтеров, улучшить экологическую обстановку в регионе и создать новые рабочие места.

Стратегической задачей проекта является замещение ежегодных поставок газа в Кемеровскую область из северных районов РФ в объеме до 4 млрд куб. м собственным газом. C 2008 года на первоочередных площадях в Кузбассе выполняется комплекс геологоразведочных и опытно-промышленных работ, позволяющих к концу 2012 года получить результаты пробной эксплуатации 30-ти разведочных скважин на Нарыкско-Осташкинской площади и опытно-промышленной эксплуатации 20-ти эксплуатационных скважин на Талдинском месторождении.

В настоящее время, в соответствии с Рамочным соглашением о сотрудничестве между ОАО «Газпром» и «Шелл Эксплорейшен Компани (РФ) Б.В.», рассматривается возможность организации совместного предприятия или другой формы сотрудничества по совместному освоению метаноугольных месторождений в Кузбассе.

В 2008–2009 годах на Талдинском месторождении были построены семь разведочных скважин, и в феврале 2010 года при участии Президента Российской Федерации Дмитрия Медведева запущен в пробную эксплуатацию первый в России промысел по добыче метана из угольных пластов. В 2010–2011 годах осуществлялась пробная эксплуатация этих скважин. Суммарная добыча газа из разведочных скважин составляет около 14–16 тыс. куб. м в сутки (2–2,3 тыс. куб. м на одну скважину). Такой дебит согласуется со средними дебитами углеметановых скважин таких стран, как США, Канада, Австралия, КНР. Всего в 2011 году было извлечено 5,18 млн куб. м метана, а с начала пробной эксплуатации в 2010 году — 10,16 млн куб. м.

В 2010 году извлекаемый газ реализовывался в качестве газомоторного топлива через Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС), в том числе заправка двух передвижных автомобильных газовых заправщиков. Среднее потребление газа на АГНКС составляло 1500–1800 куб. м в сутки. В настоящее время на Талдинском угольном разрезе переведено на газ 104 автомобиля. ООО «Газпром добыча Кузнецк» также осуществляет заправку газомоторным топливом семи единиц собственного автотранспорта.

В конце ноября 2010 года в целях получения электрической энергии для собственных нужд промысла и передачи ее излишков в энергосеть завершены пусконаладочные работы и произведен запуск в опытно-промышленную эксплуатацию газо-поршневой электростанции мощностью 1,35 МВт. В январе 2011 года на средства администрации Кемеровской области через Кузбасский технопарк установлена и запущена вторая ГПЭС мощностью 1,063 МВт — для генерации электроэнергии на подстанцию Талдинского разреза и строящихся шахт Жерновская 1 и Жерновская 3. В настоящее время суммарное суточное потребление газа электростанциями составляет 11,3–11,9 тыс. куб. м. Таким образом, производится утилизация практически всего извлекаемого газа.

В период с конца 2010 год по июнь 2011 года на Нарыкско-Осташкинской площади завершено строительство 10 разведочных скважин, с целью интенсификации притока газа произведено 55 гидроразрывов пластов. Начат этап освоения и пробной эксплуатации. В настоящее время заканчивается подготовка территории строительства двух горизонтальных и 18 вертикальных разведочных скважин (создание дорог, площадок, ЛЭП). На подготовленных площадках пробурены четыре вертикальные скважины, еще две скважины заканчиваются бурением.

Принципиальные различия процессов извлечения традиционного природного газа и сорбированного в угле метана обуславливают использование совершенно новых, значительно более трудо- и капиталоемких технологий. В результате инновационный проект по добыче метана угольных месторождений, особенно на первом этапе его реализации, требует определенных мер государственной поддержки, и в первую очередь снижения уровня налоговой нагрузки.

Основным видом государственной поддержки добычи метана угольных месторождений в России может стать установление нулевой ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), а также налоговых льгот на региональном уровне. Со стороны администрации Кемеровской области в рамках существующего законодательства принят ряд мер по льготному налогообложению проекта на уровне региона, в том числе: ставка по налогу на имущество ООО «Газпром добыча Кузнецк», реализующего проект на территории Кемеровской области, снижена с 2,2 до 0%; ставка по налогу на прибыль организаций, подлежащему зачислению в региональный бюджет, снижена с 18 до 13,5%; в пять раз уменьшена арендная плата за земельные участки, предоставленные под размещение объектов по добыче метана.

ОАО «Газпром» и администрация Кемеровской области неоднократно обращались в правительство Российской Федерации по вопросу установления нулевой ставки НДПИ на метан угольных месторождений. В декабре 2011 года введены изменения в Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод. Выделение метана угольных пластов в отдельный вид полезных ископаемых позволяет запустить механизм установления для него нулевой ставки НДПИ. В связи с этим в январе 2012 года ОАО «Газпром» направило новое обращение в Министерство финансов Российской Федерации с просьбой установить нулевую ставку НДПИ на добычу метана угольных месторождений.

В 2012 году на Нарыкско-Осташкинской площади планируется построить 18 разведочных скважин, в том числе две скважины с горизонтальным окончанием и проходкой по угольному пласту с использованием передового зарубежного опыта по методу «Максиал 2», разработанному австралийской компанией «Митчел групп», и 10 эксплуатационных скважин на Талдинской площади. К 2015–2017 годам предполагается полностью отработать технологию добычи и перейти к эксплуатационному бурению в объеме до 96 скважин в год. К 2025 году предполагается перевести всех кузбасских потребителей на местный газ (при уровне его добычи до 4 млрд куб. м).

В целях снижения в будущем газоопасности шахт Кузбасса ведется работа с основными угледобывающими предприятиями региона (ОАО «Евраз», ОАО «УК „Южкузбассуголь“», ОАО «НЛМК» — шахта «Жерновская») и проектными институтами (ОАО «Газпром Промгаз», ЗАО «Кузбассгипрошахт», ЗАО «Гипроуголь»), планируются совместные проекты по согласованию проведения горных работ в шахтах и добычи газа.

Ковыкта

Каковы планы по добыче газа в Иркутской области?

Базовым месторождением для создания Иркутского центра газодобычи является уникальное Ковыктинское ГКМ. В марте 2011 года ОАО «Газпром» приобрело имущество и активы ОАО Компания «РУСИА Петролеум», которая владела лицензией на геологическое изучение недр и добычу углеводородного сырья на Ковыктинском газоконденсатном месторождении. 3 октября 2011 года Федеральное агентство по недропользованию переоформило на ОАО «Газпром» лицензию с целью добычи углеводородного сырья и геологического изучения недр Ковыктинского газоконденсатного месторождения.

В октябре 2011 года ОАО «Газпром» ввело Ковыктинское газоконденсатное месторождение в опытно-промышленную разработку. На этом этапе предполагается провести значительный объем исследовательских работ по доразведке месторождения, изучению добычных возможностей эксплуатационных скважин и решить ряд других задач, которые помогут избежать инвестиционных рисков при последующем полномасштабном освоении. На данном этапе компания не планирует выход на высокие уровни добычи и газификации объектов Иркутской области (из-за отсутствия газотранспортной схемы). В соответствии с Генеральной схемой развития газовой промышленности до 2030 года ввод Ковыктинского ГКМ в промышленную разработку ожидается в период 2017–2022 годов.

В первой половине текущего года планируется разработать проект по обоснованию инвестиций комплексного газоснабжения южных районов Иркутской области, предусматривающий в том числе создание газоперерабатывающих и газохимических мощностей. В дальнейшем будет определен срок ввода Ковыктинского месторождения в промышленную разработку, а также, с учетом актуализированных данных по рынку газа, откорректирована Генеральная схема газоснабжения и газификации Иркутской области.

Вьетнам

Когда «Газпром» начнет добывать газ на шельфе Вьетнама?

С 2002 года ОАО «Газпром» на основании контракта, заключенного с вьетнамской нефтегазовой корпорацией PetroVietnam, проводит геологоразведочные работы на 112-м лицензионном блоке, расположенном на шельфе Социалистической Республики Вьетнам. В ходе реализации Программы геологоразведочных работ пробурено шесть поисково-оценочных скважин на структурах, выделенных в результате проведенных сейсморазведочных исследований.

В 2007 году по данным бурения и испытания первой разведочной скважины на структуре Бао Ванг получен приток газа дебитом около 400 тыс. куб. м в сутки. В 2009 году на структуре Бао Ден получен приток газа дебитом 300 тыс. куб. м в сутки. Таким образом, удалось обнаружить два месторождения. В 2012 году планируется выполнить подсчет запасов углеводородов месторождения Бао Ванг и технико-экономическую оценку эффективности его освоения. В дальнейшем будут подготовлены проектные документы на разработку месторождения, а ввод его в эксплуатацию планируется в 2017–2018 годах.

В 2008 году было подписано Соглашение о стратегическом партнерстве между ОАО «Газпром» и PetroVietnam. В рамках данного документа вьетнамская сторона предложила рассмотреть возможность 49-процентного участия ОАО «Газпром» в совместном освоении месторождений Hai Thach и Moc Tinh на шельфе Вьетнама. Запасы здесь составляют 55,8 млрд куб. м газа и 25,1 млн т конденсата. В настоящее время завершается обустройство этих месторождений и начато строительство первой эксплуатационной скважины. Рядом с месторождениями проходит морской магистральный газопровод Nam Con Son, который планируется использовать при их освоении.

Целесообразность участия ОАО «Газпром» в разработке месторождений Hai Thach и Moc Tinh была рассмотрена на заседании Центральной комиссии по недропользованию и управлению движением лицензий «Газпрома» 11 ноября 2011 года, которая рекомендовала руководству корпорации рассмотреть возможность участия в этом проекте. В случае принятия положительного решения о вхождении в проект компании «Газпром ЭП интернэшнл» (специализированной компании ОАО «Газпром» по реализации зарубежных проектов) первую продукцию планируется получить в декабре текущего года.