Добыча газа на южно русском месторождении и экология(2018г)

Содержание

Влияние газовой промышленности на экологию

Добыча газа на Южно Русском месторождении и экология

Сегодня трудно себе представить, что когда-то человек не использовал газ в своих производственных и повседневных нуждах. Экологические проблемы газовой промышленности еще два века назад отсутствовали.

Впервые газ стали использовать для освещения городов. Этот газ выделяли из угля и большого промышленного значения он не имел.

В начале XIX века английский ученый сэр Гемфри Дэви определил химический состав рудничного газа, как смесь метана, азота и углекислого газа.

Он установил его тождественность газу, выделяющемуся из болот.

В XX веке были открыты гидраты метана и установлено, что его запасы на планете огромны. С развитием промышленности природный газ стал полезным ископаемым.

Его месторождения обнаружены не только под поверхностью земли, но и под морским дном. Углеводороды существуют и в космосе.

Основные их запасы на Земле находятся в России, Иране, странах Персидского залива, США, Канаде, Норвегии и Голландии.

Типичные виды влияния на природу

Газовая промышленность одна из отраслей топливной.

Ее задачами является разведка месторождений, добыча, транспортировка, переработка и использование газа в промышленных и бытовых нуждах.

На каждом этапе этой деятельности возникают проблемы, связанные с негативным влиянием на природную среду.

Есть типичные экологические проблемы газовой промышленности, присущие практически любой производственной деятельности человека.

Это загрязнение атмосферного воздуха отработанными выхлопными газами и отравляющими веществами, вод неочищенными стоками и химическими веществами, почв отходами производства и бытовыми отходами.

Внимание!

Есть проблемы, возникающие с охраной окружающей среды, у газовой, как одного из видов добывающей промышленности. Это повреждение почвы и грунтов тяжелой гусеничной техникой, особенно в регионах, где плодородный слой почвы тонкий и трудно восстановимый.

Уничтожение растительности и животного мира, связанные с авариями на скважинах и при транспортировке. Деформация земных пластов после выкачивания полезных ископаемых, что иногда приводило даже к землетрясениям.

Специфическое влияние на состоянии экологии

Сущность экологических проблем газовой промышленности в основном характеризуется повседневно-бытовым обеспечением жизнедеятельности человека. Речь идет о сжигании газа и вместе с ним кислорода, содержащегося в атмосфере.

Природный газ считается одним из самых чистых органических видов топлива. Сгорая, он меньше других энергоносителей, выделяет отравляющих и вредных веществ.

Но в совокупности со сжиганием других видов топлива, увеличивается содержание углекислого газа в защитных слоях атмосферы. Возникает так называемый парниковый эффект.

Происходит потепление климата Земли, со всеми вытекающими отсюда последствиями.

В 1997 году в Киото (Япония) был подписан международный протокол, ограничивающий количество выбросов промышленными предприятиями. Его подписали и ратифицировали 181 страна, на долю которых приходится более 61% таких выбросов.

Население также сжигает природный газ для приготовления пищи, подогрева воды, отопления жилья и как топливо для автотранспорта.

Сродни перечисленным проблемам и сжигание сопутствующего газа, который не используется, а утилизируется. То есть не приносит никакого экономического или утилитарно-бытового эффекта, а носит исключительно вредоносный характер, сжигая одновременно с газом и кислород.

Не стоит забывать об экологических проблемах, возникающих в связи с использованием газа на предприятиях химической промышленности и тепловых станциях.

Состояние природной среды России

Если остановиться на экологических проблемах газовой промышленности России, тоони мало чем отличаются от общемировых.

Но есть одна существенная особенность, а именно то, что Россия ведет добычу газа в районах Крайнего Севера и в последнее время осваивает месторождения, находящиеся за полярным кругом.

В суровых климатических условиях тяжело приходится жить и работать не только людям, растительный и животный мир этих регионов очень уязвим.

Газовая промышленность одна из основных отраслей российской экономики. Она занимает первое место по запасам и добыче природного газа и обеспечивает им более 20% всего мирового производства.

В связи с увеличением добычи сланцевого газа в США и возможностей по доставке так называемого сжиженного газа, доля России в мировом «газовом рынке» последнее время уменьшается.

Потому все чаще возникают предложения о переходе промышленной добычи к разумному удовлетворению потребностей и тем самым сохранению природных запасов для будущих поколений.

Щадящий режим природопользования даст возможность не только остановить разрушение биосферных комплексов, приостановить негативное влияние на природу и приступить к ее восстановлению.

Посмотрите видео: Программа «Машиностроение» от 25 января 2014 года

Источник: http://ecology-of.ru/eko-razdel/vliyanie-gazovoj-promyshlennosti-na-ekologiyu

Юг прирастает северным газом

Юг прирастает северным газом

В прошлом году компания «Газпром добыча Краснодар» расширила географию своей деятельности и увеличила добычные мощности благодаря передаче ей месторождений в Республике Коми в рамках совершенствования внутрикорпоративной структуры ОАО «Газпром». Но уже в ближайшем будущем «Газпром добыча Краснодар», по словам генерального директора компании Михаила Гейхмана, планирует увеличить объём добычи природного газа и на территории Краснодарского края

— По итогам прошлого года в рейтинге крупнейших компаний ЮФО «Газпром добыча Краснодар» поднялась сразу на 15 пунктов, с 84 на 69 место, прирост выручки составил более 34 процентов. Удастся ли сохранить показатели на этом уровне в ближайшие три года, если судить по итогам работы в 2013 году?

—В минувшем году производственная программа выполнена нами в полном объёме.

По итогам года мы добыли 3,3319 миллиарда кубометров газа при плане 3,312 миллиарда кубометров и 349,4 тысячи тонн жидких углеводородов при плане 335,4 тысячи тонн.

В сравнении с 2012 годом добыча по природному газу увеличилась в 2,1 раза, а по жидким углеводородам — в 1,5 раза. Эти показатели связаны с учётом данных по добыче углеводородов в Республике Коми за 2013 год.

— Не раз отмечалось, что месторождения углеводородов в Краснодарском крае находятся в высокой степени выработанности. Существует ли возможность существенного увеличения добычи с использованием новых технологий?

— Цель любого добывающего предприятия — наращивать объёмы производства, это логично и понятно. Но на Кубани сегодня большинство месторождений находятся на завершающей стадии разработки.

Поэтому в таких сложных условиях перед нами стоит важная задача, которая является частью нашей стратегии, — стабилизировать уровень добычи и строго выполнять лицензионные соглашения и плановые показатели.

Для продления жизни месторождений нужно не только грамотно вести реконструкцию действующих мощностей, но и выходить на новые производственные площадки.

Конечно, при этом мы планируем увеличивать мощности, и это будет происходить за счёт выполнения стратегической программы развития добычи газа, газового конденсата и нефти как на юге, так и на севере России.

Важно!

Эта программа действует с 2008 года и предполагает рост объёмов добычи углеводородного сырья посредством ввода в эксплуатацию новых производственных объектов и применения комплекса высокотехнологических решений.

В ближайшие годы многое зависит от успешности тех проектов, которые мы реализуем сейчас. Например, в этом году в Краснодарском крае мы завершаем проектирование дообустройства Бейсугского газового месторождения, начинаем проектирование Песчаного нефтегазоконденсатного месторождения; пуск этих объектов запланирован на 2017 год. Далее на наших южных и северных площадках планируем выполнить поисково-разведочное бурение строительством скважин глубиной более шести тысяч метров.

Если говорить о дальнейших перспективах развития на территории Краснодарского края, то для нас это бурение сверхглубокой поисковой скважины на Крупской площади.

Предварительные результаты геологоразведки позволяют утверждать о подтверждении прогнозируемых залежей в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба.

Суммарный запас перспективных залежей оценивается в триллион тонн условного топлива, и от успешной реализации этого проекта во многом зависит энергетическая стабильность всего Юга в ближайшие десятилетия.

И если говорить в целом, то выполнение всех намеченных перспективных северных и южных мероприятий и проектов позволит нам к 2020 году практически в два раза увеличить добычу углеводородов.

— В августе прошлого года вы ввели в эксплуатацию модульно-компрессорную станцию Каневско-Лебяжьего месторождения газового промысла № 1, которая должна была увеличить добычу углеводородов в полтора раза. Вам уже удалось добиться выполнения этой задачи?

— Эта задача решена. Станция эффективно работает, добыча на этом объекте, как и предполагалось, увеличена в полтора раза. Модульная компрессорная станция (МКС) на Каневско-Лебяжьем месторождении оправдала необходимость развития системы распределённого компримирования газа.

Сейчас мы завершаем проекты строительства МКС «Марковская» в Тарасовском районе Ростовской области, МКС «Алексеевская» в Петровском районе Ставропольского края и МКС «Азовская» в Азовском районе Ростовской области.

После их запуска будет снижено устьевое давление в скважинах, что позволит увеличить объёмы добычи.

— Как вы оцениваете итоги работы предприятия в Республике Коми? Какие проекты являются для вас приоритетными на этом направлении?

— Очень сложно оценивать результаты работы по истечении всего одного года — необходимо анализировать показатели как минимум за трёхлетний период.

Совет!

Но уже сейчас можно утверждать, что в ушедшем году мы наладили объединённую схему производства, а главное, сохранили уровень добычи, что крайне важно для этого региона.

Ведь Вуктыльское газоконденсатное месторождение, на котором мы работаем в Коми, также является одним из старейших в России, это основной поставщик углеводородного сырья для переработки на Сосногорском газоперерабатывающем заводе ООО «Газпром переработка».

Одновременно мы добились развития производства на этом направлении. С прошлого года наша компания ведёт подготовительные работы для строительства скважины № 402 «Вуктыльская» с проектной глубиной свыше пяти тысяч метров.

Кроме того, можно говорить о начале работы предприятия на новом направлении — это транспортировка газа и жидких углеводородов.

С этого года мы начали активно участвовать в реализации проекта транспортировки попутного нефтяного газа с северной группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Этот проект — пример сотрудничества двух крупнейших компаний России.

ЛУКОЙЛу он позволит полностью утилизировать попутный нефтяной газ на своих месторождениях в Республике Коми, а нам — загрузить мощности Сосногорского ГПЗ. Это масштабный проект. В его реализации, помимо «Газпром добычи Краснодар», участвуют ООО «Газпром переработка», ООО «Газпром трансгаз Ухта» и ООО «Газпром межрегионгаз». Кроме того, «Газпромом» принято решение о создании нового филиала в составе нашей компании — Линейного производственного управления межпромысловых трубопроводов в городе Печора.

— Вы планируете и далее расширять географию работы компании?

— В этом году мы намерены принять участие в конкурсе на право получения лицензии на разработку Печорогородского месторождения в Республике Коми, а в 2015 году приступить к проектированию обустройства этого месторождения.

Помимо этого, новым направлением в нашей производственной деятельности становится выход на восток России.

В соответствии с распоряжением ОАО «Газпром» принято решение о переоформлении на ООО «Газпром добыча Краснодар» лицензии на пользование недрами Собинского участка в Красноярском крае.

Внимание!

Запасы Собинского нефтегазоконденсатного месторождения оцениваются более чем в 150  миллиардов кубометров газа. Сегодня компания занимается подготовкой необходимой документации для получения лицензии, и в самое ближайшее время мы приступим к разработке проекта по вводу этого месторождения в промышленную эксплуатацию.

— Предприятия нефтегазовой отрасли традиционно привлекают особое внимание общественности в связи с их влиянием на окружающую среду. Как сегодня организована эта сторона деятельности вашей компании?

— Мы самым строгим образом соблюдаем все экологические нормы и стандарты.

В настоящее время утверждён и действует специальный документ под названием «Экологическая политика», на основании которого регулярно проводятся природоохранные мероприятия: экологический мониторинг на производственных объектах, оборудование площадок для сбора и хранения отходов, рекультивация земель. Экологическое сопровождение бурения и эксплуатации месторождений исключает негативное влияние техногенных процессов на окружающую среду. Наши обязательства по охране окружающей среды и обеспечению экологической безопасности распространяются на все структурные подразделения компании. Одним из приоритетных направлений является участие сотрудников предприятия в решении экологических вопросов. Следовать этому принципу помогает внедрённая в компании система экологического менеджмента, которая прошла сертификацию на соответствие требованиям международного стандарта ISO 14001:2004. Её аудит был проведён германским независимым оценочным органом TUV Thuringen e. V. в 2013 году.

В соответствии с действующим законодательством ведётся работа по экологическому нормированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, установлению нормативов образования отходов производства и потребления и лимитов на их размещение, разработке проектов санитарно-защитных зон, проводится производственно-экологический контроль и экологический мониторинг производственных подразделений. Сейчас мы уделяем большое внимание и вопросам соблюдения природоохранных требований подрядными организациями. Договор, содержащий грамотно сформулированные экологические требования, права, обязанности и ответственность за их несоблюдение, позволяет нам обеспечивать повышение экологической безопасности производственного процесса.

— Предыдущий год был объявлен ОАО «Газпром» Годом экологии. Какие мероприятия были реализованы в рамках этой программы?

— Прежде всего, был разработан ряд мероприятий, направленных на ресурсосбережение, улучшение экологической ситуации в районах осуществления производственной деятельности, повышение экологической культуры персонала, формирование экологического мышления среди молодёжи, улучшение имиджа компании. Мы — социально ориентированная компания, поэтому большинство экологических мероприятий имеют социальную направленность. Например, сбор и сдача макулатуры, экскурсии на экологическую тематику для детей, проведение Всемирного дня охраны окружающей среды, посадка деревьев, участие в субботниках и многое другое. Также наша компания сотрудничает с администрациями особо охраняемых природных территорий, в частности, с государственным природным заказником федерального значения «Приазовский». В рамках Года экологии нами был организован пресс-тур на производственные объекты компании, расположенные на его территории.

Кроме того, в 2011–2013 годах специалисты ООО «Газпром добыча Краснодар», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и Института проблем экологии и эволюции им. А. Н.

 Северцова РАН провели работу по совершенствованию системы производственного экологического мониторинга путём внедрения методов биоиндикации состояния окружающей среды в  районах расположения производственных объектов добычи углеводородного сырья.

За разработку и внедрение данного метода, который нашёл широкое применение при проведении работ по рекультивации почвенного покрова, ООО «Газпром добыча Краснодар» присвоено звание лауреата премии ОАО «Газпром» в области науки и техники за 2013 год.

Эта разработка направлена на повышение эффективности природоохранной деятельности предприятий газового комплекса, снижение экологических рисков и связанных с ними ущербов окружающей среде.

Источник: http://expert.ru/south/2014/07/yug-prirastaet-severnyim-gazom/

Потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении составляет 5-8 млрд куб м

Потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении составляет 5-8 млрд куб м

Потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении, по предварительным оценкам, составляет от 5-6 миллиардов до 8 миллиардов кубометров в год, говорится в журнале “Газпром” .

“Уточняться этот показатель будет по результатам опытно-промышленной эксплуатации скважины №174, а запасы туронских залежей – по итогам доразведки лицензионного участка”, – говорится в журнале.

В этом году на месторождении будут проведены сейсморазведочные работы 3D в объеме 500 квадратных километров, а с 2014 года планируется начать разведочное бурение, в ходе которого в течение нескольких лет предполагается построить 6-8 скважин.

 Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе (лицензия принадлежит ОАО “Севернефтегазпром” – совместному предприятию “Газпрома”, а также немецких E.

ON Ruhrgas и Wintershall), запущено в промышленную эксплуатацию еще в конце 2007 года и уже в 2009 году выведено на проектную мощность по добыче 25 миллиардов кубометров газа в год.

Как сообщалось ранее, это месторождение было определено в качестве основы ресурсной базы экспортного газопровода “Северный поток” – прежде всего благодаря запасам газа, которые оцениваются более чем в 1 триллион кубометров.

 ”Правда, до последнего времени только две трети этого объема относили к категории активных запасов – это сеноманские залежи, которые, собственно, и введены в разработку. Значительная доля запасов газа приурочена к туронским пластам, опыта разработки которых в нашей стране просто не было.

По ряду причин (низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта, проницаемость и газонасыщенность, отсутствие технологии добычи) турон оставался вне внимания бизнеса (институтов и специалистов-разработчиков).

И поэтому, хотя туронские залежи и причислялись к промышленно значимым, они являлись таковыми лишь условно”, – говорится в журнале. Туронские пласты располагаются выше сеноманских, на глубине примерно 800-850 метров.

Находящийся здесь газ по составу практически идентичен сеноманскому – метана в нем около 85-95% и нет тяжелых примесей. Хотя эти пласты слабо изучены, известно, что они могут содержать залежи газа, сопоставимые по объему с очень крупными и даже гигантскими месторождениями сеномана.

Важно!

Запасы туронского газа Южно-Русского месторождения оцениваются как минимум в 300 миллиардов кубометров, а, например, Харампурского (также расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, лицензия принадлежит дочернему предприятию “Роснефти” – ООО “РН-Пурнефтегаз”) – свыше 800 миллиардов кубометров. Сосредоточенные в туроне запасы оказались трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане. Так, сеноманский коллектор представляет собой спрессованный под большим давлением песчаник, что и определяет высокую газоотдачу пласта. Туронский – тоже песчаник, но со значительными примесями плотных пород, глин, алевролитов, которые серьезно снижают коллекторские свойства пласта, затрудняют движение газа, поэтому притоки газа незначительны. И его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10-18 тысяч кубометров в сутки – а это ниже уровня рентабельности.

Заместитель гендиректора – главный геолог ОАО “Севернефтегазпром” Александр Дорофеев отметил, что когда компания только начала заниматься туроном, предполагали даже, что это сеноманский газ, который перетек в другие пласты под воздействием тектонических нарушений.

“Но, изучив состав сырья и условия его залегания, определили, что это самостоятельные залежи, требующие соответствующего подхода в рамках программ разведки и освоения.

Думаю, что сегодня, с учетом полученного нами опыта, нужно обращать значительно больше внимания на пласты, располагающиеся выше сеномана, – прежде всего в Западной Сибири, в районе уже разрабатываемых месторождений”, – сказал он.

 По проекту разработки Южно-Русского месторождения предполагалось, что широкомасштабное освоение туронских залежей должно стартовать не ранее 2023-2025 годов.

Однако задача снабжения сырьем газопровода “Северный поток” заставила значительно раньше искать решения по освоению и разработке туронских залежей месторождения.

Около двух лет назад был начат активный поиск технологий, выполнено экономическое обоснование и сформировано технического задание на бурение экспериментальной туронской скважины №174.

Строительство скважины завершилось в мае 2011 года – тогда же на Южно-Русском был получен первый туронский газ, а в начале декабря ее подключили к действующей на промысле газосборной сети. Дебит скважины превышает проектный уровень – 200 тысяч кубометров в сутки.

Затраты на ее строительство и эксплуатацию не сильно отличаются от себестоимости расположенных здесь сеноманских скважин, так как она пробурена на готовом основании действующего куста, где уже создана вся необходимая промысловая инфраструктура. Пока скважина №174 работает в экспериментальном режиме, а окончательные выводы относительно эффективности выбранного способа вскрытия туронского пласта должны быть сделаны до конца 2012 года. Но значительная часть данных по скважине уже получена – на ее основе “Севернефтегазпром” и ТюменНИИгипрогаз готовят технологическую схему полномасштабной разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения.

Совет!

Советник генерального директора ООО “ТюменНИИгипрогаз” по разработке газовых месторождений Алексей Лапердин считает проблемой то, что турон удален от рынков сбыта и разработка исключительно этих пластов – отдельно от сеноманских – может оказаться нерентабельной.

Впрочем, возможности полномасштабного освоения собственно турона пока не рассматриваются – в “Газпроме” считают более правильным начать его разработку в рамках уже действующих проектов добычи сеноманского газа, используя для этого имеющуюся инфраструктуру.

 Лицензия ОАО “Севернефтегазпром” на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр действует до 2043 года. По проекту разработки туронские залежи предполагалось ввести в эксплуатацию после 2025 года.

Но теперь эти сроки могут быть пересмотрены в сторону сокращения.

Любое месторождение проходит три фазы освоения: активная разработка и интенсивный рост объемов отбора сырья; выход на “полку” и стабилизация уровня производства на максимальном уровне; переход в стадию падающей добычи и, в самом конце, консервация.

Вывод на “полку” сеноманских залежей Южно-Русского месторождения состоялся в 2009 году, а удерживать достигнутый уровень производства в 25 миллиардов кубометров газа, по предварительным расчетам, удастся около 8-10 лет. Затем пластовое давление, а вместе с ним и добыча постепенно начнут падать.

Однако сроки максимальных объемов производства могут быть значительно увеличены за счет поэтапного ввода в эксплуатацию туронских залежей, что, собственно, и предполагается сделать.

Замещение высвобождающихся объемов сеноманского газа туронским позволит дольше использовать действующие мощности Южно-Русского, которые рассчитаны на добычу и поставку в ЕСГ 25 миллиардов кубометров.

Наличие и использование готовой инфраструктуры повысит рентабельность разработки туронских залежей.

Внимание!

 Первый заместитель генерального директора – главный инженер ОАО “Севернефтегазпром” Анатолий Сорокин отметил, что в ближайшее время предприятие сможет перевести предварительно оцененные запасы газа категории С2 (прогнозные) в С1 – разведанные и готовые к промышленному освоению. Появление эффективной технологии их разработки позволяет это сделать и другим добычным предприятиям “Газпрома”. ”Учитывая, что туронскими пластами в России еще никто всерьез не занимался, мы можем ожидать весьма значительного прироста объема разведанных запасов газа не только на нашем месторождении, но и на других перспективных участках. Наш опыт позволит вдохнуть вторую жизнь во многие месторождения ЯНАО”, – считает Сорокин. Интерес к туронским залежам проявляют “Газпром добыча Ноябрьск”, “Газпром добыча Ямбург” и “Роснефть”. В этом нет ничего удивительного – только в Западной Сибири можно насчитать более двух десятков месторождений, в недрах которых выявлены туронские и сенонские залежи газа, суммарные запасы которых оцениваются как минимум в 3 триллиона кубометров (сенонские отложения аналогичны туронским, располагаются на глубине 720-770 метров). Причем после детального изучения в регионе сенон-туронских пластов цифра эта может увеличиться в разы. За пределами России следы туронского газа пока не обнаружены, хотя месторождения, схожие с Южно-Русским по строению и условиям разработки, существуют.

Источник: http://energo-news.ru/archives/91863

Наука и технологии // Экология

Наука и технологии // Экология

В последнее время в мире возник чрезвычайный интерес к использованию в качестве топлива природного газа, получаемого из горючих сланцев.

Некоторые ученые считают, что сланцевый бум возник из-за политизации мировой энергетики и соответствующего ажиотажа вокруг этой проблемы, другие – считают, что использование природного сланцевого газа (ПСГ) может полностью вытеснить из рынка природного газа газ – метан, запасы которого существенно ограничены. Что собой представляют горючие сланцы, почему они привлекли такое повышенное внимание мировой общественности? Горючий сланец – полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы (близкой по составу к нефти). Сланцы в основном образовались 450 миллионов лет тому назад на дне моря из растительных и животных остатков. Горючий сланец состоит из преобладающих минеральных (кальциты, доломит, полевые шпаты, кварц, пирит и др.) и органических частей, составляющих 10-30% от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50-70%. Органическая часть является био- и геохимически преобразованным веществом простейших водорослей, сохранившим клеточное строение или потерявшим его.

Основные ресурсы – около 21,8% сланцевого газа сосредоточены в США и Канаде. Большие запасы есть в Южной Америке -13,1%, КНР и Индии -22%. Австралии -16%, Ближнем Востоке -14%, России-5%, меньшие – в Болгарии, Украине, Великобритании.

На востоке Европы добыча и переработка горючих сланцев развита в Эстонии, где действуют шахты и работает Кохтла-Ярвеский музей сланца. Российская часть того же месторождения не разрабатывается.

По разным оценкам, в мировых запасах сланца содержится от 550 до 630 миллиардов тонн сланцевой смолы (искусственной нефти), то есть в 4 раза больше, чем все разведанные запасы натуральной нефти.

В России запасы Волжского бассейна представляют 16,8 трлн. м³ сланцевого газа, не менее 5,6 млрд. тонн жидких углеводородов (сланцевой нефти), более 39 млрд. тонн сырья для производства цемента.

Среди разведанных российских месторождений можно выделить: Ленинградское Яренгское и Айювинское (Республика Коми) Кашпирское под Сызранью, Озинкское в Саратовской области и Общесыртовское в Оренбургской области Месторождения на востоке Мордовии, в Чувашии, Кировской и Костромской областях.

В США в больших объемах осуществляется добыча сланцевого газа из сланцевых месторождений. Для его выделения из них применяется горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта.

Благодаря сланцевой революции начала XXI века США стали крупнейшим производителем сланцевого природного газа в мире, что повлекло падение мировых цен на этот энергоноситель.

Горючие сланцы содержат 2,8-3,3 трлн баррелей извлекаемой нефти. Согласно исследованию компании RAND, производство нефти из сланцев в США станет прибыльным при цене 70-95 долларов за баррель.

Этот порог пройден в 2007 году.

Серьёзной проблемой является неэкологичность производства нефти из сланцев. Так, австралийский проект по производству нефти из сланцев был закрыт в 2004 году благодаря усилиям “зеленых».

В России установка по производству сланцевого бензина и газа была построена в начале 70-х годов на сланцеперерабатывающем заводе в Ленинградской области в городе Сланцы, но дальше экспериментов дело не пошло.

Полученный на установке сланцевый газ имел, как правило, большое содержание негорючих балластных компонентов – диоксида углерода, азота и сероводорода. Выпускались также две марки сланцебензинов: газовый и тяжелый.

Первый термохимически выделяли из газа камерных печей, второй -из фракций сланцевой смолы. Но они нуждались в дальнейшей дорогостоящей переработке, чтобы достичь сходства с обычными бензинами.

В России из сланцев делают около 70 полуфабрикатов и готовых товаров, но сланцевую нефть и нефтепродукты практически не выпускают. Добыча нефти из сланцев оказалась экономически невыгодной из-за дорогостоящей переработки и загрязнения среды обитания.

Добыча нефти из угля оказалась более целесообразной.

Но отказ в 70-е годы от дальнейших исследований по получению газа из сланцев в городе Сланцы Ленинградской области привел к серьезному вакууму в теории получения газа из сланцев – самой распространенной в мире осадочной породы с небольшой глубиной залегания.

Важно!

Сейчас представляется целесообразным возобновить недостаточно обоснованное прекращение опытных работ по получению ПСГ в этом знаменитом городе Сланцы – детище Сергея Мироновича Кирова, еще тогда обратившего внимание на преимущества добычи газа с небольших глубин залегания.

Особое развитие этих работ получило в США в настоящее время, когда была разработана технология горизонтального бурения в сланцевом пласте и осуществления в нем так называемого гидроразрыва пласта (ГРП) с высоконапорной закачкой в пласт песка и воды со специальными реактивами и производства серии гидравлических ударов по длине пласта.

Указанная технология позволила существенно увеличить дебит газовой сланцевой скважины и после освоения технологии очистки сланцевого газа от диоксида углерода и сероводорода в США добыча сланцевого газа (практически метана) достигла в 2012 году 214 млрд кубических метров (35% от добычи природного газа в России). Это привело к серьезному разбирательству вокруг сланцевого вопроса и падению цены на природный газ. Однако исследования успешно продолжались и, несмотря на опасность загрязнения грунтовых вод при ГРП, дороговизну технологии очистки газа и быструю истощаемость скважины после ряда ГРП, американцы рассчитывают через 10 лет догнать и перегнать Россию по добыче природного газа. Хотя стоимость транспортировки сланцевого газа из США в Европу может существенно превысить стоимость прокачки природного из России по Северному и Южному потоку. Этот вопрос выходит за рамки содержания статьи, однако его развитие может отразиться на всей энергетической доктрине нашей страны.

Рассчитывать на то, что, как заявил министр энергетики России Шматко, разработка сланцев является«ненужным и ажиотажным» делом говорит о слабости и недальновидности.

Пока американцы занимаются совершенствованием сланцевой техники и доведением технологического процесса до достигнутых в добыче природного газа экономических характеристик, необходимо в течение 2 – 3 лет восстановить и развить опытные работы на сланцеперерабатывающем заводе в г. Сланцы Ленинградской области для того, чтобы убедиться прав или неправ министр природопользования Трутнев, заявивший, что возникший «сланцевый ажиотаж», это проблема для Газпрома. Завод Сланец сегодня в основном занимается прокалкой кокса для нужд металлургической промышленности. Восстановление сланцевого производства на этом заводе видимо является самым коротким путем для подтверждения или отрицания американской информации о так называемом природном сланцевом газе ( Natural shale gas).

Американские ученые считают, что ресурсы сланцевого газа неисчерпаемы, так как идет дегазация глубинного водорода и, прямо сейчас, водород, реагируя с углеводородами, образует метан. При разрыве пласта метан по вертикальной скважине собирается в наземные хранилища (технология фрекинга).

Американские специалисты предполагают, что цена на сланцевый газ может упасть до $60 за баррель – это катастрофа для Газпрома. Особый интерес в связи с нарастающим дефицитом нефти представляет производство из сланцев авиационного керосина по разработанной в России академиком В.Н.

Ипатьевым в 1935 году технологии парофазной гидрогенизации. При Сталине Ипатьев был лишен советского гражданства и звания академика. Полностью реабилитирован в 1989 году, через 37 лет после смерти.

Американская технология добычи сланцевого газа предусматривает следующие этапы.

С помощью буровой установки разрабатывают вертикальную скважину на глубину залегания сланцевого пласта.

Затем бур отклоняют от вертикали и осуществляют горизонтальное бурение вдоль сланцевого пласта, после чего бур вытаскивают и в пласт под давлением 50 – 100 МПа впрыскивают смесь воды, песка и специальных реагентов.

Гидроразрыв пласта осуществляется с помощью гидравлического удара, образующегося за счет воздействия высоконапорной водосодержащей струи, разрывающей возникшие в пласте газовые карманы.

Сланцевый газ по вертикальной скважине направляется в наземные хранилища. Теория гидроразрыва сланцевого пласта разработана советским академиком С.А.Христиановичем в 1953-м году.

Совет!

Он предложил также осуществлять ГРП плазменным или инфразвуковым воздействием на пласт. Наш ученый разработал, а использовали американцы.

Разве это не разгильдяйство? Описанным выше способом американцы разработали более 4000 скважин. Применение сланцевого газа в быту и промышленности имеет не только преимущества, но и недостатки.

Главное преимущество сланцевого газа состоит в том, что горючих сланцев на планете так много, что природный газ глубокого залегания (3,5 – 6,5 км) не может с ними конкурировать: их запасов хватит на несколько сот лет.

Сланцевый газ представляет определенную опасность для экологии, Дело в том, что технология ГРП требует поддержания заданной пористости пласта.

Для этого используются различные химикаты, содействующие раскрытию пор.

Сюда относятся соли органических кислот, отходы нефтепереработки и даже соляровое масло (дизельное топливо).

Кроме этого, сами сланцы в своем составе содержат небезопасные примеси сероводорода, аммиака и диоксида углерода. Все эти вещества загрязняют атмосферу и артезианскую воду, являющуюся источником питьевого водоснабжения.

Особое внимание нужно уделить технологии ГРП, которая требует для своего осуществления создание ударного воздействия газа сверхвысокого давления (до 100 МПа). Такое давление особо опасно для неглубоко залегающих горючих сланцев.

В связи с необходимостью бурить примерно в 100 раз больше скважин, чем обычных – метановых, мощные гидравлические удары могут повредить артезианские скважины и, в связи с образованием огромных каверн, фундаменты близко расположенных высотных зданий.

При осуществлении гидравлического удара используется большое количество пресной воды, которую можно считать безвозмездно потерянной.

И, наконец, учитывая строгие требования Гринпис к чистоте атмосферного воздуха, придется разработать более эффективные средства его очистки с использованием последних достижений нанотехнологии.

По сравнению с обычными газовыми скважинами скважины сланцевого газа из-за снижения пористости образовавшегося после ГРП конгломерата быстро истощаются и время их эксплуатации измеряется не годами, а месяцами.

Последнее, что надо иметь в виду для европейских стран, где плотность населения весьма высокая, разработка огромного количества скважин потребует выделения больших открытых площадей, имея в виду, что с каждого квадратного километра площади можно получить в год от 0,2 до 3,2 млрд кубических метров сланцевого газа. Особую осторожность при использовании сланцевого газа проявляют Гринпис и Корнелльский университет в США. В Австралии в 2011 году наложен запрет на добычу сланцевого газа на 20 лет. Во Франции использование ГРП с июля 2011 года является незаконным. Фрекинг запрещен также в Румынии и Болгарии. Интересно отметить, что проведенные тестовые проверки ГРП нефтяного пласта на месторождении имени В.Филановского в северной части Каспийскаого моря прошли успешно: приток нефти вырос в 20 раз. Но это только для нефтяных пластов.

Остается только сожалеть, что Министерство энергетики Российской Федерации, Газпром и Росимущество необоснованно закрыли производство сланцевого газа и бензина на заводе Сланец, несмотря на возражение коллектива завода выставили его на торги, то есть на распродажу. И никого за это не привлекли к ответственности.

В заключение отметим, что современный бум вокруг сланцевого газа, конечно, может быть вызван и политическими мотивами – недоброжелателей у России хватает.

Внимание!

Но нужно иметь в виду, что запасы природного метана глубокого залегания видимо в этом веке подойдут к концу и каким бы не был плохим сланцевый газ, придется его использовать еще много лет, приняв меры по его облагораживанию и обеспечению экологической безопасности населения.

А далее последует водородная энергетика.

Поскольку Россия немного запоздала в этом вопросе, необходимо в кратчайшие сроки восстановить экспериментальную базу в городе Сланцы и постараться приблизиться к технологическому уровню добычи сланцевого газа, достигнутому американцами.

Источник: https://neftegaz.ru/science/view/771-Ekologicheskie-problemy-slantsevogo-gaza

Ставка сделана на газ

Ставка сделана на газ

12.09.2006

Российские газопроводы пронизывают Евразийский материк на тысячи километров.
Фото Reuters

Бесспорно, что обеспечение первичными энергоресурсами играет ключевую роль в мировой энергетике.

Из всех видов энергетических ресурсов органического происхождения (нефть, газ и уголь, составляющие до 85% первичных энергоресурсов) наибольшую тревогу вызывает ресурсная база обычных видов нефти, доля которых составляет до 38% объема потребления первичных энергоресурсов. Учитывая крайне неравномерное распределение в мире запасов обычных видов нефти (до 79% запасов сосредоточены в странах ОПЕК) и дальнейшее наращивание объемов потребления, уже к 2050 году можно ожидать значительного исчерпания ее запасов. В принципе начало истощения запасов нефти может наступить и гораздо раньше – к 2030 году, если принять во внимание колоссальный объем наращивания ее потребления: с 4250 млн. тонн в 2005 году до 6000 млн. тонн в 2030 году, как об этом говорится в прогнозе администрации в области энергетической информации Министерства энергетики США (Energy Information Administration of DOE, US).

Газ спасет мир

Снижение добычи нефти в долгосрочной перспективе на какой-то период можно компенсировать наращиванием добычи природного газа, являющегося наиболее экологически чистым из органических видов топлива. По данным того же американского источника, на 01.01.

2006 года доказанные мировые запасы природного газа оцениваются на уровне 173,09 трлн. куб. м и еще не открытые запасы – на уровне 119,53 трлн. куб. м. Обеспеченность запасами газа в мире составляет около 64 лет.

Несмотря на это, озабоченность вызывает проблема неравномерного распределения имеющихся запасов природного газа по отношению к рынкам сбыта. Основные запасы природного газа в 100,88 трлн. куб. м, или 58,3%, сосредоточены в трех странах: в России – 47,58 трлн. куб.

м (27,5%), Иране – 27,50 трлн. куб. м (15,9%), Катаре – 25,80 трлн. куб. м (14,9%). Соответственно эти страны имеют наиболее высокую обеспеченность запасами газа: Россия – 74 года, Иран – 227 лет и Катар – 680.

К наименее обеспеченным запасами газа относятся следующие регионы и страны: страны Западной Европы – 11 лет, КНР – 9,8, Канада – 8,9, СА – 8,5 и Япония – 0,5 года.

Геология на руку россиянам, но┘

Структура запасов газа в России более благоприятная, чем нефти, однако из-за резкого сокращения объемов геолого-поисковых работ ежегодный прирост новых запасов не компенсирует объем добываемого природного газа.

Дефицит ежегодного прироста новых запасов колебался за последние 12 лет в пределах 35–40%, а в 1998 году было компенсировано всего 22% объемов добычи. ОАО «Газпром» – впервые за период с 1993 года – в 2005 году прирастил запасы газа более чем на 583,4 млрд. куб.

м, что на 35,5 млрд. куб. м больше добытого газа.

Более 75% всех запасов природного газа сосредоточено в 21 месторождении с извлекаемыми запасами в каждом более 500 млрд. куб. м.

Именно эта группа месторождений составляет главную сырьевую базу газовой промышленности страны, обеспечивающую 93% текущего объема добычи газа. На долю 114 месторождений с извлекаемыми запасами от 30 до 500 млрд. куб.

м приходится 22% разведанных запасов, а на многочисленные мелкие месторождения – всего 3%.

Важно!

Основные разведанные запасы природного газа и его ресурсы сосредоточены в Западной Сибири (до 77,5% всех извлекаемых запасов), Восточной Сибири и Дальнем Востоке, шельфе арктических акваторий, Урало-Поволжье, а также относительно небольшие запасы в нефтегазоносных районах Тимано-Печоры и Северного Кавказа.

В главном газоносном регионе страны – Западной Сибири – разведанные текущие запасы природного газа составляют 36,9 трлн. куб. м. Из 36,9 трлн. куб. м извлекаемых запасов основная часть приходится на Ямало-Ненецкий автономный округ – 30,4 трлн. куб.

м (82,4 %) и на Ханты-Мансийский автономный округ – 6,2 трлн. куб. м. В Ямало-Ненецком автономном округе в разработке находятся крупнейшие месторождения газа России, такие как Уренгойское, Медвежье, Вынгапурское, Ямбургское, Ямсовейское и Харвутинское.

Из перечисленных крупнейших газовых месторождений четыре первых прошли уровень пика добычи и перешли в стадию падающей добычи, характеризующейся значительным уровнем выработанности запасов: Уренгойское – более 50%, Медвежье – более 80%, Вынгапурское – более 80%. В 2003 г.

началось падение добычи газа и на Ямбургском месторождении.

Нефтянка нам поможет

Одной из труднейших проблем, стоящих перед ОАО «Газпром» и более 30 независимыми производителями газа, является компенсация падения добычи газа по крупнейшим месторождениям и наращиванию добычи газа с 615 млрд. куб. м в 2005 году до 710–730 млрд. куб. м к 2020 году, как это предусмотрено «Энергетической стратегией России на период до 2020 года».

Запланированный объем наращивания добычи газа будет осуществляться как усилиями ОАО «Газпром», который в настоящее время добывает 85,5% российского газа, так и независимыми производителями, которым сейчас ОАО «Газпром» фактически обеспечивает доступ к Единой системе газоснабжения (ЕСГ). В связи с этим к разработке газовых месторождений подключились и многие нефтяные компании, что позволит независимым производителям довести свою добычу газа с 62,1 млрд. куб. м в 2005 году до 140–150 млрд. куб. м в 2020 году.

Наращивание добычи газа со стороны ОАО «Газпром» до 2010 года будет обеспечиваться, по мнению президента компании Алексея Миллера, за счет действующих и вводимых в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири: Южно-Русского месторождения, нижнемеловых залежей Заполярного и Песцовского месторождений, ачимовских залежей Уренгойского месторождения. Экономическая целесообразность разработки месторождений в этом регионе обусловлена их близостью к действующей газотранспортной инфраструктуре.

В период после 2010 года прогнозируемые объемы добычи газа будут обеспечены за счет освоения месторождений на шельфе арктических морей, прежде всего Баренцева моря, в акваториях Обской и Тазовской губ Карского моря, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также на полуострове Ямал.

Полуостров Ямал является стратегическим регионом по добыче газа. На полуострове открыто 26 месторождений, разведанные запасы которых составляют 10,4 трлн. куб. м, а прогнозные ресурсы могут составить до 50 трлн. куб. м.

По данным «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», прогнозные запасы природного газа оцениваются в 127 трлн. куб. м.

При таких огромных объемах ресурсной базы природного газа в стране можно утверждать, что его вполне хватит для осуществления всех проектов, связанных с его использованием на многие десятилетия вперед.

Совет!

Однако в связи с удаленностью новых месторождений от существующих магистральных газопроводов для их освоения потребуется решение ряда сложнейших задач: строительство газопромысловых объектов, бурение, прокладка газопроводов в глубоководных и вечномерзлых грунтах. Также будет необходимо внедрить новые технологии, обеспечивающие сохранение окружающей среды в сложно-климатических условиях.

Источник: http://www.ng.ru/energy/2006-09-12/9_stavka.html

Добыча

  • в 2002 году 525,6 млрд куб. м
  • в 2003 году 547,6 млрд куб. м
  • в 2004 году 552,5 млрд куб. м
  • в 2005 году 555,0 млрд куб. м
  • в 2006 году 556,0 млрд куб. м
  • в 2007 году 548,6 млрд куб. м
  • в 2008 году 549,7 млрд куб. м
  • в 2009 году 461,5 млрд куб. м
  • в 2010 году 508,6 млрд куб. м
  • в 2011 году 513,2 млрд куб. м
  • в 2012 году 487,0 млрд куб. м

Добыча газа Группой «Газпром»
В целях обеспечения сопоставимости данных показатели за 2002–2005 годы пересчитаны по методике, соответствующей принципам составления сводной отчетности Группы «Газпром»

В 2012 году Группой «Газпром» добыто 487 млрд куб. м природного и попутного газа. На долю «Газпрома» пришлось 74% российского объема добычи газа. Снижение объемов добычи газа связано со снижением спроса как в России, так и за рубежом. Но это не повлияло на обеспечение максимальной суточной добычи газа в периоды пикового потребления. Системная работа по развитию добычных мощностей позволила зимой 2012-2013 годов установить рекорд суточной добычи газа за последние пять лет — 1658 млн куб. м в сутки, что на 50 млн куб. м в сутки больше, чем в предыдущий осенне-зимний период.

Доля «Газпрома» в мировой добыче газа

Компенсация падения добычи на базовых месторождениях достигается как за счет планомерного ввода в строй новых газодобывающих мощностей, так и в результате повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы.

В период 2001–2012 годов «Газпром» ввел в эксплуатацию Заполярное (сеноманские и валанжинские залежи), Бованенковское, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Ен-Яхинское и Южно-Русское месторождения, Таб-Яхинскую, Песцовую, Западно-Песцовую площади и второй участок ачимовских залежей Уренгойского месторождения, Анерьяхинскую и Харвутинскую площади Ямбургского месторождения, Ныдинский участок Медвежьего месторождения, Ярейскую площадь Ямсовейского месторождения. Суммарная годовая проектная производительность этих объектов превышает 350 млрд куб. м газа.

В октябре 2012 года «Газпром» начал добычу газа на полуострове Ямал — на Бованенковском месторождении. Проектная мощность месторождения составляет 115 млрд куб. м газа в год.

В январе 2013 года было выведено на полную проектную производительность Заполярное месторождение — оно стало самым мощным в России, здесь ежегодно может добываться 130 млрд куб.

м газа.

Также «Газпром» разрабатывает труднодоступные, расположенные на глубине около 4000 метров ачимовские залежи Уренгойского месторождения, что позволяет извлекать здесь дополнительные объемы газа.

В 2008 году совместное предприятие «Газпрома» и немецкой компании Wintershall Holding — ООО «Ачимгаз» — начало добычу на первом опытном участке ачимовских залежей.

А в 2009 году «Газпром» приступил к самостоятельной добыче на втором опытном участке (проектная мощность — 3,5 млрд куб. м газа в год).

В марте 2011 года «Газпром» и Wintershall Holding подписали Меморандум, предусматривающий возможность освоения на паритетных началах двух дополнительных участков ачимовских отложений Уренгойского месторождения — четвертого и пятого.

Внимание!

В мае 2011 года получен первый газ из туронских залежей Южно-Русского месторождения. Туронские залежи относят к категории трудноизвлекаемых.

Глубина залегания турона составляет всего 810–840 м, однако особенность залежей заключается в их аномально высоком пластовом давлении, низких пластовых температурах, неоднородности и изменчивости по литологическому составу, низкой проницаемости коллекторов.

Для повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы компания проводит реконструкцию и техническое перевооружение объектов добычи газа.

Инвестиции направляются на реконструкцию технологического оборудования основного производства, систем автоматизации, электро-, тепло-, водоснабжения и очистных сооружений.

Первым шагом на пути практической реализации мегапроекта «Ямал» является освоение крупнейшего по запасам газа месторождения полуострова — Бованенковского.

Разведанные и предварительно оцененные запасы газа этого месторождения составляют 4,9 трлн куб. м. Проектный объем добычи газа определен в 115 млрд куб.

м в год, в долгосрочной перспективе он должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год.

В декабре 2008 года «Газпром» приступил к реализации мегапроекта «Ямал»: была проведена сварка первого стыка системы магистральных газопроводов (СМГ) «Бованенково — Ухта» и начато бурение эксплуатационных скважин на Бованенковском месторождении.

Важно!

В 2009 году был веден в эксплуатацию уникальный мостовой переход новой железной дороги «Обская — Бованенково» через реку Юрибей, который стал самым длинным в мире мостом за Полярным кругом.

С февраля 2011 года по всей протяженности линии до конечной станции Карская было открыто рабочее движение.

Этот важный инфраструктурный объект предназначен для обеспечения круглогодичной, быстрой, наименее затратной и всепогодной доставки грузов и персонала на месторождения Ямала в условиях сурового полярного климата.

Распределение добычи газа Группой «Газпром» по федеральным округам РФ в 2012 году

В октябре 2012 года введено в эксплуатацию Бованенковское месторождение проектной мощностью 115 млрд куб.

м газа в год, что соответствует примерно шестой части (17%) от текущего уровня добычи газа в России. В настоящее время на Бованенково работает установка комплексной подготовки газа (УКПГ) мощностью около 60 млрд куб. м газа в год и более 150 скважин.

Добыча на месторождении будет поэтапно наращиваться по мере подключения новых скважин, ввода УКПГ и дожимных компрессорных станций (ДКС). В 2014 году будет введена в эксплуатацию еще одна УКПГ мощностью 30 млрд куб. м газа в год.

На проектную мощность месторождение планируется вывести в 2019–2021 годах.

Синхронно с Бованенковским месторождением были введены в эксплуатацию первая нитка СМГ «Бованенково — Ухта» протяженностью более 1240 км и головная компрессорная станция «Байдарацкая», затем — компрессорная станция «Чикшинская». Планируется построить вторую нитку СМГ и семь компрессорных станций: «Ярынскую», «Гагарацкую», «Воркутинскую», «Усинскую», «Интинскую», «Сынинскую», «Малоперанскую».

Освоение газовых ресурсов и формирование газотранспортной системы на востоке России
1. КРАСНОЯРСКИЙ ЦЕНТР ГАЗОДОБЫЧИ
2. ИРКУТСКИЙ ЦЕНТР ГАЗОДОБЫЧИ
3. ЯКУТСКИЙ ЦЕНТР ГАЗОДОБЫЧИ
4.

САХАЛИНСКИЙ ЦЕНТР ГАЗОДОБЫЧИ

Стратегия «Газпрома» по привлечению партнеров к разработке запасов углеводородов ставит целью эффективное извлечение ресурсов, находящихся в сложных геологических условиях, и предполагает обмен активами на паритетной  основе в рамках задачи расширения географии и видов деятельности «Газпрома».

По такой схеме построена, например, разработка Южно-Русского нефтегазового месторождения.

Совет!

В капитале совместной российско-германской компании ОАО «Севернефтегазпром» — владельца лицензии на месторождение — «Газпрому» принадлежат 50% плюс шесть обыкновенных именных акций, а германским компаниям BASF SE и E.

ON AG — по 25% минус три обыкновенные именные акции и три привилегированные акции без права голоса.

В обмен на участие немецких компаний в «Севернефтегазпроме» «Газпром» увеличил свою долю в совместной компании WINGAS (до 50% минус одна доля), в ЗАО «Геросгаз» (до 100%), владеющем 2,93% акций ОАО «Газпром», а также получил долю в уставном капитале дочерней компании Wintershall, владеющей правами на разработку и добычу углеводородов в рамках концессионных соглашений в Ливии, в размере 49%.

Запасы Южно-Русского месторождения составляют более 1 трлн куб.

м, что с учетом нынешнего объема ежегодных поставок газа из России в Германию соответствует экспорту на 17 лет вперед.

В декабре 2007 года месторождение было введено в промышленную эксплуатацию, а в 2010 году вышло на проектную мощность 25 млрд куб. м газа в год.

«Газпром» имеет практический опыт реализации проектов в области разработки углеводородов — совместное предприятие ООО «Ачимгаз» (с равным долевым участием «Газпрома» и компании Wintershall Holding) ведет работы по проекту разработки ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

«Газпром» активно сотрудничает с зарубежными компаниями в рамках проекта «Сахалин-2».

В соответствии с протоколом, подписанным в декабре 2006 года ОАО «Газпром», Shell, Mitsui, и Mitsubishi Corporation, «Газпром» вошел в качестве ведущего акционера в компанию Sakhalin Energy, которая является оператором проекта «Сахалин-2».

«Газпром» приобрел 50% плюс одна акция в Sakhalin Energy за 7,45 млрд долл.

Для совершения этой сделки каждый из существующих акционеров Sakhalin Energy уменьшил свою долю на 50% при пропорциональном распределении суммы выплаты. Договор купли-продажи акций был подписан в апреле 2007 года.

Сегодня доли в Sakhalin Energy распределяются следующим образом: «Газпром» — 50% плюс одна акция, Shell — 27,5% минус одна акция, Mitsui — 12,5%, Mitsubishi — 10%.

Внимание!

В декабре 2008 года проект «Сахалин-2» перешел на круглогодичный экспорт сырой нефти, а 18 февраля 2009 года в его рамках состоялся запуск в эксплуатацию первого в России завода СПГ.

Вся продукция завода законтрактована на основе долгосрочных договоров (сроком действия 20 и более лет).

В 2009 году более половины сахалинского СПГ было поставлено покупателям в Японии, остальной объем был реализован в Южную Корею, Индию, Кувейт, КНР и на Тайвань.

В 2012 году завод на Сахалине произвел 10,9 млн т СПГ. Свыше 70% СПГ поставлялось в Японию, остальной объем — покупателям в Южной Корее и ряде других стран АТР.

Таким образом, крупнейший в мире интегрированный нефтегазовый проект «Сахалин-2», включающий освоение двух нефтегазовых месторождений на северо-восточном шельфе о.

Сахалин (Пильтун-Астохское и Лунское), добычу и транспортировку нефти и газа по транссахалинским трубопроводам, производство СПГ, а также экспорт углеводородов, перешел в стадию полномасштабной коммерческой эксплуатации.

В январе 2011 года ОАО «Газпром» и Агентство природных ресурсов и энергетики Министерства экономики, торговли и промышленности Японии подписали Соглашение о сотрудничестве для подготовки совместного технико-экономического исследования вариантов использования природного газа в районе Владивостока, транспортировки и реализации природного газа и продукции газопереработки из района Владивостока потенциальным покупателям в странах АТР.

При поддержке Агентства природных ресурсов и энергетики Японии создан консорциум из японских компаний — JAPAN FAREAST GAS Co., Ltd. (ITOCHU, JAPEX, MARUBENI, INPEX, CIECO), участники которого определены исполнителями исследования с японской стороны.

В апреле 2011 года в развитие вышеназванного документа «Газпром» подписал с консорциумом JAPAN FAREAST GAS Co., Ltd. Соглашение о проведении совместного технико-экономического исследования реализации в районе Владивостока завода по сжижению природного газа.

Важно!

В марте 2012 года Правление ОАО «Газпром» приняло решение о переводе проекта строительства завода СПГ в районе Владивостока на следующую стадию реализации.

В сентябре 2012 года ОАО «Газпром» и Агентство по природным ресурсам и энергетике Японии подписали Меморандум по проекту Владивосток-СПГ, который предусматривает развитие всестороннего сотрудничества для дальнейшего продвижения проекта, в том числе в области финансирования и маркетинга газа. В настоящее время подготовлено Обоснование инвестиций по проекту.

15 декабря 2009 года «Газпром» и Petrovietnam подписали Соглашение о стратегическом партнерстве.

Документ предусматривает активное взаимодействие «Газпрома» и Petrovietnam в нефтегазовых проектах на территории России, Вьетнама и третьих стран в рамках компании «Газпромвьет».

Объектами сотрудничества компаний в России определены Нагумановское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Оренбургской области, и Северо-Пуровское газоконденсатное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе.

Кроме того, в сентябре 2009 года «Газпром» завершил сделку по приобретению у консорциума итальянских компаний ENI S.p.A. (ENI) и Enel S.p.A.

(Enel) 51-процентной доли в уставном капитале ООО «СеверЭнергия», контролирующего ряд компаний, которым принадлежат лицензии на разведку и добычу углеводородов в Западной Сибири.

В 2010 году в целях исполнения нефтяной стратегии Группы и оптимизации разработки данных месторождений «Газпромом» было принято решение о продаже доли в ООО «СеверЭнергия» совместной компании ОАО «Газпром нефть» и ОАО «НОВАТЭК». Опыт «Газпром нефти» позволит с наибольшей эффективностью разработать нефтяные запасы многокомпонентных залежей месторождений. Участие «НОВАТЭКа» даст синергетический эффект от использования имеющейся инфраструктуры компании по подготовке газового конденсата. Все это значительно ускорит ввод месторождений в промышленную эксплуатацию, а также снизит капитальные затраты проекта.

В сентябре 2011 года ОАО «Газпром» и ООО «СеверЭнергия» подписали договор о покупке газа, добываемого на Самбургском участке в ЯНАО. В апреле 2012 года на Самбургском месторождении началась добыча газа, в 2013 году компания приступает к добыче нефти.

Проект «Сахалин-2»

Развитие нефтяного бизнеса является одной из стратегических задач «Газпрома» на пути создания глобальной энергетической компании.

Совет!

Основу нефтедобычи в Группе «Газпром» составляет ОАО «Газпром нефть». Ее приобретение в октябре 2005 года вывело Группу на пятое место по нефтедобыче в России. По итогам 2012 года «Газпромом» добыто 33,3 млн т нефти и 12,8 млн т газового конденсата.

В апреле 2009 года ОАО «Газпром» приобрел у концерна ENI 20% акций ОАО «Газпром нефть», реализовав свое право, основанное на опционном договоре, заключенном в апреле 2007 года.

В результате реализации договоренностей доля Группы «Газпром» в ОАО «Газпром нефть» достигла 95,68%.

Сделка позволила перевести развитие нефтяного бизнеса Группы на принципиально новый уровень — начать консолидацию деятельности по освоению нефтяных запасов холдинга в рамках единой дочерней компании.

В декабре 2009 года принято решение о передаче «Газпром нефти» прав пользования недрами Новопортовского месторождения и Восточного участка Оренбургского месторождения.

В рамках реализации стратегии развития нефтяного бизнеса в результате ряда приобретений в феврале 2011 года «Газпром нефтью» консолидировано 100% акций Sibir Energy plc.

Это позволило Группе «Газпром» стать крупнейшим акционером Московского НПЗ, получить контроль над сетью АЗС из более чем 130 станций в Московском регионе и разработкой ряда месторождений в Западной Сибири, в том числе 50% в проекте разработки Салымских месторождений.

«Газпром нефть» проводит активную политику расширения своего присутствия на международном рынке: в феврале 2009 года завершена сделка по приобретению контрольного пакета акций многопрофильной нефтегазовой компании NIS (Сербия).

В марте 2011 года доля в NIS была увеличена с 51% до 56,15%. В апреле у Chevron Global Energy приобретен завод по производству масел и смазок в г. Бари (Италия) мощностью до 30 тыс. т масел и 6 тыс. т смазочных материалов в год.

Летом 2009 года компания приобрела 20% в уставном капитале ООО «Национальный нефтяной консорциум», созданного для реализации нефтедобывающих проектов в Латинской Америке пятью крупными российскими нефтяными компаниями с равными долями участия.

Одним из таких проектов является проект «Хунин-6», расположенный в поясе тяжелой нефти реки Ориноко на территории Венесуэлы.

Необходимо отметить, что среди компаний — участниц консорциума ОАО «Газпром нефть» получило статус лидера проекта в рамках первого этапа его реализации. Осенью 2012 года на месторождении «Хунин-6» добыта первая нефть.

Внимание!

В январе 2010 года ОАО «Газпром нефть» от имени консорциума компаний подписала контракт на разработку месторождения «Бадра» в Ираке с запасами около 3 млрд барр. нефти.

«Газпром нефть» является оператором проекта, ее доля составляет 30%. В 2012 году количество проектов, которые «Газпром нефть» реализует на территории Ирака, увеличилось до трех.

В августе компания подписала соглашение о разведке и разработке запасов углеводородов блоков Garmian и Shakal, расположенных на юге Курдистана. В проекте Garmian «Газпром нефть» получила 40%, в проекте Shakal — 80%.

По оценкам, ресурсный потенциал обоих месторождений превышает 500 млн т нефтяного эквивалента (порядка 3,6 млрд барр. нефтяного эквивалента).

В начале 2013 года «Газпром нефть» вошла еще в один проект в иракском Курдистане, получив 80% в блоке Халабжда. Все три проекта реализуются на условиях соглашения о разделе продукции (СРП).

По итогам 2012 года «Газпром нефть» стала лидером по темпам роста добычи углеводородов среди российских нефтяных компаний — добыча компании достигла 59,7 млн т нефтяного эквивалента, что более чем на 4% превосходит результаты 2011 года.

«Газпром нефть» намерена увеличить объемы добычи до 100 млн т нефтяного эквивалента в год к 2020 году, с учетом показателей дочерних обществ и доли в ассоциированных компаниях.

Отношение запасов к добыче планируется поддерживать на текущем уровне не менее 20 лет, при этом доля проектов на месторождениях на ранних этапах разработки к 2020 году должна обеспечивать не менее 50% добычи.

План выхода на уровень добычи 2020 года предусматривает поэтапное вовлечение в эксплуатацию всех разведанных месторождений ОАО «Газпром нефть» (с учетом принадлежащих компании 50% акций ОАО «НГК «Славнефть», ОАО «Томскнефть»), расширение ресурсной базы за счет ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений, находящихся на балансе других компаний Группы. Также предполагается расширение портфеля активов за счет приобретения участков нераспределенного фонда и покупки активов.

Важно!

По состоянию на 31 декабря 2012 года запасы нефти и конденсата Группы «Газпром» по категориям А+В+С1 (российские стандарты) оценивались в 3,2 млрд т, что позволяет в перспективе выйти на объемы добычи, сопоставимые с показателями ведущих нефтяных компаний.

Извлечение метана из угольных пластов призвано стать одним из основных направлений стратегии расширения ресурсной базы ОАО «Газпром» и, по сути, приведет к созданию в России новой отрасли по добыче метана в угольных бассейнах. Кроме того, промышленное внедрение российских технологий добычи метана из угольных пластов поможет свести к минимуму аварийность на угольных шахтах, значительно улучшит экологическую обстановку.

РФ обладает гигантскими прогнозными ресурсами угольного газа — около 84 трлн куб. м, что сопоставимо с третью прогнозных ресурсов природного газа в России.

Наиболее подходящим для организации промышленной добычи в настоящее время является район Кузбасса, в котором прогнозные ресурсы метана составляют 13 трлн куб. м.

Плотность ресурсов метана на отдельных площадях Кузбасса сравнима с показателями месторождений природного газа в северных районах Тюменской области.

Преимущества Кузбасса по геолого-промысловым характеристикам, а также наличие инфраструктуры и потребителей газа, находящихся на расстоянии всего 15–150 км, определяют экономическую эффективность промышленной добычи метана в Кузбассе.

Стратегической задачей проекта по добыче метана в Кузбассе является замещение ежегодных поставок газа в Кемеровскую область из северных районов РФ в объеме до 4 млрд куб. м собственным газом.

В феврале 2010 года в Кемеровской области «Газпром» запустил первый в России промысел по добыче угольного газа, который открыт на Талдинском месторождении. Всего в 2011 году из одной экспериментальной и семи разведочных скважин было извлечено 5,18 млн куб.

м угольного газа, а с начала пробной эксплуатации в 2010 году — более 11 млн куб. м. Добытый газ использовался для производства электроэнергии на двух газопоршневых электростанциях, а также в качестве газомоторного топлива.

Совет!

В настоящее время на Талдинском угольном разрезе переведено на газ более сотни автомобилей.

В 2011 году начата пробная эксплуатация Нарыкско-Осташкинской площади. Здесь пробурено десять разведочных скважин.

В начале 2012 года была утверждена Технологическая схема опытно-промышленной разработки юго-восточной части Талдинского метаноугольного месторождения. Проектный документ на разработку метаноугольного месторождения в России был подготовлен впервые.

Это стало возможным благодаря проведенным подсчетам запасов метана как самостоятельного полезного ископаемого и его внесению в Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод.

Принципиальные различия процессов извлечения традиционного природного газа и сорбированного в угле метана обуславливают использование совершенно новых, значительно более трудо- и капиталоемких технологий.

Российская технология по добыче угольного метана также была разработана Группой. На весь технологический цикл — от разведки угольного метана до его использования — получено более 30 патентов.

Источник: http://gazpromquestions.ms1.ru/?id=37

Южно – Русское месторождение

Южно - Русское месторождение

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение длиной более 85 км и шириной более 14 км расположено в Северо-Восточной части Западной Сибири в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в Восточной части Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Месторождение является одним из крупнейших в России по объемам запасов. Начальные суммарные запасы Южно-Русского месторождения оценены более чем в 1 трлн м3 газа. По состоянию на 01.01.2017 г. с учетом накопленной добычи по газу 216 млрд м3 запасы газа по категории А+В1 составляют 822 млрд м3, по категории В2 – 125,2 млрд м3, запасы нефти категории В1 составляют 10,9 млн т, по категории В2 – 34,5 млн т, запасы конденсата по категории В2 составляют 3 млн т.

70-е годы

17 ноября 1969 года

Уренгойская нефтеразведочная экспедиция проводила работы на участке, и во время бурения поисковой скважины № 6 из сеноманских отложений был получен фонтан газа. Так было открыто Южно-Русское месторождение.

1979 год

Впервые подсчитаны и утверждены ГКЗ СССР запасы по сеноманской и сенонской залежам Южно-Русского месторождения.

В нижнемеловых и юрских отложениях Южно-Русского месторождения проводились детальные сейсморазведочные работы. По данным опробования скважин сделано заключение о перспективности нижнемеловых и юрских отложений.

1990 год

Начало второго этапа поисково-разведочного бурения залежей Южно-Русского месторождения.

1993-1994 годы

Проведена оперативная оценка и подтверждена перспективность запасов газа и нефти.

00-е годы

2004 год

ООО «ТюменНИИгипрогаз» подготовило проект разработки сеноманской и сенонских залежей Южно-Русского месторождения. В ноябре 2004 года Правление ОАО «Газпром» определило порядок ввода в эксплуатацию Южно-Русского месторождения с использованием методов проектного финансирования.

ОАО «ЮжНИИгипрогаз» был выполнен проект обустройства Южно-Русского месторождения, получивший положительные заключения внутриведомстенной и Главной государственной экспертиз.

Январь 2006 года

Начались работы по обустройству Южно-Русского месторождения.

27 сентября 2007 года

Осуществлена врезка в Единую систему газоснабжения ОАО «Газпром» для подачи газа с Южно-Русского месторождения.

25 октября 2007 года

Южно-Русское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.

18 декабря 2007 года

Торжественная церемония, посвященная вводу в эксплуатацию Южно-Русского месторождения в центральном офисе ОАО «Газпром» в присутствии Первого заместителя Председателя Правительства РФ, Председателя Совета директоров ОАО «Газпром» Дмитрия Анатольевича Медведева и вице-канцлера, министра иностранных дел Германии Франка-Вальтера Штайнмайера.

Декабрь 2007 года

В проект вошла дочерняя компания BASF AG — Wintershall в результате сделки по обмену активами между ОАО «Газпром» и BASF AG.

Август 2009 года

Южно-Русское месторождение выведено на проектную мощность с добычей газа в объеме 25 млрд.куб. метров в год с опережением на 1 год.

Октябрь 2009 года

В проект вошла компания E.ON в результате сделки по обмену активами между ОАО «Газпром» и E.ON Rurhgas AG.

Октябрь 2009 года

Федеральное агентство по недропользованию приняло решение об увеличении срока окончания действия Лицензии на право геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр до 31 декабря 2043 года.

2010 год

7 июня

На Южно-Русском месторождении добыто 50 млрд. куб. метров газа.

Июль

Пробурена первая разведочная скважина в рамках освоения туронских залежей.

2011 год

Май

Получен первый газ из разведочной скважины, пробуренной в рамках разработки туронских залежей.

15 июня

ОАО «Севернефтегазпром» празднует 10-летний юбилей со дня основания компании.

Ноябрь

Газ Южно-Русского месторождения поставлен в Единую систему газоснабжения и пущен по газопроводу «Северный поток» в Германии.

5 декабря

Газ туронских залежей Южно-Русского месторождения поставлен в Единую систему газоснабжения.

2012 год

7 апреля

На Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении ОАО «Севернефтегазпром» в присутствии Заместителя Председателя Правления ОАО «Газпром», Председателя Совета директоров ОАО «Севернефтегазпром» Александра Медведева и Генерального Директора ОАО «Севернефтегазпром» Станислава Цыганкова состоялась торжественная церемония пуска первой эксплуатационной скважины туронской газовой залежи в Западной Сибири.

17 мая

ОАО “Севернефтегазпром” добыл сотый миллиард кубометров газа на Южно-Русском месторождении.

14 июня

Западно-Сибирская нефтегазовая секция Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья Федерального Агентства по недропользованию Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации, решила: согласовать технологический проект разработки сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения со следующими технологическими показателями:

Накопленная добыча свободного газа на конец расчетного периода – 566,4 млрд  м3, в т.ч. товарный газ – 556,8 млрд  м3.

20 декабря

Западно-Сибирская нефтегазовая секция Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья Федерального Агентства по недропользованию Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации, решила: согласовать технологическую схему разработки туронской газовой залежи Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения со следующими технологическими показателями:

Накопленная добыча свободного газа на конец расчетного периода – 240,5 млрд  м3, в т.ч. товарный газ – 234,1 млрд  м3.

31 декабря

Общий объем накопленной добычи на конец 2012 года – свыше 115 млрд м3 газа.

2014 год

февраль

На Южно-Русском месторождении началось строительство второго этапа Дожимной компрессорной станции № 1.

октябрь

ОАО «Севернефтегазпром» в рамках опытно-промышленной разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения запустило очередную эксплуатационную однозабойную скважину № 184 с восходящим профилем.

2015 ГОД

январь

ОАО «Севернефтегазпром» приступило к бурению разведочной скважины № Р-54 на нижнемеловые отложения.

сентябрь

ОАО «Севернефтегазпром» начало строительство очередной эксплуатационной скважины № 1902 для добычи трудноизвлекаемого газа туронской газовой залежи на Южно-Русском месторождении.

ноябрь

На Южно-Русском месторождении добыто 300 млн кубических метров туронского газа.

декабрь

ОАО «Севернефтегазпром» ввел в эксплуатацию вторую очередь ДКЦ № 1 и новые социально-бытовые объекты вахтового жилого комплекса Южно-Русского месторождения.

2016 год

май

Накопленный объем добычи природного газа на ЮРГНКМ достиг 200 млрд кубических метров.

Источник: http://www.severneftegazprom.com/company/juzhno-russkoe-mestorozhdenie/

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.