Штокмановское месторождение как проект современной индустрии россии

Содержание

Значимость реализации Штокмановского проекта заключается в газификации населенных пунктов и промышленных предприятий Мурманской области

Штокмановское месторождение как проект современной индустрии россииГришин Н.Н., д.х.н.1,Калинников В.Т., академик РАН 1, Гришина Е.А2
1 – Кольский научный центр РАН, г.Апатиты, 2 – СПб Государственный университет

Штокмановское газоконденсатное месторождение, открытое в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман», является уникальным объектом разработки, как для отечественной, так и для мировой практики морской газодобычи. Уникальность месторождения заключается в объемах запасов, огромной площади и условиях проведения работ по освоению.

Для обустройства месторождения потребуется строительство в Кольском регионе на территории Мурманской области портового транспортно-технологического комплекса (ПТТК), включающего завод по сжижению газа, установку по подготовке газа к транспортировке и специализированный морской порт

Социально-экономическая значимость реализации Штокмановского проекта заключается в газификации населенных пунктов и промышленных предприятий Мурманской области;

в создании новых рабочих мест на период строительства и эксплуатации; в открытии заказов для предприятий региона:

цемент и бетоны различного функционального назначения, стройматериалы на основе местного природного и техногенного сырья, развитие сферы обслуживания и обеспечения бытовыми товарами и продуктами питания; в модернизации и реконструкции местных объектов инфраструктуры:

  • школы,
  • детские сады,
  • медицинские учреждения.

В связи с наличием в регионе большого количества месторождений редкоземельных металлов, кианитов, слюд (флогопита, вермикулита), цветных и драгоценных металлов, динамично развивающийся Кольский регион РФ становится все более инвестиционно привлекательным.

Его высокую инвестиционную привлекательность определяют не только богатая минерально-сырьевая база по рудному сырью, строительным материалам и развитый горнорудный комплекс, а также уникальные запасы газоконденсата на шельфе Баренцева моря.

Проект освоения ШГКМ имеет стратегическое значение для РФ и транснациональной корпорации «Газпром»:

месторождение станет ресурсной базой для экспорта российского газа в Европу через строящийся газопровод, «Северный поток», организации производства сжиженного природного газа и газификации Мурманской области.

Практическая реализация проекта неизбежно приведет к дополнительному развитию добывающей и перерабатывающей промышленности в регионе, строительного комплекса и сферы обслуживания.

Соответственно возникает необходимость разработки новых направлений развития Кольского региона. Такая работа в настоящее время начинается путем разработки программы развития Мурманской области до 2025 года.

Практическая реализация  Штокмановского проекта неизбежно приведет к дополнительному развитию добывающей и перерабатывающей промышленности в регионе

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части российского сектора Баренцева моря, в 280 км к западу от побережья островов архипелага Новая Земля и в 650 км от города-порта Мурманск, административного центра Мурманской области.

Проектируемый комплекс объектов морской газодобычи находится в пределах акватории Баренцева моря, ограниченной с севера параллелью 74°, а с запада и востока – 32° и 45°.

Это самое крупное по разведанным запасам газа из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км².

Месторождение состоит из 4-х пластов. Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1 [приложение]. Общие геологические запасы газа по категориям C1+C2 (предполагаемые запасы) составляют 3,2 трлн. куб.м.

Внимание!

Геологические запасы конденсата по категориям C1+C2 составляют 31 млн.т. Глубина продуктивных пластов составляет 1813-2479 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения в условиях наличия ледовых нагрузок.

Этаж газоносности – 518 м [1].

Факторы, способствующие реализации проекта:

– Богатая минерально-сырьевая база региона, в том числе по стройматериалам;

– Присутствие на территории действия проекта Кольского научного центра РАН и большой объем уже выполненных научно-технологических разработок, имеющих непосредственное отношение к экологически безопасному освоению территории и природных ресурсов, но требующих адаптации к условиям реализации проекта, в том числе:

– большой объем достоверной геологической информации по региону. Полный анализ минерально-сырьевой базы региона по строительному щебню и песчано-гравийным смесям;

– технологические разработки по бетонам различного функционального назначения на основе природных и техногенных источников региона, в том числе и утяжеляющие добавки для подводных трубопроводов из местного минерального сырья;

– технологические разработки по сорбентам для иммобилизации тяжелых металлов и сбора нефтепродуктов, органических и токсичных жидкостей;

– технологические разработки по керамическим материалам, в том числе строительным и высокотемпературным теплоизоляционным, из местного сырья

– разработанная концепция ветропарков с мощностью по производимой электроэнергии до 50-100 МВт с подключением к общей энергосистеме региона для обеспечения электроэнергией проекта

– Апробированная система практической реализации разработок Отдела технологии стройматериалов ИХТРЭМС КНЦ РАН на производственной базе ОАО «Апатитстрой»

– Наличие начальной инфраструктуры в местах предполагаемого строительства объектов проекта и наличие опыта строительства в регионе особо крупных и сложных сооружений (АЭС, портовые сооружения, горно-обогатительные комплексы)

– Полная поддержка проекта Правительством региона и Центра.

Факторы, затрудняющие реализацию проекта:

– Суровые климатические условия [2]

Климат в районе расположения ШГКМ субарктический с избыточным увлажнением за счет активной циклонической деятельности и частой смены воздушных масс, различных по месту своего формирования, температуре и влажности.

Отчетливо выражен годовой ход средней скорости ветра и повторяемости штормовых условий с зимним максимумом.

При описании климатических сезонов выделяется продолжительный зимний период, который длится с ноября по апрель, весенний – май-июнь, летний – июль и август, осенний – сентябрь и октябрь.

Гидрологические условия

Баренцево море является одним из самых штормовых морей России. Среднее число штормов в течение зимнего периода достигает 16-18 при их средней продолжительности 7-8 часов.

Ледовые условия

Большую опасность при строительстве и эксплуатации сооружений могут представлять экстремальные скорости смещения кромки льда и внезапные вторжения морского льда в район Штокмановского ГКМ. В районе месторождения возможно появление айсбергов массой до миллиона тонн.

Сейсмические условия района пос. Териберка

В сейсмологическом отношении наиболее характерной чертой Баренцрегиона является его положение между активными рифтовыми зонами океанических хребтов: Мона и Книповича – на западе, Гаккеля – на севере, которое определяет крайне неравномерное распределение сейсмичности в регионе и тяготение проявления сейсмической активности к окраинным районам шельфа.

Главным глубинным разломом является линия Карпинского, проходящая в прибрежной акватории Баренцева моря, непосредственно примыкая к Мурманскому блоку, в том числе Териберскому полуострову. Она сейсмична на всем протяжении, но наибольшей силы до 5-6 баллов систематические толчки достигают в местах сочленения меридианальных разломов.

С 1988 по 1990 год наблюдался рост сейсмической активности Мурманского побережья. На рисунке показано распределение землетрясений Мурманского побережья за 1988, 1989 и 1990.

Зона динамического влияния системы разломов линии Карпинского весьма значительна и в районе Териберки занимает прибрежную зону шириной 15-20 км.

Коренные породы в этой зоне интенсивно раздроблены, широко развиты сколы, сбросы и сдвиги мелких порядков, наблюдаются сейсмотектонические обвалы скальных пород.

Геомагнитные возмущения в Заполярье

Одним из проявлений Солнечной активности является возбуждение геоиндуктированных (ГИТ) или теллурических токов. Эффекты, связанные с этим явлением, могут оказаться весьма существенными по воздействию на работу технологических систем на поверхности Земли.

В периоды повышенной солнечной активности в ионосфере авроральной зоны протекают значительные по величине (до 106 А) токи, обуславливающие развитие магнитных возмущений. Изменение ионосферных токов приводит к генерации медленно меняющихся электромагнитных полей на поверхности Земли.

с привлечением специалистов Кольского научного Центра РАН провести комплексную экологическую экспертизу всего проекта

Для трубопроводов, имеющих контакт с землей в двух точках, влияние ГИТ может проявиться в развитии сильных токов, усиливающих коррозию.

Устройства катодной защиты трубопроводов могут выводиться из режима стабильной работы.

Возможны сбои в работе любых систем автоматики, контроля или связи, запитанных протяженными кабелями.

Важно!

Отмечен кумулятивный эффект усиления коррозии в точках заземления или повреждения изоляции. К примеру, на трубопроводе (TQM) в Квебеке, Канада, коррозионное повреждение одной из секций трубопровода развилось через 3 года эксплуатации вместо ожидаемых 20-30 лет.

Влияние индуктированных полей или токов при каждом конкретном возмущении для выбранного трубопровода или иной системы определяется уровнем магнитной активности, локальным временем, расположением системы относительно активной области, ориентацией, свойствами подстилающей поверхности и окружающей среды.

Следует ожидать специфических эффектов на границах сред, при переходе трубы море – суша, вблизи торцов трубы, насосных станций, в местах соединения труб различного диаметра, при изменении направления трубы, где меняется распределение токов растекания, перераспределяется потенциал труба-почва, что может существенно сказаться на скорости коррозии и устойчивости работы системы катодной защиты.

Проекты, предлагаемые для выполнения в рамках генерального проекта освоения ГКШМ, снижающие риски и воздействие отрицательных факторов в период строительства и эксплуатации месторождения

1.Кольский сейсмогенный узел расположен на пересечении системы Северо-Кейвских с Фиордно-Озерными разломами и проявляет наиболее значительную как современную, так и историческую сейсмическую активность непосредственно на Мурманском побережье, причем наиболее сильное землетрясение зарегистрировано именно в районе Териберки, месте, выбранном для строительства завода.

Предлагается провести необходимые полевые работы по выбору для строительства завода участка, наиболее устойчивого к сейсмическим и тектоническим воздействиям, и провести оформление участка под строительство, включая участок под весь береговой и причальный комплекс. Предварительные результаты по выбору участка имеются.

2. Для ликвидации аварийных и технологических разливов нефтепродуктов целесообразно использовать в качестве адсорбентов и собирателей местные термоактивированные магнезиально-железистые гидроалюмосиликаты (вермикулит, серпентиниты).

Предлагается провести сравнительные испытания собирателей нефтепродуктов на основе местного сырья как выпускаемых промышленно, так и разработанных, но еще не принятых к практическому использованию. По результатам испытаний разработать технологический регламент, ТЭР, спроектировать и создать производство требуемого количества собирателя.

Разработать и наладить производство подвижных, переносных генераторов таких собирателей различной производительности, способных оперативно подавать собиратель на зеркало розлива и непосредственно в струю розлива.

3. Предлагается с привлечением специалистов Кольского научного Центра РАН провести комплексную экологическую экспертизу всего проекта или его частей. Опыт такой работы, в том числе, и по экспертизе предварительных проектов освоения Штокмановского месторождения имеется.

4. Что касается весьма редкого события – появления гренландских айсбергов в районе месторождения, то целесообразно проработать вопрос об их принудительной транспортировке из опасной зоны, вместо предполагаемого временного демонтажа технологического оборудования при угрозе столкновения.

5. Возможные меры защиты от негативного воздействия геоиндуктированных токов для трубопроводов – это в первую очередь, создание следящей системы катодной защиты, организация системы заземления, изменение режима работы системы в периоды возмущений, прогноз возмущений.

В настоящее время отсутствуют данные по вариациям потенциала «труба-почва» для трубопроводов в Мурманской области.

Учитывая планируемое строительство протяженных газопроводов в районе Заполярья, целесообразно провести изучение проблемы для оценки риска и поиска возможных способов предупреждения аварийных последствий воздействия ГИТ.

Проведение соответствующих натурных измерений связано с большим объемом специальных работ по подготовке и проведению испытаний: земляных, гидротехнических, транспортировке, монтажу оборудования и др., которые ОАО «Апатитстрой» готово взять на себя..

К самим измерениям целесообразно привлечь Полярный геофизический институт КНЦ РАН совместно с Центром физико-технических проблем энергетики Севера, которые имеют опыт таких измерений. 6.

Предлагается провести экспертизу местных стройматериалов для использования в проекте.

7.Освоение ШГКМ и создание в Кольском регионе производственного комплекса по добыче, первичной обработке, транспортировке и использованию на месте углеводородной продукции неизбежно приведет к развитию инфраструктуры, дополнительному развитию добывающей и перерабатывающей промышленности, особенно энергоемких производств, транспорта.

Основным фактором, определяющим реструктуризацию промышленного производства в регионе может стать промышленный территориальный кластер по М.Портеру как наиболее конкурентоспособная структура, ядром которой становится газовый комплекс.

Специалистами Кольского научного Центра РАН и Географического факультета Санкт-Петербургского государственного университета предварительно рассмотрена модель кластера как организационная структура комплексного развития региона в связи с разработкой ШГКМ.

Автор выражает благодарность за консультации  к.т.н. Зосину А.П., к.г.н. Чувардинскому В.Г., д.ф-м.н. Сахарову Я.А.

Список литературы1. «Декларация о намерениях инвестирования в комплексное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения (Мурманская область)», подготовленная ОАО «Гипроспецгаз», 2006.2. Борисов В.М., Осетрова Н.В., Пономаренко В.П., Семенов В.Н., Сочнев О.Я. Влияние развития морских месторождений нефти и газа на биоресурсы Баренцева моря, М., 2004. – 285 с.3. Николаева С.Б.

Следы древних землетрясений Кольского региона (по геолого-морфологическим данным). Матер. Всерос. конференции с международным участием.

Совет!

Геодинамика и геологические изменения в окружающей среде северных регионов, Т4, Архангельск, 2004.-217-219 с.

4. Trichtchenko L., Boteler D.H. Effects of natural geomagnetic variations on power systems and pipelines // Пятый Международный симпозиум по электромагнитной совместимости и электромагнитной экологии ЭМС-2003, 16-19 сентября 2003 г.: Сб. научн. докл. – Санкт-Петербург, 2003. 343-345 с.

Источник: https://helion-ltd.ru/main-schtockmann-factors/

Проект комплексной разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения

Глобальная проблема энергетической безопасности ставит перед современной цивилизацией вопрос о необходимости перехода к возобновляемым источникам энергии.

Однако переход от ископаемых видов топлива к возобновляемым источникам энергии будет происходить постепенно. На ближайшие десятилетия углеводородное сырье будет оставаться основным источником энергии, и спрос на него продолжит расти.

Многие экологические неправительственные организации из всех ископаемых видов топлива отдают предпочтение природному газу в силу его минимального воздействия на экологию.

Именно этот вид топлива будет еще долгие годы использоваться в качестве основного при переходе к полномасштабному использованию экологически безопасных возобновляемых источников энергии.

Природа Мурманской области

Располагая более чем четвертью разведанных мировых запасов природного газа, Россия уже много лет является надежным поставщиком голубого топлива на европейский и мировой рынки.

С запасами в 3,9 триллиона кубометров газа Штокман станет крупнейшим месторождением в мире, эксплуатируемым в арктических широтах.

На ближайшие десятилетия его разработка откроет для мировой индустрии новый фронт работ — арктический шельф.

Запасы углеводородов в Арктическом бассейне, по некоторым оценкам, достигают 200 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте.

Это означает, что Арктика может содержать более четверти еще не разведанных мировых запасов углеводородного сырья.

Штокмановский Проект открывает собой новую эпоху — эпоху промышленного освоения Арктики.

Штокмановское газоконденсатное месторождение

Штокмановское газоконденсатное месторождение было открыто в 1988 году.

Свое название оно получило в память об известном советском океанологе, профессоре Владимире Штокмане, а также в честь научно-исследовательского судна, названного его именем и принимавшем активное участие в поисках месторождения.

Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря на расстоянии около 550 от побережья Кольского полуострова. Глубина моря в районе месторождения составляет от 320 до 340 метров.

По разведанным запасам природного газа Штокман на сегодняшний день является одним из крупнейших месторождений в мире. Геологические запасы месторождения составляют 3,9 трлн. кубометров газа и около 56 млн. тонн газового конденсата.

Внимание!

Штокман разрабатывается в экстремальных природных условиях. Арктический климат и тяжелая штормовая обстановка – серьезное испытание и для персонала, и для технологического оборудования.

В этих условиях существенно сокращается время на осуществление строительных и монтажных работ, усложняется процесс их проведения. В районе разработки неоднократно фиксировалось появление многолетних льдов и айсбергов.

Существенное удаление района добычи от береговой линии определяет сложность процедуры снабжения и обслуживания инфраструктуры Проекта.

Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает полный цикл освоения от исследования до переработки и транспортировки.

Комплексная программа разработки рассчитана на три фазы с совокупным объемом добычи более 71 млрд. куб. м природного газа и 0,7 млн.

тонн газового конденсата в год.

В рамках первой фазы Проекта планируется добывать 23,7 млрд. куб. м. природного газа и 218 тыс. тонн конденсата в год.

«Штокман Девелопмент АГ»

Техническая уникальность Штокмановского Проекта, его масштабность, необходимость распределения проектных рисков – все это обусловило необходимость интеграции финансовых и инжиниринговых возможностей крупнейших нефтегазовых компаний мира.

Реализацию Первой фазы Штокмановского Проекта осуществляет созданная в феврале 2008 г.

компания «Штокман Девелопмент АГ», совместный проект трех ведущих мировых компаний: ОАО «Газпром» (51%), Total S.A.(25%) и Statoil ASA (24%).

Важно!

Столь мощный консорциум гарантирует применение самых передовых технологий, безопасность Проекта и эффективное корпоративное управление.

Компания будет являться собственником и оператором инфраструктуры Первой фазы Штокмановского Проекта на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию.

Маркетинг газа, добываемого на Штокмановском месторождении, будет осуществлять ОАО «Газпром».

Газ, добытый в рамках Штокмановского Проекта, определен в качестве ресурсной базы для поставок по трубопроводу «Северный поток» в страны Западной Европы, для осуществления газификации Кольского полуострова, а также для производства российского СПГ, который впоследствии будет реализован на международных рынках.

Проектные решения для Фазы 1

Общая схема морских объектов включает в себя:

  • Подводный добычный комплекс (3 куста скважин с общим объемом добычи 71 млн. куб. м в сутки);
  • Систему промысловых трубопроводов и гибких райзеров для подачи на технологическое судно газоконденсатного потока, выходящего из скважин. Планируется до 30 подводных соединений;
  • Самоходное ледостойкое технологическое судно (Floating Production Unit – FPU) с возможностью экстренного отсоединения в случае возникновения ледовой угрозы – крупнейшее в мире; водоизмещение – около 250 тыс. тонн, длина – порядка 320 м, высота от палубы до верхней точки – около 45м;
  • Морской двухниточный трубопровод диаметром 36 дюймов и длиной 550 км для подачи газа и конденсата в двухфазном режиме на берег.

Береговые объекты:

  • Береговая часть морского магистрального трубопровода;
  • Установка подготовки газа, отгружаемого в магистральный трубопровод;
  • Завод СПГ производительностью 7,5 млн т/год, крупнейшая линия по производству сжиженного природного газа в арктических широтах;
  • Резервуары для хранения СПГ;
  • Морской порт для отгрузки конденсата и СПГ;
  • Комплексная база обеспечения;
  • Вспомогательные объекты: жилой поселок, вертолетная площадка и т. д.

Акционеры считают, что освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения — это единый комплексный Проект, объединяющий добычу, транспортировку газа и производство СПГ. Добыча и транспортировка газа подразумевает строительство Пускового комплекса. Пусковой комплекс включает в себя морские объекты в соответствии с проработанной технологической схемой (подводный добычной комплекс, технологическая платформа, подводный трубопровод) и береговые объекты приема продукции (установки приемки и подготовки газа, стабилизации, хранения и отгрузки конденсата).

Текущий статус Проекта – все работы ведутся по графику

  • Проработана нормативная база Проекта с учетом мирового опыта и действующего российского законодательства;
  • Завершаются работы в рамках FEED по морским объектам и заводу СПГ;
  • Тендеры по основным объектам Фазы 1 Штокмановского ГКМ вошли в завершающую стадию;
  • Ведется работа по проектированию установки подготовки газа;
  • 2-фазный поток утвержден акционерами в качестве технической концепции Проекта. Концепция 2-фазного потока предполагает доставку газа и газового конденсата с месторождения на берег с последующим разделением их на берегу. Двухфазный поток позволяет сократить морские операции, упростить состав оффшорного оборудования и избежать хранения и отгрузки конденсата в суровых условиях Арктики.

Все работы выполняются в полном соответствии с графиком, утвержденным акционерами.

Экология и безопасность. Высочайшие экологические стандарты

По сравнению с другими регионами мира природа Арктики чрезвычайно уязвима. Компания «Штокман Девелопмент АГ» взяла на себя обязательства по сохранению экологии Баренцева моря.

Все объекты в рамках Проекта планируются с учетом специфики этого уникального региона и будут построены с использованием хорошо зарекомендовавших себя экологически безопасных технологий.

Компания проводит работу в области обеспечения экологической безопасности в соответствии с высочайшими российскими и мировыми стандартами.

Стандарты безопасности будут применяться на нескольких уровнях:

    • детальный технический дизайн проекта;
    • использование передового оборудования;

­

  • использование высококачественных материалов;
  • внедрение комплексной системы обеспечения и контроля качества (QA/QC);
  • мониторинг строительства и эксплуатации.

За период с осени 2007 г. по настоящее время ШДАГ организовала и профинансировала программу самых масштабных инженерно-экологических изысканий, которые когда-либо проводились в Баренцевом море.

Изыскания выполнялись во всех зонах воздействия Проекта – морской, прибрежной, береговой.

Данные, полученные в ходе изыскательских работ, используются для изучения состояния окружающей среды и учитываются при разработке Проекта.

Результаты проведенных исследований вошли в документацию по Оценке воздействия на окружающую среду (ОВОС), проводившейся в соответствии с российскими стандартами и требованиями российского законодательства, а также в материалы по ESHIA (Environmental, social and health impact assessment) согласно международным стандартам.

Два параллельных процесса Оценки воздействия деятельности компании позволяют в полной мере оценить проектные риски и подготовить меры по их минимизации или полному устранению.

По морским объектам получено положительное заключение Государственной Экологической экспертизы. Материалы по береговым объектам готовятся к представлению на экологическую экспертизу.

«Штокман Девелопмент АГ» подписала Соглашение о намерениях с российским отделением Всемирного фонда дикой природы (WWF Russia).

Соглашение предусматривает проведение двусторонних консультаций, рабочих совещаний, обмен информацией в отношении реализации природоохранных проектов и защиты природы.

Оно открыто для присоединения к нему всех заинтересованных сторон. В сентябре 2011 г. к соглашению присоединился Кольский центр охраны дикой природы.

Важным элементом обеспечения экологической безопасности Проекта являются регулярные консультации с представителями основных заинтересованных сторон по Проекту, в том числе с экологическими организациями и представителями коренных малочисленных народов Севера.

Совет!

Обязательным условием одобрения проектных решений, как со стороны российских органов власти, так и со стороны международных финансовых организаций, являются общественные слушания.

«Штокман Девелопмент АГ» регулярно проводит общественные слушания по российским стандартам (ОВОС) и по международным стандартам (ESHIA).

В декабре 2011 года в сельском поселении Териберка Мурманской области прошли третьи общественные слушания по обсуждению проектной документации для объектов Первой фазы освоения Штокмановского месторождения.

На слушаниях были представлены результаты оценки воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации завода СПГ и объектов береговой инфраструктуры.

В слушаниях приняли участие местные жители, руководители органов региональной власти и местного самоуправления, областных и федеральных государственных учреждений, представители Союза рыбопромышленников Севера, Ассоциации Кольских саамов, учреждений Кольского научного центра Российской Академии наук, а также общественных экологических организаций.

По итогам обсуждений были одобрены предлагаемые проектные решения, а также материалы по оценке воздействия на окружающую среду.

Устойчивое развитие Баренц-региона

Реализация масштабного Штокмановского Проекта обеспечит долгосрочный социально-экономический рост северо-западных регионов России.

Уже в ближайшее время Проект даст положительный импульс развитию регионов за счет создания новых производств, загрузки существующих и строительства новых верфей и заводов, обеспечения занятости населения, развития инфраструктуры, научной и проектной базы, привлечения инвестиций в различные сектора экономики регионов, налоговых отчислений в региональные бюджеты.

Кадровый потенциал Штокмановского проекта

Для реализации Проекта такого уровня, как Штокман, необходима сильная и профессиональная команда. Одной из ключевых задач Компании является подбор и подготовка будущих специалистов для работы на Проекте.

Для решения задачи комплексной подготовки специалистов для работы на арктическом шельфе «Штокман Девелопмент АГ» привлекает ведущие российские и международные высшие и профессиональные учебные заведения.

Специалисты Фазы 1 Штокмановского проекта выведут научный и кадровый потенциал российской газовой индустрии на принципиально новый качественный уровень, а также создадут солидный кадровый резерв для реализации последующих Фаз и будущих нефтегазовых проектов на Арктическом шельфе.

В 2011—2012 году «Штокман Девелопмент АГ» заключила Рамочные соглашения о сотрудничестве по подготовке специалистов для проекта с ведущими профильными высшими учебными заведениями России:

  • В Москве – с Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М.Губкина;
  • В Санкт-Петербурге – с Государственной морской академией им. Адмирала С.О.Макарова;
  • В Мурманске – с Мурманским государственным техническим университетом;
  • В Архангельске – с Северным (Арктическим) Федеральным университетом;
  • В Москве – с МГИМО(У) МИД РФ и Международным институтом энергетической политики и дипломатии МГИМО(У) МИД РФ.

Участие российских компаний в Проекте

Участие российских компаний в освоении Фазы 1 Штокмановского Проекта станет стартовой площадкой для их участия в реализации последующих фаз. «Штокман Девелопмент АГ» реализует политику по обеспечению российского участия в Проекте.

Соответствующие условия закреплены в регулирующих процедурах — участие российских компаний является одним из обязательных критериев оценки тендерных предложений, а технические задания формулируются таким образом, чтобы позволить им принять участие в Проекте.

Реализация Штокмановского Проекта придаст импульс развитию производственного и сервисного потенциала российской промышленности:

  • Газификация северо-западных регионов России;
  • Создание новых рабочих мест;
  • Привлечение к участию в Проекте конкурентоспособных промышленных предприятий России и развитие их технологической базы;
  • Содействие развитию сотрудничества международных компаний с российскими университетами, исследовательскими и проектными институтами в области НИОКР и подготовки кадров;
  • Рост налоговых отчислений во все уровни бюджета;
  • Повышение инвестиционной привлекательности Северо-Западного региона РФ;
  • Развитие новой транспортной инфраструктуры в регионе.

Характеристики месторождения

Координаты расположения:

  • Открыто: 1988 г.;
  • Расположено в 900 км к северу от полярного круга, на расстоянии около 550 км от побережья Кольского полуострова, в российском секторе Баренцева моря;
  • Глубина моря в районе добычи: 320-340 метров;
  • Общая площадь месторождения: 1600 кв. км;
  • Разведанные запасы по категории С1 составляют 3.9 трлн. куб. м газа;
  • Сырье: газ с низким содержанием конденсата;
  • Глубина залегания: 1800–2500 м;
  • По объему разведанных запасов газа Штокман входит в 10-ку крупнейших месторождений в мире и в 3-ку крупнейших месторождений, расположенных за полярным кругом.

Природно-климатические условия в районе добычи

  • Высота волн в районе добычи: до 27 м;
  • Годовой диапазон изменения температур: от –50º до +33º С;
  • Сильные ветры: более 30 м/с;
  • Наличие айсбергов массой свыше 1 млн. тонн.

Разработка месторождения

  • Проект разработки ШГКМ предусматривает полный цикл освоения месторождения от исследования до переработки и транспортировки. Комплексная программа разработки рассчитана на три фазы с совокупным объемом добычи 71, 7 млрд. куб. м природного газа и 650 тыс. тонн газового конденсата в год.
  • Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд. куб. м. природного газа.
  • Реализацию Первой фазы Штокмановского проекта осуществляет созданная в феврале 2008 г. компания «Штокман Девелопмент АГ», совместный проект трех ведущих мировых компаний: ОАО «Газпром» (51%), Total S.A.(25%) и Statoil ASA (24%). Компания будет являться собственником и оператором инфраструктуры Первой фазы Штокмановского проекта на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию.
  • Владельцем лицензии на разработку Штокмановского газоконденсатного месторождения, а также собственником добываемой продукции является ООО «Газпром Нефть Шельф» (100% дочернее общество ОАО «Газпром»).
  • Маркетинг газа, добываемого на Штокмановском месторождении, будет осуществлять ОАО «Газпром».
  • Газ, добытый в рамках Штокмановского проекта, определен в качестве ресурсной базы для поставок по трубопроводу «Северный поток» в страны Западной Европы, а также для производства российского СПГ, который впоследствии будет реализован на международных рынках.

Хроника освоения месторождения

  • 1988 г. – открытие Штокмановского газоконденсатного месторождения.
  • 2002 г. – для освоения месторождения государственные российские компании «Газпром» и «Роснефть» создают ООО «Севморнефтегаз».
  • 2004 г. – «Роснефть» продает «Газпрому» свою долю в ООО «Севморнефтегаз».
  • 2005 г. – сформирован шорт-лист из пяти зарубежных компаний, потенциальных участниц консорциума по разработке месторождения на условиях соглашения о разделе продукции (Hydro и Statoil (Норвегия), Total (Франция), Chevron и ConocoPhillips (США).
  • 2006 г. – принято решение о том, что единственным недропользователем Штокмановского месторождения будет выступать ОАО «Газпром», а иностранные компании будут привлекаться в качестве подрядчиков.
  • Июль 2007 г. подписано рамочное соглашение между ОАО «Газпром» и Total S. A.
  • Октябрь 2007 г. — подписано соглашение об участии в проекте StatoilHydro ASA (c 2010 г. — Statoil ASA).
  • Февраль 2008 г. — ОАО «Газпром», Total S.A. и StatoilHydro ASA подписали соглашение акционеров о создании компании «Штокман Девелопмент АГ», в которой «Газпрому» принадлежит 51%, Total S.A.— 25%, StatoilHydro ASA — 24%.
  • Апрель 2011 г. – Совет директоров принял принципиальные решения по дальнейшей реализации Фазы 1 Штокмановского проекта: был утвержден 2-фазный поток в качестве технической концепции Проекта. Концепция 2-фазного потока предполагает доставку газа и газового конденсата с месторождения на берег с последующим разделением их на берегу.

Штокман – приоритетный проект в государственной стратегии РФ по развитию арктического шельфа

Государственные решения по вопросу развития арктического Шельфа России:

  • «Основы государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года и дальнейшую перспективу» (утверждены Президентом Российской Федерации18 сентября 2008 г.)
  • «Стратегия развития морской деятельности до 2020 года» (рассмотрена Морской коллегией РФ 24 декабря 2008 г.)
  • Рабочая группа Государственного совета РФ по вопросам развития Арктической зоны РФ (образована решением Президиума государственного совета РФ 05 августа 2010 г.)

Источник: http://expo2012korea.ru/participants/proekt-kompleksnoj-razrabotki-shtokmanovskogo-gazokondensatnogo-mestorozhdeniya/

Штокмановский проект

Стратегия

Проект освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (ГКМ) имеет для «Газпрома» стратегическое значение. Реализация проекта будет отправной точкой для формирования на Арктическом шельфе России нового газодобывающего региона.

Штокмановское месторождение станет ресурсной базой для увеличения поставок российского газа, как трубопроводного, так и полученного с использованием СПГ-технологий (СПГ — сжиженный природный газ), на российский и международный рынки.

Месторождение

Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название.

Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 метров.

В результате ее испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.

Программа разработки Штокмановского месторождения предусматривает полный цикл освоения месторождения, от исследований до переработки и транспортировки, и рассчитана на три фазы. Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд м3 природного газа в год.

По разведанным запасам природного газа Штокмановское месторождение на сегодняшний день является одним из крупнейших в мире. Геологические запасы месторождения составляют 3,9 трлн м3 газа и около 56 млн т газового конденсата.

Основные характеристики месторождения

  • · Расположено в 550 км от берега
  • · Начальные геологические запасы оцениваются в 3,9 трлн м3 газа и 56 млн т газового конденсата
  • · Глубина моря — 340 м
  • · Высота волн — до 27 м
  • · Годовой диапазон температур: от −50 до +33 °C
  • · Наличие айсбергов весом до 4 млн т

Одна из основных сложностей освоения Штокмановскго месторождения заключается в его высокой капиталоемкости.

Поэтому главными задачами проекта разработки, наряду с достижением рентабельных показателей, является снижение инвестиционной нагрузки, гарантированное достижение проектных показателей, а также возможность внесения корректив в обустройство в процессе уже начатой эксплуатации месторождения.

Для решения этих задач необходимо постепенное освоение месторождения.

Поэтому в принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей.

Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа – 1 нитка морского газопровода – 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод).

С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реенвестироваться для последующего развития проекта.

Лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении владеет ООО «Газпром нефть шельф» (прежнее название — «Севморнефтегаз»), 100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром».

Оценка перспективности проекта

Наличие больших запасов газа, благоприятный состав сырья, позволяющий минимизировать затраты на очистку и подготовку газа, а также возможность расширения производства позволяют обеспечить стабильные долгосрочные поставки.

Внимание!

Проект характеризуется возможностью диверсификации поставок — параллельное ведение поставок трубопроводного природного газа в Европу и сжиженного природного газа в Европу и Северную Америку с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий.

Отсутствие транзитных стран на пути трубопроводного газа от Штокмановского месторождения по морскому газопроводу «Северный поток» в Западную Европу, сравнительно небольшие расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта СПГ и низкие температуры в регионе, позволяющие снизить энергозатраты на сжижение газа, обеспечивают высокую конкурентоспособность проекта.

Значение проекта

Важность Штокмановского проекта определяется несколькими факторами. Проект создаст основу для дальнейшей разработки арктического шельфа.

Штокман на длительный срок укрепит энергетическую безопасность на региональном, европейском и глобальном рынках, поставляя газ, необходимый для удовлетворения растущего спроса на энергоресурсы.

Диверсификация экспортных продуктов (трубный газ и СПГ), а также маршрутов их вывода на глобальный рынок сбыта сделает поставки газа более гибкими и потому — надежными.

Кроме того, Штокмановский проект создаст базу для переноса в Россию современных технологий управления, проектирования и производства промышленной продукции для освоения морских месторождений углеводородов и, что немаловажно, обеспечит загрузку производственных мощностей российских промышленных предприятий в условиях глобального экономического кризиса.

Штокман — стратегический российский проект для дальнейшей разработки арктического шельфа

Запасы углеводородов в Арктическом бассейне, по некоторым оценкам, достигают 200 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте.

Это означает, что Арктика может содержать более четверти еще не разведанных мировых запасов углеводородного сырья.

Штокмановский проект открывает собой эпоху промышленного освоения Арктики.

Штокман на долгий срок укрепит энергетическую безопасность

По разведанным запасам природного газа Штокман сегодня входит в десятку крупнейших месторождений в мире. Этот объем сопоставим с мировым потреблением газа на протяжении 1,3 года и на долгое время обеспечит добычу газа для поставки на целевые рынки.

Диверсификация экспортной продукции и экспортных маршрутов

Газ, добытый в рамках Штокмановского проекта, определен в качестве ресурсной базы для поставок газа по трубопроводу «Северный поток» в страны Западной Европы, а также для производства российского СПГ, который впоследствии будет реализован на международных рынках.

Перенос опыта и знаний

Одной из важнейших задач в рамках проекта является привлечение максимального числа российских предприятий.

Российские промышленные предприятия, работая в консорциуме с ведущими мировыми нефтегазовыми компаниями, получат бесценный опыт проектирования и производства промышленной продукции для освоения морских месторождений углеводородов.

Участие российских компаний в освоении Фазы 1 Штокмановского проекта станет стартовой площадкой для их участия в реализации последующих фаз.

Источник: http://MirZnanii.com/a/307982/shtokmanovskiy-proekt

Аналитика – Проекты

Проект освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ) имеет для стратегическое значение.

Это месторождение станет ресурсной базой для экспорта российского газа в Европу через строящийся газопровод «Северный поток» (Nord Stream), а также с использованием СПГ-технологий. При разработке Штокмановского месторождения используются современные технологии и технические решения.

Важно!

Для этих целей в качестве подрядчиков будут привлечены авторитетные международные компании. Важнейшим условием договоров с ними будет являться соблюдение сроков и стоимости работ.

Единым заказчиком по проектированию и строительству морских объектов Штокмановского месторождения: добычного комплекса, системы трубопроводов и комплекса по производству СПГ выступит ЗАО «Севморнефтегаз» (100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром»), которое владеет лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении.

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части Баренцева моря, на северо-востоке от г. Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м. Разведанные запасы ШГКМ оцениваются не менее чем в 3,7 трлн. куб. м газа и более чем в 31 млн. тонн газового конденсата.

Предпосылки для успешной реализации проекта:

  1. наличие больших запасов газа обеспечивает стабильные долгосрочные поставки;
  2. имеется возможность диверсификации поставок – параллельное ведение поставок трубопроводного и сжиженного природного газа в Европу и в США с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий;
  3. существует возможность существенного расширения производства газа в зависимости от рыночной ситуации;
  4. благоприятный состав сырья позволяет минимизировать затраты по очистке и подготовке газа;
  5. низкие температуры в регионе позволяют снизить энергозатраты на сжижение газа;
  6. отсутствие транзитных стран на пути природного газа Штокмановского месторождения в Германию
  7. наличие развитой инфраструктуры на Кольском полуострове создает положительные предпосылки для реализации проекта;
  8. сравнительно небольшие расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта (восточное побережье США, Канада, Мексика) обеспечат конкурентоспособность российского СПГ;
  9. отсутствие льдов и вечной мерзлоты – благоприятный фактор для разработки ШГКМ в сравнении с другими арктическими месторождениями.

Действующий проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд. куб. м природного газа и 0,6 млн. тонн газового конденсата. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу – Норвегии. В 2004-2005 гг.

«Газпромом» были подписаны 9 меморандумов с крупнейшими энергетическими компаниями, которые представили технико-коммерческие предложения по реализации совместных проектов разработки Штокмановского ГКМ, строительству завода по сжижению газа и поставкам СПГ на американский рынок.

По результатам анализа этих предложений 16 сентября 2005 года «Газпром» объявил «короткий список» («short list») компаний для детальных коммерческих переговоров по реализации Штокмановского проекта. В список вошли: Statoil (Норвегия), Total (Франция), Chevron (США), Hydro (Норвегия), ConocoPhillips (США). В течение года «Газпром» рассматривал возможность предоставления 49% в Штокмановском проекте иностранным компаниям.

Однако иностранные компании не смогли предоставить активы, соответствующие по объему и качеству запасам Штокмановского месторождения. В этой связи 9 октября 2006 года Правление ОАО «Газпром» приняло решение о самостоятельной, без привлечения иностранных партнеров, разработке месторождения «Газпромом». ,Газопровод Россия-Турция («Голубой поток») является уникальным газотранспортным сооружением, не имеющим аналогов в мире. В его строительстве принимали участие несколько тысяч специалистов из России, Италии и Турции.

«Голубой поток» предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны. Проект дополняет уже действующий газотранспортный коридор из России в Турцию через территорию Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии. В ноябре 2005 года на газоизмерительной станции Дурусу в районе г. Самсун (Турция) состоялись торжественные мероприятия, посвященные реализации проекта «Голубой поток».

В мероприятиях приняли участие Президент России Владимир Путин, Премьер-министр Турции Реджеп Эрдоган, Премьер-министр Италии Сильвио Берлускони, а также Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, и.о. Генерального директора компании «Боташ» Рыза Чифтчи и полномочный Управляющий концерна «ЭНИ» Паоло Скарони. Общая протяженность газопровода «Голубой поток» составляет 1213 км.

Газопровод условно делится на три участка:

  1. сухопутный участок на российской стороне от г. Изобильное Ставропольского края до п. Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Черного моря длиной 373 км;
  2. морской участок от п. Архипо-Осиповка Краснодарского края (Россия) до терминала «Дурусу», расположенного в 60 км от г. Самсун (Турция) длиной 396 км;
  3. сухопутный участок на турецкой стороне от г. Самсун до г. Анкара длиной 444 км.

Диаметр газопровода «Голубой поток»: равнинная часть сухопутного участка – 1400 мм, горная часть сухопутного участка – 1200 мм, морской участок – 610 мм. Проектная мощность газопровода составляет 16 млрд. куб. м газа в год.

В соответствии с контрактом планируемый график поставок природного газа по газопроводу «Голубой поток» составлен следующим образом: 2003 год – около 2 млрд. куб. м газа, 2004 год – 4 млрд. куб. м, 2005 год – 6 млрд. куб. м, 2006 год – 8 млрд. куб. м, 2007 год – 10 млрд. куб. м, 2008 год – 12 млрд. куб. м, 2009 год – 14 млрд. куб. м, и 2010 – 16 млрд. куб. м.

Контрактные обязательства по поставкам по газопроводу на 2006 год составляют 8 млрд. куб. м.,Газопровод «Северный поток» (Nord Stream) – это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу.

Целевыми рынками поставок по «Северному потоку» являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания.

Новый газопровод имеет большое значение для удовлетворения растущих потребностей в газе европейского рынка.

В связи с этим еще в декабре 2000 года решением Европейской Комиссии проекту «Северный поток» был присвоен статус «TEN» (Трансевропейские сети).

На пути «Северного потока» нет транзитных государств, что позволяет снизить стоимость транспортировки российского газа и исключить возможные политические риски.

«Северный поток» напрямую свяжет ЕСГ России с общеевропейской газовой сетью и обеспечит максимально надежное снабжение газом потребителей Западной Европы. Особое значение «Северный поток» будет иметь для обеспечения бездефицитного газоснабжения Калининградской области.

Для соединения «Северного потока» с Единой системой газоснабжения России будет построен новый газопровод «Грязовец – Выборг» (917 км), который пройдет по территории Вологодской и Ленинградской областей.

Ввод в строй этого газопровода позволит также обеспечить увеличивающиеся потребности в газе Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Точкой отсчета морского участка «Северного потока» (1198 км) станет береговая компрессорная станция, которая будет построена в бухте Портовая (рядом с г.

Выборг Ленинградской области). По дну Балтийского моря трасса будет проложена до пункта Грайфсвальд на побережье Германии. Рабочее давление в газопроводе «Северный поток» составит 210 атмосфер. Первая нитка «Северного потока» будет введена в эксплуатацию в 2010 году.

Ее пропускная способность – 27,5 млрд. кубометров газа в год. Предусматривается строительство второй нитки газопровода и увеличение пропускной способности «Северного потока» в 2 раза – до 55 млрд. кубометров в год. Сырьевой базой для поставок по газопроводу «Северный поток» должен стать газ из ЕСГ.

,Значительный потенциал спроса на российский газ существует в странах Азиатско-Тихоокеанского региона, прежде всего – в Китае.

Для газовой отрасли России обозначился целый комплекс стратегических преимуществ. Значимость «китайского вектора» тесно связана с программами формирования новых центров газодобычи – на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Совет!

Присутствие Китая в числе основных потребителей российского газа даёт предметное представление о перспективных объёмах, сроках и маршрутах поставок. В настоящее время доля природного газа в энергобалансе КНР непрерывно увеличивается. Сейчас она составляет 3%, к 2010 году – возрастёт до 7%.

В 2004 году добыча собственного природного газа в Китае составила 47,5 млрд. куб. м, потребление – примерно на таком же уровне. При этом потребление стремительно растёт, значительно опережая внутреннюю добычу. По самым скромным оценкам, потребность КНР в газе уже в 2008 году составит 97 млрд. куб. м, а в 2010 году – от 103 до 120 млрд. куб. м. Ясно, что без импорта газа Китаю не обойтись. С коммерческой точки зрения принципиально важным является то, что поставки будут осуществляться по ценам, которые формируются на основе корзины цен на нефтепродукты.

Безусловно, привлекательны также и относительная близость потребителя – транспортное плечо гораздо меньше европейского – и отсутствие на пути газа стран-транзитёров.

Российский природный газ будет поступать в КНР из Единой системы газоснабжения России по двум маршрутам – западному, из районов традиционной российской газодобычи, и восточному – с месторождений острова Сахалин. Планируемый годовой объём поставок – 68 млрд. куб. м.

При этом приоритет отдается западному маршруту, рассчитанному на поставки 30 млрд. куб. м. газа в год. Это связано с близостью месторождений Западной Сибири к действующей газовой инфраструктуре, что позволит начать поставки в более короткие сроки.

Для реализации поставок на первом этапе из Западной Сибири предусматривается создание новой трубопроводной транспортной системы «Алтай» в уже существующем транспортном коридоре с последующим продолжением через горы.

При строительстве газопровода предполагается использовать трубу диаметром 1420 мм, современные и мощные компрессорные станции.

Внимание!

Реализация проекта «Алтай» позволит обеспечить газом населенные пункты вдоль трассы газопровода, создать новые рабочие места, за счет соответствующих налоговых отчислений существенно пополнить региональный и местные бюджеты.

В настоящее время в рамках реализации проекта проводятся предметные технико-экономические исследования маршрутов поставок, принято решение о переходе к стадии обоснования инвестиций. Начались коммерческие переговоры.

,На Дальнем Востоке России, у берегов острова Сахалин, компания «Сахалин Энерджи» осуществляет разработку крупнейшего в мире на сегодняшний день нефтегазового экспортно-ориентированного проекта «Сахалин-2». Его реализация предполагает добычу нефти и газа, а также производство сжиженного природного газа (СПГ) и последующую продажу продукции на международном рынке.

Государственная политика по формированию газовой промышленности на Востоке России определена в «Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР», которая одобрена Правительством РФ 15 июня 2007 года.

Промышленная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке начинается на наиболее подготовленных к эксплуатации месторождениях шельфа о. Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2»).

Оператором проекта «Сахалин-2» является компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd. В рамках проекта «Сахалин-2» предусмотрено поэтапное освоение Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового месторождений. Оба месторождения расположены в 13-16 км от северо-восточного побережья острова Сахалин.

Суммарные извлекаемые запасы этих двух месторождений составляют порядка 150 млн. т (свыше 1 млрд. баррелей) нефти и 500 млрд. куб. м (18 трлн. куб. футов) газа. Уникальность проекта «Сахалин-2»: – Первый проект, реализуемый в России на условиях соглашения о разделе продукции.

Первое соглашение о разделе продукции, подписанное в России. – Первые морские нефтегазодобывающие платформы, установленные в России. – Первый завод по производству сжиженного природного газа в России. – Первый выход российского газа на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона и Северное побережье Америки.

Проект «Южный Поток» Российский газовый монополист “Газпром” и итальянская компания ENI подписали соглашение о строительстве газопровода “Южный поток”. По нему газ из России будет экспортироваться в страны юга Европы. Правительства России и Италии высказали готовность создать максимально благоприятные условия для реализации проекта.

Планируется, что длина части “Южного потока”, проходящей по дну Черного моря, составит 900 километров. При этом максимальная глубина прокладки трубопровода – более 2000 метров. Соглашение определяет порядок сотрудничества между компаниями. В документе предусмотрена подготовка технико-экономического обоснования проекта.

В документе подчеркивается, что такое сотрудничество может развиваться на основе участия компаний государств-членов Евросоюза и других государств региона в реализации совместного проекта. Строительство газопровода из России в Европу через акваторию Черного моря обеспечит создание дополнительных маршрутов энергоснабжения, позволит увеличить объемы поставок природного газа в Европу.

Ориентировочная мощность черноморского участка нового газопровода “Южный поток” составит около 30 миллиардов кубометров газа в год.

Источник: https://neftegaz.ru/analisis/view/558-Samye-ambitsioznye-proekty-gazovoy-Rossii

Освоение Штокмановского месторождения газа

Штокмановское газоконденсатное месторождение считается крупнейшим в мире. Располагается оно в Баренцевом море, в акватории, принадлежащей России.

Общие сведения о территории

Штокмановское месторождение находится на шельфе в центральной зоне Восточно-Баренцевоморского прогиба. Он проходит в субмеридиональном направлении в районе западных берегов о. Новая Земля. Прогиб отличается сложным строением.

Это обусловлено присутствием глубоких впадин: Южно- и Северно-Баренцевоморской и Нансена. Их разделяют региональные поднятия-седловины. Южная и Северная часть отделяются мегаседловиной. К ней относятся 3 самых крупных месторождения шельфа – Ледовое, Штокмановское и Лудловское.

Последнее по объему ресурсов считается крупным. Первые два считаются уникальными.

Обнаружение

Исследование Штокмановского месторождения началось в 1981-м году. В то время проводились комплексные геофизические изучения Баренцево-Карского бассейна. Работы проводились сотрудниками “Североморнефтегеофизики” на научно-исследовательском судне “Пр-р Штокман”.

Отсюда и название участка. Бурение Штокмановского месторождения газа началось в 1983-м году. Первые скважины были сделаны с судна “Валентин Шашин” и “Виктор Муравленко”. Глубина первой поисковой скважины была 3153 м. В результате бурения были обнаружены две залежи.

Характеристики бассейна

Штокмановское газовое месторождение находится в 550 км от Мурманска (к северо-востоку). Ближайшей сушей является западное побережье Новой Земли (в 300 км). Глубина моря в этом районе от 320 до 340 м.

Запасы Штокмановского месторождения – около 3.94 трлн. м3. Конденсат присутствует в объеме 56.1 млн. т. На донной поверхности выявляются комплексы современных мягких и слабых грунтов. Их мощность до 8 м.

Кроме этого, здесь распространены нижележащие мягкие грунты, мощность которых 4-24 м.

По оценкам специалистов, прогибание поверхности в ходе эксплуатации бассейна через 15-25 лет приведет к образованию в центральной зоне площади мульды оседаний, глубина которых не меньше 10 м.

Проекты освоения

Для исследования и разработки Штокмановского месторождения в 2002-м году было сформировано специальное предприятие. Оно имеет лицензию на освоение до 2018-го г. Эта компания была образована “Газпромом” и “Роснефтью”. Последняя в 2004-м продала свою долю партнеру.

В настоящее время работу на территории осуществляет ООО “Газпромнефть-шельф”. Реализация проекта предполагалась на основании соглашения о разделении продукции. На первоначальном этапе была запланирована добыча в 22 млрд. м3/год.

Часть ресурсов предполагалось направлять на производство сжиженного газа. Этот продукт предназначался по проекту для экспорта в США. В с. Териберка, расположенном на Кольском п-ве, предполагалось соорудить завод и терминал.

Управляющая компания предполагала привлечь на Штокмановское месторождение иностранных инвесторов. Планировалось передать заинтересованным компаниям 49 % акций бассейна.

К сентябрю 2005-го был составлен список, в который вошло 5 зарубежных предприятий – потенциальных участников консорциума по освоению территории. Однако в начале октября 2006-го “Газпром” объявил, что никто из них не предоставил соответствующих активов.

Важно!

В этой связи недропользователем осталась отечественная компания. Однако в связи с изменением плана привлечения зарубежных инвесторов оказалось, что Штокмановское месторождение заморожено надолго. Усугубляли ситуацию суровый арктический климат, значительная удаленность от береговой линии.

Кроме этого, большая глубина скважин требует соответствующих технологий добычи и перевозки. Отечественная компания такими возможностями не располагала. По прогнозам, необходимые инвестиции должны составлять 15-20 млрд. долл. В случае выхода бассейна на полную мощность объем добычи составит 67 млрд. м3/год.

Новый этап

В середине июля 2007-го года после того как состоялся телефонный разговор между Саркози и В. Путиным, было объявлено, что новым партнером отечественного монополиста “Газпрома” станет французская корпорация Total.

Предполагалось, что она получит 25 % акций. Оставшиеся 24 % могут достаться другому зарубежному партнеру. Эксперты считают, что такое решение было обусловлено резким улучшением взаимоотношений России и Франции.

24 % оставшихся акций переданы компании из Норвегии StatoilHydro.

Сложности в работе

Для реализации созданных проектов в 2008-м была сформирована компания “Газпромнефть-шельф”, 100% акций которой принадлежат “Газпрому”. Вновь образованное предприятие было назначено оператором 1 и 2 фаз освоения территории.

В конце августа 2012-го года “Газпром” и его зарубежные партнеры договорились о временной приостановке реализации планов. Обусловлено такое решение было слишком высокими расходами и появляющимися новыми проектами по получению сланцевого сырья.

С того момента начался поиск вариантов повышения эффективности плана. В октябре 2012-го Президент РФ сказал, что предполагается заключить соглашение по проекту. Песков заявил, что строительство начнется до конца 2017-го года. С декабря 2012-го проект снова запущен в реализацию.

На январь 2013-го планировалось проведение конкурса для определения проектировщика будущего завода.

Экономический аспект

Штокмановское месторождение считается весьма капиталоемким. Это значительно затрудняет, кроме прочего, его освоение. В этой связи в качестве основных задач проекта, вместе с достижением высоких показателей по добыче, выступают:

  1. Уменьшение инвестиционной нагрузки.
  2. Гарантирование получения проектных показателей.
  3. Внедрение возможности вносить коррективы в обустройство по ходу начатой эксплуатации.

Решение этих задач возможно в том случае, если, по мнению экспертов, Штокмановское месторождение будет осваиваться постепенно.

В этой связи в принятом проекте по разработке территории предусмотрено поэтапное увеличение эквивалентных мощностей по 3-м составляющим бассейна. Таким образом, выделяется три стадии.

Совет!

Каждая из них представляет собой запуск новой связки: одна платформа – одна нитка подводного газопровода – три технологические линии на заводе СПГ (либо сухопутный газопровод).

По достижении третьей стадии начнется выход на заложенные в проекте показатели. Прибыль, полученная от продажи продукции на каждой из стадий, может реинвестироваться на последующее развитие.

Специфика морского промысла

Эта область добычи газа по своему объему капвложений находится сегодня на доминирующей позиции.

На долю морского промысла приходится порядка 48% от всех инвестиций в освоение бассейна.

Массогабаритные и прочие характеристики данной системы оказывают огромное влияние на уровень проектной добычи газа и конденсата на Штокмановском месторождении.

Оборудование

Основным технологическим элементом организации морского промысла на этой территории выбрана полупогружная ледостойкая платформа. Она рассчитана на одновременное бурение и использование скважин с обустройством на площадке устьев.

Возможными вариантами могут стать такие платформы, как SPAR и TLP. На каждой площадке предполагается установить весь комплекс используемого бурового оборудования, технологических агрегатов для промысловой подготовки добытого газа.

Последняя необходима для обеспечения однофазной транспортировки сырья по магистральному трубопроводу. Проектный уровень по добыче достигается посредством установки в разных частях Штокмановского месторождения трех платформ.

К каждой из них подводится по 3 системы скважин. Проектом предполагается равномерное их распределение по всей площади месторождения. Каждая платформа связывается с береговыми сооружениями посредством одного магистрального трубопровода.

Для обеспечения надежности и предотвращения отказов в работе всей системы все площадки соединяются дополнительными газопроводами.

Заключение

Исследование Штокмановского месторождения требует, несомненно, больших средств. Однако его освоение позволит получить значительные объемы сырья ежегодно. Месторождение располагается в достаточно неблагоприятной зоне.

Задача проекта состоит на сегодняшний день в оптимизации расходов. Постепенное освоение месторождения позволит решить многие задачи, получить необходимые средства для реинвестирования.

Большое значение тем не менее имеют и средства зарубежных партнеров.

Источник: http://.ru/article/213547/osvoenie-shtokmanovskogo-mestorojdeniya-gaza

Total вернет «Газпрому» 25% в Штокмановском месторождении

Проект добычи газа в Баренцевом море затормозили сланцевая революция в США, низкие цены на нефть и санкции против России

Пресс-служба ОАО «Газпром» / ТАСС

Французская Total передаст «Газпрому» 25% в компании Shtokman Development AG, созданной в 2008 г.

для разработки первой фазы гигантского Штокмановского месторождения, рассказали «Ведомостям» три человека, близких к обеим сторонам переговоров.

Окончательная договоренность была достигнута на встрече предправления «Газпрома» Алексея Миллера и предправления Total Патрика Пуянне на Петербургском экономическом форуме.

Внимание!

При возобновлении Штокмановского проекта «Газпром» позовет Total первой участвовать в нем, цитировала пресс-служба «Газпрома» слова Миллера после его встречи с Пуянне. Представитель «Газпрома» во вторник отказался от комментариев.

«Участие Total в Штокмановском проекте положило начало нашему сотрудничеству с «Газпромом», и в будущем мы бы хотели продолжить работать вместе», – передал через представителя гендиректор Total в России Жак де Буассезон.

Соглашение акционеров Shtokman Development AG, в которой «Газпрому» изначально принадлежал 51%, Total – 25%, а Statoil – 24%, истекло летом 2012 г.

Инвестиционное решение по проекту не было принято, и Total со Statoil должны были вернуть доли «Газпрому». Statoil это сделала, списав $335 млн убытков. Total осталась в проекте, а $350 млн убытков по нему списала только в апреле 2014 г.

Сам «Газпром» сообщил в марте, что может списать по проекту 22,3 млрд руб. убытка.

На каком юридическом основании Total до сих пор оставалась в проекте, стороны не сообщали. Осенью 2013 г.

в интервью «Коммерсанту» президент Total Upstream Ив-Луи Даррикаррер, не вдаваясь в подробности, сказал, что, если две компании желают сотрудничать, они найдут способ решить юридические проблемы.

В конце 2013 г. несколько человек, близких к обеим компаниям, сообщали, что Total хочет обменять долю в Штокмане на долю в другом проекте «Газпрома» – например, в «Балтийском СПГ». Но Total хотела бы сжижать на нем свой газ, говорил один из собеседников «Ведомостей».

Перспективы Штокмана

Штокмановское месторождение на шельфе Баренцева моря с запасами 3,9 трлн куб. м газа было открыто еще в 1988 г. С тех пор технологии и набор участников для его разработки неоднократно менялись.

Важно!

На месторождении можно добывать более 70 млрд куб. м газа в год, это 11% от текущего уровня добычи газа в России. На базе месторождения планировалось создать завод СПГ для поставок в США, но этому помешала сланцевая революция.

Сейчас Штокман стоит в плане разработки только после 2020 г.

Собеседники в «Газпроме» тогда уверяли, что по истечении акционерного соглашения у компании не осталось формальных обязательств перед Total по Штокману и французы могут участвовать в «Балтийском СПГ» наравне со всеми.

Total продолжила работу над Штокманом. Летом 2014 г.

старший вице-президент компании Майкл Боррелл заявил, что Total предложила «Газпрому» новые технологии для разработки месторождения и надеется на скорейшее возобновление проекта (его слова передавал «Прайм»). «Интерфакс» в январе 2015 г. сообщал, что «Газпром» и Total продолжают финансировать работы по Штокману.

Но тут были введены санкции. В конце апреля 2015 г. Total заявила, что получила разрешение французских властей работать только на трех проектах в России: «Ямал СПГ», Харьягинском СРП и Термокарстовом месторождении.

Санкции не позволяют Total работать с «Лукойлом» на баженовской свите. О выходе Total из СП речи сейчас не идет, но «Лукойл» пока ведет работу по проекту самостоятельно, говорит собеседник в одной из компаний.

Представитель «Лукойла» отказался от комментариев.

Санкции мешают Total и поддерживать добычу на Харьягинском СРП, где компания – оператор проекта с долей в 40%.

В апреле собеседники «Ведомостей», близкие к проекту, сообщили, что Total может передать права оператора «Зарубежнефти» (у нее 20%) или даже продать ей свою долю частично либо полностью.

Переговоры о повышении роли «Зарубежнефти» в Харьягинском СРП продолжаются, сказал «Ведомостям» человек, близкий к компании.

Совет!

Из-за санкций Total столкнулась с проблемами по привлечению проектного финансирования для «Ямал СПГ», а также прекратила скупку акций «Новатэка».

Мешают ли санкции Total продолжать работу над Штокманом, компания не сообщала.

Санкции – одна из главных причин выхода Total из проекта, считают аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров и портфельный управляющий GL Financial Group Сергей Вахрамеев. На экономику Штокмана повлияли и низкие цены на нефть.

Проект может окупиться лишь при цене газа $460 за 1000 куб. м, а для этого цены на нефть должны увеличиться вдвое, говорит Вахрамеев.

Проект станет актуальным через 5–7 лет, поэтому Total и держала долю в нем, а сейчас заручилась обещанием «Газпрома» привлечь ее к проекту в будущем, полагает Нестеров. Но из-за перепроизводства газа в США, некогда главном рынке Штокмана, проект пока потерял актуальность, резюмирует он.

Источник: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2015/06/24/597721-total-vernet-gazpromu-25-v-shtokmanovskom-mestorozhdenii

Вывод

Авторы:
Валентин Алексеевич Абрамов,
Член творческого союза изобретателей (ТСИ) Санкт-Петербурга, акционер ОАО «Газпром»

Координатор инноваций:
Марина Валентиновна Абрамова

В статье рассматривается экономичный способ освоения газоконденсатного месторождения «Штокмановское» (ШГКМ) посредством заводов сжижения природного газ (СПГ) преимущественно подводного базирования, расположенных вблизи морской добывающей платформы, и создаваемых на базе криогенно-газовых машин (КГМ) Стирлинга и метановозов для вывоза СПГ на мировые рынки; отмечаются возможности запуска ШГКМ меньшим начальным стартовым капиталом, очередями, возможности отказа от услуг транзитеров ПГ в Европу, возможности исключения его хищения и шантажа странами-транзитерами, а также целесообразность использования при освоении ШГКМ возобновляемых источников энергии в виде холода морской воды и морских течений для получения электроэнергии.

Ключевые слова: заводы СПГ, КГМ Стирлинга, возобновляемые источники энергии

DEVELOPMENT OF THE SHTOKMANOVSKOYE CONDENSED GAS DEPOSIT (SCGD) REALIZED BY SUBSEA AND SUB-ICE NLG PLANTS AND NLG TANKERS

The article considers the economical way of the Shtokmanovskoye Condensed Gas Deposit Development (SCGD) realized by NLG plants.

Based mainly underwater and situated near the sea extracting platform and created with help of using Stirling Cryogenic Gas Machines (SGM) and NLG tankers for transportation to world markets.

The author marks the possibilities of SCGD launching with a less startup initial capital.

In parts: the renounce of transit countries services to deliver NLG to Europe; the theft elimination and blackmail of transit countries, and also the reasonability to use the renewable sources of energy in the form of sea-water cold and sea currents while SCGD for receiving the electoral power.

Key word: NLG plants, Stirling, SGM, Renewable sources of energy.

Об условиях расчета и ограничениях производства СПГ на ШГКМ

Предлагаются к обсуждению разноэффективные проекты – предложения, решающие разными средствами одну и ту же задачу – поставки природного газа в Западную Европу, эффективность которых неодинакова.

Технико-экономический эффект изобретения – отражение конкретных результатов, полученных при использовании патентов РФ расчетным путем и степень готовности проекта с использованием обобщенных цифровых данных.

Необходимая законность расчета жизнеспособности обсуждаемого проекта «Разработка ШГКМ [1] посредством подводноподледных заводов сжиженного природного газа (СПГ) и метанозаводов» отвечает требованиям «Условий проведения расчетов экономического эффекта». Прахов Б.Г. Изобретательство и патентоведение. Словарь-справочник. «Вища школа», 1987.

Внимание!

Такими патентами являются проект РФ №2180305 «Комплекс Абрамова для промысловой разработки месторождений природного газа», патентообладатели Абрамов В.А., Абрамова М.В., [3,5]

патент РФ №2219091 «Комплекс промысловой разработки месторождений природного газа Абрамова В.А», патентообладатели Абрамов В.А., Абрамова М.В.;

патент РФ №2224193 «Комплекс Абрамова для сжижения газов», патентообладатель Абрамов В.А..

Экономический эффект рассчитать точно не представляется возможным вследствие отсутствия статистически обоснованных исходных и сравнительных данных.

Кроме того информация профилирующими организациями предоставляется только при условии заключения соглашения о конфиденциальности, которая может быть оформлена после проверки юридического лица службой безопасности предприятия.

Подготовить требования к тендерным документам без наличия контрольных цифр по экспортных поставках СПГ в Европу, утвержденных правительством РФ для физических лиц авторов патентов не представляется возможным, а многолетнее отсутствие источников финансирования, даже при наличии интеллектуальных ресурсов и опыта, руководители предприятий вынуждены необходимые разработки по проекту не планировать десятки лет.

Например, высокоширотное расположение ШГКМ в Арктике, 73о30’СШ, сопряжено с 30% дефицитом кислорода в атмосфере, требует восстановления норм атмосферного воздуха для жизнедеятельности персонала завода и работы газовых двигателей приводов криогенногазовых машин Стирлинга в замкнутом пространстве. Такие работы не прорабатываются.

К ограничительным мерам развития ШГКМ относится и кредо ОАО «Газпром» – кредо устойчивого развития: «Газ не будет добыт, пока он не продан».

Такую позицию ОАО «Газпром» занимает не только в связи с доказанными запасами месторождения (есть что продавать), но и прогнозам развития конъюнктуры ПГ и СПГ на мировых рынках [4], с тем, чтобы не обрушить цены на них.

Ограничивающим фактором развития ШГКМ является его инженерная масштабность и технологическая непроработанность, криогенная отсталость стирлингостроения по сжижению природного газа, отсутствие проработки различных вариантов реализации энергообеспечения оборудования на подледноподводном заводе СПГ необходимых производств и создание флота метановозов в России [2].

Важно!

Материал статьи предоставлен и оформлен в виде таблице, как наиболее наглядной форме для понимания читателями.

Таблица не требует комментариев и разъяснений, показывает возможную интенсивность затрат страной и напряженность работы по реализации ШГКМ на базе еще не созданной страной техники по отношению к другим экспортным проектам природного газа за время их существования и весь жизненный цикл природного газа: добыча, подготовка к транспорту и транспорт ПГ и СПГ, возможную регазификацию СПГ и ввод ПГ в газовую сеть европейских стран потребителям в обратном направлении с Запада на Восток.

Таблица статей расходов экспортных газовых проектов и расчет их жизнеспособности за предполагаемый срок функционирования 45 лет, в течение которого расходы по статьям в проектах затрачиваются кратно.

Наименование экспортных газовых проектов России
1 2 3 4 5 6 7
NN

п/п

статей в проектах Ямал-Европа Сила Сибири -Китай, $350 млрд ШГКМ
1 Протяженность газопровода, км 2014 г. 2015 г. 2014 г. 2015 г.
5000 3200
2 Объем экспортных поставок ПГ по газопроводу или морским путем в млрд.м3/год 167 207,5 120 млн. тонн СПГ 155 млн. тонн СПГ
3 Продолжительность функционирования проекта, лет 45 40 45
4 Количество ниток в газопроводе по отношению к проекту «Сила Сибири» 4,3 5,4 1
5 Коэффициент увеличения стоимости проекта по сроку службы 45/

40

45/

40

1 45/

40

45/

40

6 Коэффициент увеличения стоимости проекта Ямал-Европа относительности проекта Сила Сибири по протяженности газопровода 5000/

3200

5000/

3200

1
7 Коэффициент увеличения стоимости проекта Ямал-Европа по количеству замен оборудования 2 2 1 2 2
8 Стоимость топлива, расходуемого 500 шт. газовыми двигателями ГТД-10 РМ (Э) мощностью 10 МВт, расходом 2Т/час за 45 лет эксплуатации для приводов КГМ Стирлинга производительностью 10 Т СПГ/час по себестоимости $80/1000м3 на месторождении ШГКМ в млрд. долларов. 40
9 Тоже по п.8 расходуемого 645 шт. газовыми двигателями 51
10 Стоимость газовых 500 шт. двигателей ГТД-10 РМ (Э), 10 МВт, ОАО «НПО» Сатурн» в млрд. долларов 1
11 Стоимость газовых двигателей 645 шт., ГТД-10 РМ (Э), 10 МВт, ОАО «НПО «Сатурн» в млрд. долларов 1,3
12 Тоже п.10 или 11 при четырехкратной замене в течение 45 лет эксплуатации заводов СПГ, в млрд. долларов 4 5,2
13 Тоже по п.10 касательно 500 шт. КГМ Стирлинга ОАО «МЗ «Арсенал» 10 ТСПГ/час 4
14 Тоже по п.13 при четырехкратной замене КГМ Стирлинга в течение 45-летней эксплуатации заводов СПГ 16
15 Тоже по п.13 645 шт. КГМ Стирлинга ОАО «ЗМ «Арсенал» производительностью 10 ТСПГ/час 5,2
16 Тоже по п.15 при четырехкратной замене 645 шт. КГМ Стирлинга ОАО «МЗ «Арсенал» производительностью 10 ТСПГ/час 20,8
17 Тоже по п.10 совместно с п.13 и стоимостью охладителей природного газа морской водой минус 2оС, трехпоточных вихревых труб, детандеров и др. технологического оборудования охлаждения и сжижения природного газа, в млрд. долларах 5
18 Тоже по п.11 совместно с п.15 и стоимостью охладителей природного газа морской водой минус 2оС, трехпоточных вихревых труб, детандеров и др. технологического оборудования охлаждения и сжижения природного газа, в млрд. долларах 6,5
19 Суммарная стоимость по п.17 с учетом четырехкратной замены включаемого оборудования при его эксплуатации в течение 45 лет, в млрд. долларов 20
20 Тоже по п.11 и п.

16 с учетом четырехкратной замены в течение 45 лет эксплуатации подледноподводного завода СПГ включенного оборудования: охладителей природного газа морской водой минус 2оС, трехпоточных вихревых труб, детандеров и др. технологического оборудования охлаждения и сжижения природного газа, в млрд. долларах

26
21 Стоимость 4 шт. подледноподводных заводов СПГ, в млрд. долларов 6
22 Стоимость 5 шт. подледноподводных заводов СПГ, в млрд. долларов 7,2
23 Стоимость 40 метанозаводов вместимостью 200 тыс. м3СПГ по цене $200 млн. за шт., сроком службы 45 лет и вывозом 120 млн. тонн СПГ 8
24 Стоимость 50 метанозаводов вместимостью 200 тыс. м3СПГ по цене $200 млн. за шт., сроком службы 45 лет и вывозом 155 млн. тонн СПГ 10
25 Стоимость топлива ПГ или СПГ, расходуемого двигателями 40 метанозаводов вместимостью 200 тыс. м3СПГ с расходом 2Т/час за 45 лет эксплуатации, в млрд. долларов 7,2
26 Тоже по п.25 – стоимость топлива, расходуемого двигателями 50 метанозаводов вместимостью 200 тыс. м3СПГ за 45 лет эксплуатации, в млрд. долларов 9
27 Стоимость терминалов регазификационной мощности 167 млрд. м3ПГ/год в течение 45 лет и сроком службы терминалов 20 лет, в млрд. долларов 25
28 Стоимость терминалов регазификационной мощности 207,5 млрд. м3ПГ/год в течение 45 лет и сроком службы терминалов 20 лет, в млрд. долларов 31
29 Стоимость 10 морских добывающих платформ производительностью 17…22 млрд. м3ПГ/год и сроком службы 45 лет, в млрд. долларов 20 20
30 Стоимость добычи ПГ объемом 167 млрд.м3/год по цене (себестоимости) $80/1000м3 за 45 лет, в млрд. долларов 585
31 Стоимость добычи ПГ объемом 207,5 млрд.м3/год по цене (себестоимости) $80/1000м3 за 45 лет, в млрд. долларов 725
32 Итого за 45 лет, в млрд. долларов 4515 5670 731 905
33 Экономическая эффективность проекта ШГКМ по сравнению с проектом Ямал-Европа в 6,2 раза в 6,2 раза

Из расчета экономической эффективности проекта «Разработка ШГКМ посредством подледноподводных заводов СПГ и метанозаводов» следует шестикратная эффективность проекта в течение 45 лет и объемах экспорта природного газа в 2014 и 2015 годах, при этом статьи 27 и 28 таблицы не являются обязательными, т.к. задача проекта – получение наибольшей прибыли с наименьшими затратами и потерями для собственника месторождения.

Послесловие

А пока ставка на независимость на мировом газовом рынке сжиженного газа (СПГ)  является проблематичной. Примером для подражания является мировой лидер по экспорту СПГ Катар: 77.4 млн тонн в 20102 году.  («Ведомости»,  12.03.2014г.)

В статье «Ради качества жизни» в «Российской газете» (08.09.2016г.) президент Владимир Путин констатировал: «В предыдущие годы основные доходы федерального бюджета формировались за счет продажи углеводородов, но в этом году доля таких поступлений составит лишь 36% (в 2014-м –  примерно 53%)».

При этом поступления в бюджет РФ от продажи природного газа в составе углеводородов – 25%. В этом и заключается актуальность разработки обсуждаемого Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Источник: http://dfnc.ru/energy/osvoenie-shtokmanovskogo-gazokondensatnogo-mestorozhdeniya-posredstvom-podvodnopodlednyh-zavodov-szhizhennogo-prirodnogo-gaza-i-metanovozov/

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

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