Разное

Месторождение газа в россии: Месторождения природного газа в России

24.02.1971

Содержание

Месторождения природного газа в России

Ни для кого не секрет, что нефтегазовая промышленность – фундамент экономики России. Наша страна – первая в рейтинге экспортеров природного газа, а в толще земной коры на её территории залегает около 25% общемировых запасов этого незаменимого на сегодняшний день ресурса.

Месторождения природного газа – это целая совокупность залежей, охватывающих площади, измеряемые тысячами квадратных километров.

Уренгой, Штокман, Ямбург… Наверняка вы уже слышали эти названия, как слышал о них и весь мир, ведь речь идёт про самые крупные и важные месторождения газа в России. Давайте узнаем немного подробнее о каждом из них. 

Уренгойское

Месторождение газа, расположенное на территории Ямало-Ненецкого округа, вблизи поселка Уренгой. Сейчас там красуется красивый современный город – Новый Уренгой, город нефтяников и газовиков.

Это месторождение – самое крупное в России (более 1300 скважин), а также считается одним из старейших газовых промыслов в стране.

Уренгойские углеводородные ресурсы исчерпаны уже на 70 процентов, притом что общий их объём оценивался в 10,9 триллионов кубометров. Сейчас все усилия направлены на то, чтобы развить добычу газа из глубины Ачимовских отложений – самой глубокой и труднодоступной залежи углеводородов.

Ямбургское (ЯНГКМ)

Месторождение, пролегающее за полярным кругом, в субарктической зоне Ямала, обнаружено в 1969 году. Ямбургский газ покоится на глубине 1-3 км, где первые 400 метров – пласт вечной мерзлоты. На Ямбургском месторождении впервые были протестированы комплексные установки УКПГ. Общие геологические запасы оценены в 8,2 трлн кубометров природного газа.

Бованенковское

Именно это месторождение чаще выбирают журналисты, готовя сюжет о газовом промысле. Бованенково расположено вблизи побережья Карского моря. Вокруг – лишь бескрайняя тундра, редкие поселения ненцев и оленьи стада.

Это месторождение ещё совсем юное, и начало его работы приходится на 2012 год. Пока что на месторождении только 743 скважины, вдвое меньше, чем на Уренгойском, но, поскольку оно расположено над Ачимовскими залежами, считается очень перспективным. Сегодня запасы газа в Бованенково оцениваются в 4,9 трлн кубометров.

Штокмановское

Это месторождение газоконденсатного типа, названное в честь научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», находится прямо посреди Баренцева моря, в шельфовой зоне между Мурманском и островом Новая Земля. Глубина моря здесь составляет около 340 метров.

Чрезвычайно богато как природным газом, так и газовым конденсатом. Объём этих ресурсов оценен в 3,94 трлн кубометров и 56 миллионов тонн, однако реализовать работу месторождения на полной мощности пока не удалось, но планируется достичь максимального уровня его освоения к 2019 году.

Ковыктинское

Крупнейшее месторождение в Восточной Сибири. Его площадь насчитывает 1500 км2. В настоящее время по степени промышленной освоенности ещё находится на стадии разведывания. Является ресурсной базой газопровода “Сила Сибири”.

Ленинградское

Гигантское месторождение, расположенное на юго-западе Карского моря. Разведанный объём газа приравнивается к 3 триллионам кубометров. Природный газ здесь выкачивается из Сеноманской толщи и, несмотря на достаточно глубокое залегание слоёв на месторождении (1,7 — 2,6 км), достаётся достаточно легко.

Русановское

Это месторождение, также классифицируемое как гигантское. Запасы газа здесь оцениваются лишь в 779 млрд кубометров, однако из-за многопластовости, присущей этому участку, трудно утверждать наверняка, и есть предположение, что их здесь не менее 3 триллионов кубометров. Богато Русановское также газовым конденсатом, которого здесь насчитали около 8 миллионов тонн. Месторождение облюбовало территорию юго-западной части Карского моря, всего в 70 км от Ленинградского «собрата».

Заполярное

Пятое в мире по объёму запасов газа (общ. – 3,5 трлн кубометров). Было обнаружено в 80 км от Уренгойского в 1965 году.

Именно здесь располагается крупнейшая в мире УКПГ мощностью 35 млрд кубометров.

Медвежье

Старейшее месторождение в Западно-Сибирском регионе и одно из самых крупных. Его площадь – более 2100 квадратных километров. Медвежье месторождение, при начальной объёме ресурсов в 4,7 трлн кубометров, уже на 80% истощено, и в связи с этим планируется сократить количество газовых промыслов с 9 до 6, модернизировав их.

Астраханское

Прикаспийский регион тоже богат углеводородами (разведанные запасы – 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн тонн газового конденсата). Добыча природного газа здесь ведётся на глубине до 4,1 км.

Сахалин – 3

Здесь, в водах Тихого Океана, чуть восточнее острова Сахалин, располагается целых 3 месторождения: Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское. Пока что проект находится на стадии развития, но когда он будет полностью реализован, на Сахалине — 3 планируется добывать порядка 30 млрд кубометров газа в год.
Именно здесь находится самая большая в России плавучая буровая платформа.

Добыча газа и нефти

Как добывают природный газ

В 2020 году «Газпром» добыл (без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции):

  • 453,5 млрд куб. м природного и попутного газа;
  • 16,3 млн т газового конденсата;
  • 41,6 млн т нефти.

Стратегия в добыче газа

Месторождения

В своей стратегии ПАО «Газпром» придерживается принципа добычи такого объема газа, который обеспечен спросом.

Стратегическими регионами добычи газа на долгосрочную перспективу являются полуостров Ямал, Восточная Сибирь и Дальний Восток, континентальный шельф России.

В основе стратегии «Газпрома» в освоении перспективных месторождений лежит экономическая эффективность, определяемая синхронным развитием мощностей по добыче газа и возможностей его транспортировки, комплексной переработки и хранения.

Стратегия в добыче нефти

Развитие нефтяного бизнеса является одной из стратегических задач «Газпрома». Основу нефтедобычи в Группе «Газпром» составляет ПАО «Газпром нефть».

Ключевая задача ПАО «Газпром нефть» до 2030 года — выстроить компанию нового поколения, стать ориентиром для других компаний мировой нефтяной отрасли по эффективности, технологичности и безопасности.

Для достижения этих целей «Газпром нефть» будет стремиться к максимально рентабельному извлечению остаточных запасов на текущей ресурсной базе за счет распространения применяемых лучших практик оптимизации разработки, снижения себестоимости опробованных технологий, а также привлечения и массового внедрения новых технологий.

Производственные мощности Группы «Газпром» на территории России

По состоянию на 31 декабря 2020 года на территории России Группой «Газпром» разрабатывалось 147 месторождения углеводородов. Основным центром добычи газа «Газпромом» остается Надым-Пур-Тазовский нефтегазоносный район в ЯНАО. Деятельность по освоению нефтяных запасов Группы ведется преимущественно на территории ЯНАО и ХМАО-Югры, а также в Томской, Омской, Оренбургской и Иркутской областях, в Печорском море.

Мощности Группы «Газпром» в добыче углеводородов на территории России по состоянию на 31 декабря 2020 г. (без учета компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции)

 

2016 2017 2018 2019 2020
Разрабатываемые месторождения, ед. 136 136 138 144 147
Действующие газовые эксплуатационные скважины, ед. 7441 7438 7418 7438 7494
Действующие нефтяные эксплуатационные скважины, ед. 8681 7358 8489 7752 8519

Показатели добычи газа, конденсата и нефти

На долю «Газпрома» приходится 66% российского объема добычи газа и 11% всего добываемого в мире газа.

В 2020 году Группой «Газпром» (без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции) добыто 453,5 млрд куб. м природного и попутного газа.

По итогам 2020 года «Газпромом» (без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции) добыто 41,6 млн т нефти и 16,3 млн т газового конденсата.

С учетом доли Группы «Газпром» в объемах добычи организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции (1 млрд куб. м природного и попутного газа и 5,5 млн т нефти), добыча углеводородов Группой составила 454,5 млрд куб. м природного и попутного газа, 16,3 млн т газового конденсата и 47,1 млн т нефти.

Освоение углеводородных ресурсов за рубежом

На территории зарубежных стран Группа «Газпром» ведет поиск и разведку месторождений углеводородов, участвует в ряде нефтегазовых проектов, вошедших в стадию добычи, а также оказывает сервисные услуги, связанные со строительством скважин. Работа ведется на территории стран бывшего Советского Союза, государств Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Южной Америки.

 

Крупнейшие месторождения газа

Однако природный газ находится под землей не только в чисто газовых месторождениях. Значительные его количества сосредоточены в угольных пластах, в подземных водах и в виде газовых гидратов.

Несчастные случаи с трагическими последствиями на угольных шахтах, как правило, связаны с метаном, содержащимся в угле. Метан находится в толще породы в сорбированном состоянии. Геологи считают, что по всем угленосным районам мира запасы метана близки к 500 трлн м³.

Метан содержится и в подземных водах. Количество растворенных газов в них превосходит все разведанные запасы газа в традиционном виде. Так, например, в пластовых водах месторождения Галф-Кост (США) растворено 736 трлн м³ метана, тогда как запасы природного газа в чисто газовых месторождениях США составляют только 4,7 трлн м³.

Еще одним крупным источником метана могут стать газовые гидраты – его соединения с водой напоминают по виду мартовский снег. В одном кубометре газового гидрата содержится около 200 м³ газа. Залежи газовых гидратов встречаются в осадках глубоководных акваторий и в недрах суши с мощной вечной мерзлотой (например, в заполярной части Тюменской области, у побережья Аляски, берегов Мексики и Северной Америки).

Как полагают ученые, 90% площади Мирового океана хранят в себе газовые гидраты. Если это предположение подтвердится, то газовые гидраты могут стать неисчерпаемым источником углеводородного сырья.

Месторождения-гиганты

Месторождения природного газа по количеству запасов классифицируют на следующие группы:

  1. Мелкие — до 10 млрд м³;
  2. Средние – от 10 до 100 млрд м³;
  3. Крупные – от 100 до 1 трлн м³;
  4. Крупнейшие (гигантские) — 1-5 трлн м³;
  5. Уникальные («супергигантские») — свыше 5 трлн м³.

Страна

Месторождение Год открытия Запасы (трлн. м³) Нефтегазовый бассейн
1. Катар / Иран Южный Парс / Северное 1991 28 Персидский залив
2. Туркмения Галканыш
(Южный Иолотань)
2006 21.4 Мургаб
3. Россия Уренгойское 1966 10.2 Западная Сибирь
4. США Хейнсвиль 2008 7 Мид Континент
5. Россия Ямбургское 1969 5.2 Западная Сибирь
6. Россия Бованенковское 1971 4.9 Ямал и Карское море

Из 10 крупнейших газовых месторождений мира, начальные запасы которых на 2012 г. составляли не менее 80 трлн м³, половина находится в России.

Однако самое крупное, Южный Парс/Северное находится в территориальных водах Катара и Ирана. Запасы этого месторождения оцениваются в 28 трлн м³ газа и 7 млрд тонн нефти. На третьем месте в мире – Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение с общими геологическими запасами 16 трлн м³ и остаточными запасами – 10,2 трлн м³. Самое молодое месторождение первой десятки Хейнсвиль – открыто в США в 2008 г.

Заметьте, что на территории нефтегазоносного бассейна Западная Сибирь сосредоточены три крупнейших месторождения в мире – Уренгойское, Ямбургское и Заполярное.

Месторождения, открытые в 2020 году, называли именами российских маршалов и античных богов

Фото: Г.К. Жуков – выдающийся советский военный и государственный деятель, полководец периода Второй мировой войны 1939–1945 гг., Маршал Советского Союза, четырежды Герой Советского Союза.

В 2020 году, по данным Роснедр, в России было открыто 33 месторождения углеводородного сырья. Агентство нефтегазовой информации рассказывает о самых крупных и значимых.

Западно-Иркинский участок «Восток Ойл»

На Западно-Иркинском участке Таймыра открыто крупнейшее в этом году месторождение нефти. Его запасы превышают 500 млн тонн.

К открытию причастна компания «Восток Ойл», развивающая новый арктический проект Роснефти на севере Красноярского края.

В 2020 году на Западно-Иркинском участке пробурили поисково-оценочную скважину «Западно-Иркинская №31». Уникальное по запасам месторождение прошло государственную экспертизу, запасы нефти поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых (511 млн тонн нефти категорий С1+С2).

Западно-Иркинский участок станет на первом этапе флагманским для «Восток Ойла», ресурсы участка превышают 1 млрд тонн углеводородов.

Заметим, что «Восток Ойл» — самый крупный проект этого года — вышел на финишную прямую. Роснефть нашла первого иностранного инвестора для проекта, объединяющего кластер заполярных месторождений на севере Красноярского края и полуострове Таймыр.

«Восток Ойл» объединяет Пайяхские участки «Нефтегазхолдинга» Эдуарда Худайнатова, Лодочное, Тагульское, Сузунское, Ванкорское и другие месторождения Роснефти, а также совместное предприятие Роснефти и BP — «Ермак нефтегаз».

Суммарные запасы оцениваются в 6 млрд тонн (44 млрд баррелей). Это 20% от всех извлекаемых запасов нефти в стране (28,9 млрд тонн, по оценке Роснедр).

По плану к 2030 году «Восток Ойл» будет качать более 100 млн тонн нефти в год — это 20% от текущего объема добычи в стране. Вывозить ее планируется танкерами ледового класса, адаптированных для работы на Северном морском пути.

Новоогненное месторождение

Еще один участок из группы «Восток Ойл» — Новоогненное месторождение. Оно открыто на границе Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа компанией «РН-Ванкор», входящая в нефтегазодобывающий комплекс НК «Роснефть». Извлекаемые запасы Новоогненного месторождения составляют более 20 млн тонн нефти и около 1 млрд м3 газа.

Кроме Новоогненного месторождения ранее геологи «РН-Ванкор» открыли Байкаловское, Ичемминское и Горчинское месторождения.

Месторождение нефти «Тритон»

«Газпромнефть-Сахалин», дочерняя компания «Газпром нефти», открыл на шельфе Охотского моря месторождение углеводородов. Его геологические запасы, по оценкам, превышают 137 млн тонн нефтяного эквивалента. Новое месторождение получит название «Тритон» — в честь античного морского бога, сына Нептуна.

Месторождение находится на Баутинской структуре Аяшского лицензионного участка. Решение о бурении было принято на основании глубокого геологического изучения региона, интерпретации данных сейсморазведки 3D, а также ранее успешного опыта бурения. В 2017 году здесь было открыто месторождение «Нептун», одно из крупнейших на сахалинском шельфе. Его запасы составили 415 млн т нефти по категориям С1+С2.

«С 2017 года на Аяшском лицензионном участке мы открыли уже второе месторождение нефти. Это позволяет говорить о формировании нефтедобывающего кластера на шельфе Сахалина и делает Дальний Восток новым стратегическим регионом на карте активов «Газпром нефти». Разработка месторождений «Нептун» и «Тритон» откроет значительные перспективы для развития инфраструктуры острова», — отметил председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков.

Ягодное и Рощинское месторождения

Два новых месторождения углеводородов — Ягодное и Рощинское в начале года открыла «Газпромнефть-Оренбург», дочка «Газпром нефти». Новые месторождения расположены на территории Новосергиевского района и Сорочинского городского округа. По предварительным данным, их суммарные геологические запасы составляют более 2 млн тонн.

Ягодное месторождение пополнило Западный кластер Газпромнефть-Оренбурга. Планируется, что оно будет подключено к инфраструктуре разрабатываемого?Капитоновского?месторождения.

Рощинское месторождение открыто на расположенном неподалеку Уранском участке недр. К пробной эксплуатации планируется приступить в 2021 году. Кроме того, на Уранском участке недр расположена серия небольших месторождений, которые компания планирует вовлечь в разработку в ближайшие годы.

Газовое месторождение Маршала Жукова

Роснефть в этом году обогатилась не только на нефтяные, но и на газовые промыслы. Так, в Карском море открыто новое арктическое месторождение. В честь 75-летия Победы, а также, в память о великих полководцах, ему присвоено имя Маршала Жукова. По действующей классификации запасов участок относится к категории уникальных. Его запасы оценены в 800 млрд куб. м.

Газовое месторождение было открыто по результатам поисково-оценочного бурения на структуре «Викуловская» (лицензионный участок «Восточно-Приновоземельский-1»). Глубина скважины составила 1621 м.

Месторождение Маршала Рокоссовского

В конце года Роснефть поставила на государственный баланс еще одно уникальное месторождение в Карском море. Ему присвоено имя Маршала Рокоссовского.

Запасы газа на оцениваются в 514 млрд куб. м, а конденсата — 53 млн тонн. Оно было открыто при разведочном бурении на Восточно-Приновоземельском-2 лицензионном участке.

Ранее компания на Карском шельфе поставила на учет месторождение имени Маршала Жукова. Первым же была открыта «Победа» с запасами 422 млрд куб. м газа.

Всего на трех Восточно-Приновоземельских участках Карского моря обнаружено более 30 перспективных структур. Результаты бурения показывают их высокую нефтегазоносность. По объему ресурсов новая провинция может превзойти Мексиканский залив, бразильский шельф, арктический шельф Аляски и Канады, а также крупнейшие провинции Ближнего Востока, считают в Роснефти.

Месторождение «75 лет Победы»

Самое же крупное месторождение газа, открытое в этом году, по данным Роснедр, найдено Газпромом в Карском море. Его извлекаемые запасы по категории С1 составили 72,733 млрд куб. м, по категории С2 129,724 млрд куб. м. В честь юбилея Победы в Великой Отечественной войне оно получило название «75 лет Победы».

Месторождение расположено в юго-западной части континентального шельфа Карского моря, в 5 км от берега северо-западного побережья полуострова Ямал, в пределах Скуратовского и Белоостровского лицензионных участков. В непосредственной близости находится разрабатываемое Бованенковское месторождение.

Лицензии на право геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых получены ПАО «Газпром» в 2016 году. В пределах участков выполнено 7095 кв. км сейсморазведочных работ МОГТ 3D. В 2019 году в пределах южной части Скуратовского поднятия пробурена поисково-оценочная скважина № 1 Скуратовская. Скважина вскрыла отложения танопчинской свиты нижнего мела, проектная и фактическая глубина забоя составила 2500 м.

В целом начальные извлекаемые запасы свободного газа на месторождении составили более 200 млрд куб.м.

Газовая залежь на шельфе Ямала

На Ленинградском месторождении?Ямальского центра газодобычи открыта новая газовая залежь Газпрома. С разведочной скважины был получен промышленный приток газа дебитом около 600 тыс. куб.м в сутки. Это четвертое крупное открытие компании на шельфе полуострова Ямал в?Карском море за последние два года.

Текущие извлекаемые запасы газа оцениваются в 1,9 трлн куб. м и относятся к категории уникальных.

На шельфе Ямала Газпрому также принадлежит лицензия на право пользования недрами Русановского месторождения. В 2019 году на шельфе полуострова Ямал в Карском море Газпром открыл месторождение имени В. А. Динкова и Нярмейское месторождение, в 2020 году – месторождение «75 лет Победы».

Газоконденсатное месторождение Иван Меньшиков

Перспективное газоконденсатное месторождение открыто в пределах Мурбайского лицензионного участка в Ленском районе республики Саха (Якутия).

Эксперты высоко оценивают потенциал данного участка и возможность включения объекта в ресурсную базу магистрального газопровода «Сила Сибири». Согласно данным первого оперативного подсчета, начальные извлекаемые запасы газа на новом месторождении составляют 27 млрд куб. м.

Оператором по разведке месторождения выступило АО «РНГ»; лицензия на право пользования недрами в пределах участка принадлежит ООО «Мурбай Геологоразведка», которое, как и группа компаний «РНГ», входит в «Истстиб Холдинг».

Месторождению было решено присвоить имя Ивана Меньшикова – бывшего генерального директора АО «РНГ», ушедшего из жизни летом 2019 года.

Газовое месторождение Ивана Кульбертинова

Компания «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» открыла крупное газовое месторождение на территории Олекминского района республики Саха (Якутия). В год 75-летия Победы в Великой Отечественной войне месторождение решили назвать в честь выдающегося якутского снайпера Ивана Кульбертинова.

Перспективы нефтегазоносности участка связаны с отложениями рифея и венда. Ресурсы участка по данным ВНИГНИ по состоянию на 1 января 2009 года составляют: нефть (извл.) категория Д2 — 12,3 млн тонн; газ категория Д2 — 39,7 млрд куб. м.

Олекминский расположен на территории Олекминского района Республики Саха (Якутия) в 510 км юго-западнее Якутска и в 15 км юго-восточнее Олекминска. Нефтепровод ВСТО проходит через северную часть участка, в одном с ним коридоре планируется строительство газопровода «Сила Сибири».

По данным Роснедр, общие извлекаемые запасы нефти всех открытых в 2020 году месторождений составили 550,943 млн тонн; запасы свободного газа+ГШ оценены в 203,770 млрд куб.м; извлекаемые запасы конденсата — 0,024 млн тонн.

В России запатентован новый метод добычи трудноизвлекаемого газа

Метод, на который был получен патент, заключается в многостадийном гидроразрыве пласта с применением жидкости на основе дизтоплива, сообщил «Севернефтегазпром». Он позволяет сформировать систему параллельных трещин в породе и максимально увеличить приток трудноизвлекаемого газа.

«Севернефтегазпром» (40% – у «Газпрома», 35% – у немецкой Wintershall Dea, 25% – у австрийской OMV) владеет лицензией на Южно-Русское нефтегазовое месторождение в ЯНАО. Общие запасы газа в нем превышают 1 трлн куб. м, но почти треть от этого объема (более 300 млрд куб. м) – трудноизвлекаемые, так называемые туронские залежи. Залежи газа классифицируют по глубине залегания газоносных пластов, почти все они образовались во времена мелового периода и названы по временным отрезкам, в которые образовывались (кампанский, сантонский, коньякский, туронский, сеноманский и т. д.).

В компании Wintershall Dea на запрос издания ответили, что новая технология была создана специально для разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения. «Добыча из туронских отложений – один из ключевых этапов развития производства Wintershall Dea в России, а разработка инновационных технологий – важный аспект нашего партнерства с «Газпромом», – пояснили изданию в пресс-службе.

Разработка туронских газовых залежей для «Севернефтегазпрома» – это вопрос не рентабельности, а скорее необходимости, отмечает управляющий директор ИК «Универ капитал» Артем Лютик. Южно-Русское месторождение составляет основу ресурсной базы для поставок газа в Европу по газопроводу «Северный поток». Поэтому применение новых технологий, по его мнению, необходимо также для сохранения позиций России на европейском рынке. «То, что «Севернефтегазпром» начал применять собственную технологию разработки трудноизвлекаемых запасов, – своего рода прорыв в добыче газа. Это открывает серьезные перспективы для наращивания разработки трудного газа в стране», – добавил аналитик.

В Wintershall Dea «Ведомостям» сообщили, что всего в период с 2020 по 2033 г. в рамках широкомасштабной разработки туронских залежей планируется пробурить более 120 новых скважин для поддержания проектного уровня добычи на месторождении. В Wintershall Dea уточнили, что патент является интеллектуальной собственностью «Севернефтегазпрома» и может использоваться третьими лицами только с разрешения компании.

При этом потенциал газоносности трудноизвлекаемых туронских залежей намного выше уровня разведанных запасов – он оценивается в 3 трлн куб. м, или около 10–15% от общих запасов месторождений Крайнего Севера, сообщается на сайте «Севернефтегазпрома».

Что такое туронские залежи

Запасы туронского газа, содержащие 99% метана (против 90–96% на традиционных месторождениях), располагаются на глубине 800–850 м. Процесс извлечения усложняют неоднородность состава пластов и низкая проницаемость горных пород. Первая туронская экспериментальная скважина в РФ была запущена в ЯНАО в декабре 2011 г. При помощи новой технологии «Севернефтегазпрому» уже удалось добыть более 1 млрд куб. м. Проект по промышленной добыче трудноизвлекаемого туронского газа на Южно-Русском месторождении является единственным в России. Проектная мощность месторождения составляет 25 млрд куб. м газа в год.

Источник «Ведомостей» в отрасли нефтегазодобычи говорит, что технология разрыва пласта на основе дизельной смеси не является уникальной сама по себе. Но есть тонкости, которые существенно влияют на ее эффективность и, соответственно, на себестоимость добычи – например, точный процентный состав жидкости на основе дизеля, которая используется для гидроразрыва.

Использование при гидроразрыве вместо воды жидкости на основе дизеля – перспективный шаг с технологической точки зрения, считает завкафедрой технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени Губкина Михаил Силин. По его словам, подобный метод должен содержать свои ноу-хау, которые могут быть востребованы и у других компаний. Таким образом, по мнению эксперта, у технологии хороший потенциал для коммерциализации.

Аналитик Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков добавляет, что применение новой технологии может пригодиться и для добычи трудной нефти. По мнению Силина, этот метод, в частности, может потенциально пригодиться при разработке «Газпромнефтью» месторождений баженовской свиты в Западной Сибири.

В свою очередь Юшков предупреждает, что потенциальная передача «Севернефтегазпромом» права использования новой технологии извлечения трудного газа иностранным партнерам может негативно отразиться на российском газовом секторе. Продажа зарубежным компаниям может стать очень существенной помощью другому государству в развитии газовой отрасли. В «Севернефтегазпроме», «Газпроме» и OMV на запросы «Ведомостей» не ответили.

По состоянию на 2020 г. в России к категории трудноизвлекаемых относилось около 2% от общего объема запасов природного газа, в основном это туронские залежи, отметил директор по разведке и добыче нефти и газа Vygon Cosulting Сергей Клубков. По его словам, за последние 20 лет в РФ соотношение трудноизвлекаемого природного газа к общему количеству природного газа снизилось с 3 до 1,6%. При этом он уточнил, что общемировая тенденция показывает обратный тренд, доля трудноизвлекаемого газа растет на фоне истощения традиционных запасов.

«В России значительные запасы традиционного газа, которые могут обеспечить добычу на текущем уровне в течении 100 с лишним лет. Вероятно, мы будем наблюдать низкую заинтересованность компаний значительно приращивать трудноизвлекаемые запасы газа в ближайшие годы», – полагает Клубков.

Эксперты: открытие месторождения газа в Турции не угрожает позиции России в регионе — Экономика и бизнес

МОСКВА, 25 августа. /ТАСС/. Открытие Турцией крупных запасов природного газа в Черном море — около 350 млрд куб. м — пока не представляет угрозы для РФ на рынке газа в этом регионе, так как месторождение еще слабо изучено, считают опрошенные ТАСС эксперты.

«Вряд ли это блеф, но и полноценной информацией о крупном открытии технически и коммерчески извлекаемых запасах это тоже назвать нельзя», — считает заместитель главы Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач. Он отметил, что ранее многие государства возлагали на геологоразведку в Черном море большие надежды, но пока они не оправдывались.

«С точки зрения добычи реальных объемов, ситуация в регионе остается плачевной. Та же Румыния, где 8 лет назад было совершено крупнейшее до сегодняшнего дня открытие запасов газа на шельфе Черного моря, не смогла ввести их в эксплуатацию, несмотря на участие в проекте таких компаний мирового класса, как Exxon и OMV», — напомнил Гривач.

Сама возможность коммерческой добычи газа в Турции находится под вопросом, так как при текущих ценах на газ новое месторождение не сможет конкурировать ни с СПГ, ни тем более с традиционным российским, иранским и азербайджанским газом, считает консультант Vygon Consulting Екатерина Колбикова. По ее оценке, на фоне развития в стране ВИЭ и атомной энергии, потребление газа продолжит снижаться, в то время как контрактные обязательства до 2025 года будут выше потребностей Турции.

«Маловероятны и заявленные сроки начала промышленной добычи. На шельфе Черного моря и Сахалина сроки от открытия месторождения до начала промышленной добычи составляют 18-24 года, а работы по последним крупным открытиям в регионе, к примеру, румынского месторождения Нептун, идут уже около 10 лет, несмотря на интерес правительства в снижении импортной зависимости», — добавляет она.

Аналитик Wood Mackenzie по сектору добычи Томас Пурди объяснил, что разработка запасов в Черном море сложна логистически и требует миллиарды долларов. Именно по этой причине остановили румынский проект Neptun Deep, который располагается всего в 100 км от скважины Tuna-1.

А что если?

Несмотря на то, что пока перспективы добычи на месторождении туманны, Турция, скорее всего, будет использовать информацию о запасах на переговорах с Россией, Ираном и Азербайджаном, и за счет этого сможет усилить свою позицию. «В предстоящее десятилетие это открытие может иметь далеко идущие последствия для импорта газа в Турцию и на предстоящих переговорах с «Газпромом», Азербайджаном и Ираном», — отмечает директор Wood Mackenzie по европейскому газу Мюррей Дуглас.

Аналитик по газу Центра энергетики Московской школы управления Сколково Сергей Капитонов также считает, что наличие такого актива значительно укрепит позиции Турции на переговорах с любым из поставщиков газа, однако полностью отказаться от импорта страна не сможет даже с учетом открытия такого перспективного месторождения.

«Однако полностью отказаться от импорта газа Турция не сможет. Скорее всего, страна сможет обеспечивать за счет собственной добычи от четверти до трети своих потребностей в природном газе на протяжении 15-20 лет — типичного срока реализации нефтегазового проекта», — полагает Капитонов. До добычи первого газа, скорее всего, пройдет порядка пяти лет, хотя в мировой практики существуют примеры и гораздо более быстрого освоения, добавляет он.

В том случае, если Турция сможет подтвердить озвученные запасы месторождения, и они окажутся рентабельными, то страна сможет добывать 5-10 млрд куб. м газа в год, то есть 12-25% в масштабах нынешнего турецкого рынка, подсчитал Гривач из Фонда национальной энергетической безопасности.

«Естественно, появление дополнительного источника поставок усилит конкуренцию между другими поставщиками, в чем Турция очень заинтересована, и будет использовать «открытие» в переговорах с экспортерами газа в Турцию. Но опять же, это также может дать толчок росту спроса на газ. Опыта глубоководной добычи у Турции нет. Но если запасы подтвердятся, они могут и, вероятно, попытаются привлечь технологического партнера из числа западных нефтегазовых мейджеров», — полагает эксперт.

«Я бы не стал паниковать раньше времени, так как мы пока видим только политические заявления. Надо дождаться подтверждения товарных запасов, данных по себестоимости извлечения. Например, в Китае огромные запасы газа, но они находятся на такой глубине, что добыть их невозможно. Поэтому здесь мы видим, что Турция получила повод для заявлений, а вот повода у России для паники — нет», — резюмирует аналитик «Финама» Алексей Калачев.

Газовая промышленность российской Арктики — Арктика

1. Balashova E.S., Gromova E.A. 2017 Arctic shelf development as a driver of the progress of the Russian energy system // MATEC Web of Conferences, 23 May 2017, vol. 106, article 06008.

2. Katysheva E.G. 2018 The role of the Northern Sea Route in Russian LNG Projects Development // Arctic: History and Modernity. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 2018, vol. 180, article 012008.

3. Komkov N. I., Selin V.S., Tsukerman V.A., Goryachevskaya E.S. 2017 Problems and perspectives of innovative development of the industrial system in Russian Arctic regions // Studies on Russian Economic Development, 2017, vol. 28 (1), pp. 31-38

4. Биев А.А. Развитие отраслей и секторов экономики на Севере и в Арктике // Север и рынок: формирование экономического порядка, 2019, № 3 (65), с. 43-51.

5. Завьялов A. «Газовый айсберг» Тамбея // Oil and Gas Russia, 2018, № 8 (128), с. 22-26.

6. Забелло E. СПГ из Арктики // Oil and Gas Russia, 2018, № 8 (123), с. 28-33.

7. Климентьев А.Ю., Родичкин И.Г., Богданов Е.В. Арктические горизонты российского СПГ // Газовая промышленность, 2019, № 9 (790), с. 118-128.

8. Книжников А., Климентьев А., Григорьев A. Взгляд на Арктику // Oil and Gas Russia, 2017, № 5 (115), с. 72-78

9. Козьменко С.Ю., Селин В.С. Современные проблемы и перспективы развития арктического газопромышленного комплекса. Апатиты: изд. Кольского научного центра РАН, 2017. – 228 с.

10. Комков Н.И., Селин В.С., Цукерман В.А., Горячевская Е.С. Сценарный прогноз развития Северного морского пути // Проблемы прогнозирования, 2016, № 2 (155), с. 87-98.

11. Корчунов Н. Северный морской путь: путь развития бизнеса и международного согласия // Арктические ведомости, 2019, № 3 (28), с. 20-25.

12. Маммадов С.М. К вопросу о стратегии освоения газового потенциала Западно-Арктического шельфа России // Нефтегазовая геология: теория и практика, 2017, 2 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/6/20_2017.pdf

13. Развитие СМП: не так быстро, как хотелось бы // Нефтегазовая вертикаль, 2020, № 3-4, с. 62-66.

14. Селин В.С., Козьменко С.Ю. Факторный анализ и прогноз грузопотоков Северного морского пути. — Апатиты: КНЦ РАН, 2015.

15. Селин В.С, Скуфьина Т. П., Башмакова Е.П., Ульченко М.В. Особенности и проблемы обеспечения экономической безопасности в российской Арктике. Апатиты: изд. КНЦ РАН, 2018. – 103 с.

16. https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/194483-obem-perevozok-po-smp-v-2018-g-uvelichilsya-v-…

Запасы газа и нефти

Как оцениваются запасы углеводородов

«Газпром» обладает крупнейшими в мире запасами природного газа, его доля в мировых и российских запасах составляет 16 и 70 процентов соответственно. По состоянию на 31 декабря 2020 года внутренние запасы углеводородов Группы A + B1 + C1 (по российским стандартам) составляли 33 574,5 млрд кубометров газа, 1 494,4 млн тонн газового конденсата и 2 023,8 млн тонн нефти.

В целях пополнения ресурсной базы Группа Газпром проводит геологоразведочные работы в России и за рубежом, а также на постоянной основе отслеживает новые проекты и активы, приемлемые для покупки.

Резервы ассоциированных компаний и совместных предприятий

В 2020 году запасы углеводородов А + В1 + С1 ассоциированных компаний и совместных предприятий в составе Группы Газпром составили 1046,2 млрд куб. М природного и попутного газа, 110,1 млн тонн газового конденсата и 595,7 млн ​​тонн нефти. .

Аудит запасов

Аудит запасов углеводородов Группы Газпром на основе PRMS, проведенный DeGolyer and MacNaughton, показал, что на конец 2020 года доказанные и вероятные запасы углеводородов Группы включают 24 521.0 млрд кубометров газа, 1 110,2 млн тонн газового конденсата и 1 403,2 млн тонн нефти.

Международный аудит охватил 92,0% газа, 94,7% конденсата и 95,8% нефти в общих запасах Группы по категориям A + B1 + C1.

Запасы Группы Газпром по стандартам PRMS

На 31 декабря 2017 г. На 31 декабря 2018 г. На 31 декабря 2019 г. По состоянию на 31 декабря 2020 г.
Природный газ, млрд куб. М 24 146.6 24 255,1 24 395,5 24 521,0
Газовый конденсат, млн т 1 105,7 1 090,2 1 063,2 1 110,2
Нефть, млн т 1 360,0 1335,4 1 374,8 1 403,2

Итого, млрд баррелей нефтяного эквивалента

175,7 176.1 177,1 178,5

Геологоразведочные работы

Основными задачами геологоразведочных работ, проводимых Группой Газпром, являются восполнение добываемых углеводородов коммерческими запасами и подготовка сырьевой базы в перспективных регионах. Темпы прироста запасов природного газа Компании превышают темпы добычи с 2005 года.

В 2020 году коэффициент замещения запасов природного газа составил 1.1.

«Газпром» работает практически во всех нефтегазоносных регионах России. В 2020 году на геологоразведку отечественных углеводородов Группа направила 90 млрд рублей.

В течение 2020 года прирост запасов углеводородов A + B1 + C1 в результате геологоразведочных работ в России составил:

  • 486,3 млрд куб. М природного газа;
  • 17,2 млн тонн газового конденсата;
  • 9,5 млн тонн нефти.

В 2020 году было открыто три новых месторождения: «75 лет Победы», газовое месторождение на российском континентальном шельфе в Карском море; Солхемское нефтяное месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре; и Центрально-Уранское нефтяное месторождение в Оренбургской области, а также 22 новых месторождения на ранее открытых месторождениях в Ямало-Ненецком автономном округе, Ханты-Мансийском автономном округе — Югре, континентальном шельфе России в Карском море и Томская область.

Ключевые показатели разведки углеводородов Группой Газпром (без учета инвестиций компаний, которые классифицируются как совместные операции)
За год, закончившийся 31 декабря
2016 2017 2018 2019 2020
Разведочное бурение, тыс. М 111,6 85,9 157,6 201.7 162,0

Количество построенных разведочных скважин

40 36 25 41 34

в т.ч. добывающие

34 31 20 39 27

Сейсморазведка 2D, тыс. Пог. Км

1,1 5.7 15,0

Сейсморазведка 3Д, тыс. Кв. Км

20,6 18,7 9,5 7,9 5,9

Добыча углеводородов за пределами России

В соответствии с существующими договорными обязательствами Группа Газпром продолжает реализацию текущих проектов за рубежом. В 2020 году Группа проводила геолого-геофизические исследования в странах СНГ, Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Южной Америки.

Объем инвестиций в геологоразведочные работы за рубежом в 2020 году составил 3,1 млрд рублей.

Ключевые показатели разведки углеводородов Группы Газпром за рубежом
На 31 декабря
2016 2017 2018 2019 2020
Разведочное бурение, тыс. М 9,7 18,4 21.9 18,6 8,8
Количество построенных разведочных скважин 8 8 10 7 4
в том числе добывающие скважины 7 5 9 7 4
Сейсморазведка 2D, тыс. Пог. Км 1,5
Сейсморазведка 3Д, тыс. Кв. Км 0.8 1,2 1,1 0,7

В рамках геологоразведочных проектов, оператором которых выступает Группа «Газпром», основная часть геологоразведочных работ проводилась в Сербии.

Программа развития минерально-сырьевой базы

Стратегия развития ресурсной базы Группы Газпром направлена ​​на поддержание баланса между приростом запасов и добычей углеводородов, а также на обеспечение более активного восполнения ресурсов в будущем.

В июне 2011 г. Правление Газпрома утвердило Программу развития минерально-сырьевой базы (МРБ) газовой промышленности до 2035 г. Программа предусматривает усиленное восполнение минерально-сырьевой базы с учетом изменения структуры запасов и сдвига минерально-сырьевой базы. центры добычи газа в новые регионы: полуостров Ямал, Восточную Сибирь, Дальний Восток и континентальный шельф России. Программа предусматривает добавление около 20 миллиардов тонн условного топлива в период с 2011 по 2035 год.

В документе большое внимание уделяется научно-исследовательской, опытно-конструкторской и проектной деятельности, которая поможет значительно повысить эффективность поисково-разведочных работ на новых месторождениях и месторождениях углеводородов.

Россия открывает сверхгигантское газовое месторождение после 40-летнего ожидания

Российский государственный энергетический гигант «Газпром» (IW 1000/16) во вторник начал добычу на одном из крупнейших в мире месторождений природного газа примерно через 40 лет после его открытия советскими учеными в замерзшей и ранее недоступной Арктике.

Президент Владимир Путин официально нажал кнопку начала коммерческой добычи энергии на арктическом месторождении, открытие которого в начале 1970-х годов вызвало в равной мере ажиотаж и разочарование.

Бованенковское месторождение на полуострове Ямал на крайнем краю северо-запада Сибири содержит, по оценке «Газпрома», 177 триллионов кубических футов природного газа, что делает его одним из трех крупнейших в мире.

Но он также находится среди вечной мерзлоты и до последних лет оставался отрезанным от доступа к трубопроводам и даже к основным коммуникациям.

«На месторождении будет добываться 115 миллиардов кубометров [4 060 миллиардов кубических футов] газа, а это будет почти 140 миллиардов», — сказал Путин рабочим месторождения по прямой видеосвязи из Москвы.

«Это почти эквивалентно тому, сколько мы экспортируем в Европу», — подчеркнул он.

Сверхгигантское месторождение — второе по величине в России после жизненно важного Уренгойского месторождения Газпрома на юге — является частью арктического проекта, на который «Газпром» возлагал свои надежды в постсоветское время, поскольку его старые скважины иссякают.

Экспорт крупнейшей российской компании в Европу в прошлом году снизился после того, как в течение многих лет оставался неизменным на фоне отставания производства и спроса, которые падают из-за мирового финансового кризиса.

«Газпром» избрал рискованную стратегию игнорирования разработки новых месторождений при закупке газа в других странах, ожидая выхода Бованенково в сеть.

Исполнительный директор «Газпрома» Алексей Миллер сказал, что «Газпром» намеревается запустить в этом году около 150 скважин, которые будут питать трубопроводы в Европу и восполнить потерю запасов в связи с приостановленным проектом Штокмановского месторождения в Баренцевом море.

«Мы намерены создать на нефтегазовой провинции (на Ямале)», — добавил Путин в прямом эфире. «Мы запустим десятки новых перспективных месторождений», — сказал он.

Россия обеспечивает около 30% импорта природного газа в Европу и является крупнейшим в мире экспортером энергии — доминирующий статус, в котором страны ЕС стремятся к диверсификации импорта и реформам, направленным на разделение иностранных холдингов «Газпрома».

Copyright Agence France-Presse, 2012

почему торговля газом между Россией и Европой странным образом не затронута политикой

Газопроводы России на северо-западе Сибири.Предоставлено: Александр Неменов / AFP / Getty

.

Мост: природный газ в разделенной Европе Thane Gustafson Harvard Univ. Press (2020)

Многие люди думают, что геополитика движет торговлей энергоресурсами между Россией и Европой. Как гласит история, каждая сторона стремится использовать газ и нефть, чтобы повлиять на другую в большой игре силовой политики — и Россия, кажется, одерживает верх. Европейский Союз в настоящее время импортирует почти 40% своего природного газа из России.На протяжении десятилетий специалисты по национальной безопасности рекомендовали европейцам любой ценой уменьшить свою зависимость от этого импорта. Совсем недавно ожесточенные дебаты по поводу «Северного потока-2» — второго российского газопровода через Балтийское море в Германию — вынудили конгрессменов США пригрозить санкциями.

Политолог Тейн Густафсон оспаривает эту точку зрения в книге The Bridge . Он утверждает, что торговля газом отражает медленно меняющиеся модели рыночного спроса и предложения, которые, в свою очередь, являются следствием постепенных изменений в технологиях перекачки, прокладки трубопроводов и потребления топлива.Результатом является модель удивительно стабильной экономической взаимозависимости, которая кажется невосприимчивой к геополитической среде.

По мере того, как добыча и трубопроводные технологии открыли советские газовые месторождения в 1960-х годах, а продолжающаяся послевоенная реконструкция Европы стимулировала спрос, торговля газом между Востоком и Западом стала почти неизбежной. С тех пор Россия хотела поставлять газ, а Европа хотела его покупать. Последние 50 лет были свидетелями энергетических потрясений и переизбытка; крупные политические кризисы от Польши до бывшей Югославии; распад Советского Союза и подъем авторитарного государства президента России Владимира Путина; открытая война на Украине и в других местах; массовые эксперименты по дерегулированию; и рост энвайронментализма.Тем не менее, отношения между Европой и Россией в секторе природного газа остались почти постоянными. Это связано с тем, что три фактора меняются медленно: доказанные запасы газа, совокупный спрос на энергию и инвестиции в физическую инфраструктуру, связывающую эти два фактора.

The Bridge — это скорее обзор, чем результат оригинального исследования. Тем не менее, он предлагает читаемую, разумную и беспристрастную историческую интерпретацию этих современных экономических отношений. Он четко разделяет отношения между Востоком и Западом в сфере природного газа на три отдельных периода.

Первый начинается примерно в 1960 году с распространением транспортировки и использования природного газа в Европе, первоначально ограниченным небольшими местными сетями в Италии и Нидерландах. Опираясь на опыт США, европейцы начали рассматривать вопрос о протяженных газопроводах из Сибири и сделали западное промышленное оборудование, инвестиции и технические ноу-хау доступными для Советского Союза. Жесткость коммунистической системы означала, что производство заняло почти десять лет. В конце концов, газ прибыл, сначала пройдя через терминал в Австрии.

Второй период начинается после 1970 года, когда количество российского природного газа, поступающего в Европу, увеличилось. Европейское потребление быстро росло; газ оказался дешевле и экологически чище, чем уголь или нефть. Другие страны, в частности производители подводного газа Норвегия и Великобритания, также создали высокоцентрализованные системы для эксплуатации и транспортировки топлива. Тем не менее, огромные и недорогие российские запасы обладали сравнительным преимуществом, увеличиваясь, чтобы обеспечивать почти половину потребления в европейских странах, в том числе в Германии и Италии.

Рабочие строят трубопровод в Германии, одном из крупнейших потребителей российского газа Фото: Кристиан Бочи / Bloomberg через Getty

Этот период, утверждает Густафсон, демонстрирует исключительно стабильный характер этого типа международного экономического сотрудничества. На строительство трубопроводов уходят десятилетия, а затем, как правило, они эксплуатируются еще несколько десятилетий, часто регулируемые одним или двумя долгосрочными контрактами. Он пишет, что физическая, осязаемая связь между производителем и потребителем «автоматически создает взаимную зависимость».Более того, поскольку трубопроводы централизованы, они способствуют доминированию на рынке монополий — в 1970-х годах в их состав входили Советское министерство газовой промышленности и европейские национальные или региональные коммунальные предприятия. Природный газ или что-либо еще, что проходит через фиксированную инфраструктуру, становится «товаром для взаимоотношений»: за технологией следуют инвестиции, личные контакты и доли рынка.

Вот почему, утверждает Густафсон, торговля газом между Востоком и Западом остается невосприимчивой к геополитическим потрясениям.В 1968 году, вскоре после советского вторжения в Чехословакию, Австрия приняла первые поставки российского газа в Европу. В 1981 году, когда продемократическое движение Солидарности в Польше привело к поддерживаемому Советом введению военного положения, администрация США при президенте Рональде Рейгане ввела санкции на экспорт трубопроводной техники. Он мог себе это позволить, потому что в значительной степени не участвовал в торговле энергоносителями между Востоком и Западом.

Однако за кулисами этих политических потрясений реальные заинтересованные стороны действовали иначе.Советский Союз разработал отечественные альтернативные компрессорные и трубопроводные технологии, имеющие решающее значение для транспортировки газа, а Европа продолжала продавать технологии, которые Советский Союз не мог производить в домашних условиях.

Третий период начался примерно в 1990 году. Геополитика стала более неуправляемой. Советский Союз распался в 1991 году. Министерство газа было преобразовано в крупную государственную корпорацию «Газпром», которая затем была в значительной степени приватизирована. Путин, ставший президентом в 2000 году, вернул «Газпром» почти под полный контроль государства.Россия также спровоцировала серию интервенций и конфликтов в Грузии, Молдове, Сирии и Украине. Запад ответил введением санкций — ограничений на инвестиции и экспорт чувствительных военных и гражданских технологий и даже на инвестиции в энергетику. Контрсанкции России в основном были нацелены на экспорт сельскохозяйственной продукции из Запада. Совсем недавно Россия оказалась вовлеченной в срыв выборов на Западе и в кибервойну. Тем не менее, газ спокойно продолжает поступать по трубопроводу Восток – Запад.

Большая часть анализа книги за последний период сосредоточена на другом потенциально разрушительном изменении: новых правилах ЕС. Густафсон уделяет большое внимание тому факту, что 30 лет назад Европейская комиссия начала настаивать на том, чтобы открыть европейский энергетический рынок для большей конкуренции. Директивы делают цены более прозрачными и единообразными и вынуждают компании поставлять газ через границу. В то же время комиссия действует более решительно, чтобы ограничить монополии и картели, а внутреннее дерегулирование привело к появлению новых корпоративных игроков.

В целом, эта согласованная политика ЕС еще больше укрепила позиции Европы. Россия не может использовать эмбарго или сегментацию рынка для эксплуатации отдельных стран. А «Газпром», который по-прежнему практически монополист на российский экспорт, хотя и теряет долю на внутреннем рынке, не может занять доминирующее положение в Европе. Это важное событие — и, с западной точки зрения, позитивное.

Тем не менее, трудно понять, как политика ЕС каким-либо фундаментальным образом повлияла на торговлю газом России с Европой.И страны-экспортеры, и страны-импортеры нашли способы сохранить общий контроль над своими рынками. Во всяком случае, анализ Густафсона, казалось бы, показывает, что основное воздействие консолидации ЕС заключалось в защите взаимовыгодного экономического статус-кво от разрушения.

Густафсон заканчивает тем, что рассматривает долгосрочные угрозы, которые он вводит только для того, чтобы отмахнуться. В течение 20 лет конфликт с Украиной — сначала из-за ценообразования на энергоносители, а затем из-за политики — заставил Россию предложить новые трубопроводы, которые географически обходят ее соседа.Многие опасаются, что новые трассы, такие как «Северный поток-2», могут полностью отрезать Украину. Однако Густафсон по-прежнему уверен, что если это произойдет, Киев, уже отказывающийся от российского природного газа, найдет новых поставщиков.

Другая угроза исходит от новых технологических возможностей транспортировки топлива в виде сжиженного природного газа, более взаимозаменяемой формы, которая позволит США импортировать топливо в Европу. Это может создать альтернативу стабильной политике трубопроводов, хотя переход будет медленным из-за более высокой стоимости технологии.Кроме того, проблемы защиты окружающей среды и изменения климата будут продолжать расти, что приведет к снижению спроса в Европе в долгосрочной перспективе. Тем не менее, тем временем природный газ останется в изобилии, относительно дешевым и все же экологически более предпочтительным, чем нефть или уголь.

Общий вывод Густафсона состоит в том, что российский газ, вероятно, останется главным энергетическим мостом Европы в мир возобновляемых источников энергии. Он даже видит следующие несколько десятилетий как «золотой век газа». Это трезво оптимистический вывод, не в последнюю очередь потому, что он предполагает, что коммерческие интересы побудят современные страны преодолевать идеологические и геополитические различия.

См. Новый огромный российский газовый завод на арктическом побережье

В то время как большая часть мира наблюдает за быстро тающей Арктикой с растущей тревогой и полностью возлагает вину на ископаемое топливо, Россия и ее партнеры во Франции и Китае видят рублевые знаки. Фактически, миллиарды из них будут сделаны на продаже арктического ископаемого топлива остальному миру.

Горение газа на буровой на полуострове Ямал. Во время бурения здесь и в других странах мира избыточный газ, который не может быть доставлен на рынок, обычно сжигается в факелах — обычно в менее пустых местах из высокой трубы.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

В конце прошлого года российский энергетический гигант Новатэк завершил строительство самого северного промышленного объекта в мире: Ямал СПГ, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) стоимостью 27 миллиардов долларов, расположенный на 71,2 градуса северной широты в Сабетте, на берегу реки Обь. . Объект и его новый порт примыкают к восточному берегу богатого газом полуострова Ямал, который, как обмороженный палец, торчит в Карское море — то есть посреди мерзлого нигде.

Завод был завершен на год раньше запланированного срока, в немалой степени потому, что российское правительство помогло построить огромный порт для танкеров СПГ, аэропорт и электростанцию, не говоря уже об использовании своего флота атомных ледоколов для сохранения канал свободен для судов, прибывающих со строительными материалами.

Нурлан — один из многих рабочих завода «Ямал СПГ», выходцев из Казахстана, который также является крупным производителем нефти и газа.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права.Несанкционированное использование запрещено.

И это только начало. Под заказ 15 ледокольных танкеров-газовозов, а также новая железнодорожная ветка и еще два завода по производству СПГ через устье Оби. Россияне ожидают, что к 2030 году все заводы будут производить в общей сложности 60 миллионов тонн СПГ в год.

Арктический центр

Сабетта, поселок, который всего пять лет назад был крошечным даже по мерзлым тундровым меркам, теперь является основным строительным блоком. в большом повороте президента России Владимира Путина на север.«Это очень удобное место с действительно хорошей логистикой», — сказал Путин в 2015 году. Он считает Сабетту «универсальным портом для всех видов товаров».

Перспектива относительно дешевого газа вдоль короткого пути между Азией и Европой привлекла несколько инвесторов, озабоченных опорой в Арктике, где, по оценкам Геологической службы США, может находиться пятая часть оставшихся запасов нефти и газа на Земле. Французской нефтяной компании Total принадлежит 20 процентов акций завода «Ямал СПГ», как и CNPC, национальной газовой компании Китая.Фонд Шелкового пути правительства Китая владеет десятью процентами.

Завод только начинает работать на полную мощность, но в прошлом году он отгрузил 7,5 млн тонн СПГ на пять континентов, по данным Новатэка. Это также привлекло внимание французского фотографа Шарля Кселота, бывшего инженера-эколога, который был очарован масштабным проектом.

«Это очень важный проект для них», — говорит Кселот. Первоначально нанятый «Новатэком», ему предоставили свободный простор для фотографирования завода, на котором во время строительства находилось около 30 000 рабочих.«В России очень мало крупных промышленных проектов. Это единственное, о чем российское телевидение говорит, говоря, что это будущее». Сейчас Сабетта — небольшой город с ресторанами и спортивными залами и даже небольшой русской православной церковью, освященной Патриархом Московским и всея Руси в 2016 году.

С тех пор Кселот возвращался несколько раз, чтобы сфотографировать новую рабочую деревню, а также традиционные села близлежащих ненецких оленеводов, поколениями живших на Ямале.Он был единственным жителем Запада, который путешествовал на борту Christophe de Margerie — первого ледокольного танкера-СПГ Совкомфлота, названного в честь покойного генерального директора Total — в его первое плавание с Ямала во Францию. По пути он пробил лед толщиной в пять футов.

«Это было похоже на поездку», — говорит Кселот. «Никакого качения, просто плоское. Снаружи можно было слышать плеск льда по бокам».

Свет ледокола пробивает метель на Карском море, недалеко от полуострова Ямал. Поверхность моря большую часть года замерзает.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Гигантское судно, как и многие другие, которые Россия планирует использовать на Северном морском пути, работает на СПГ, и это хорошо, говорит Фредерик Хауге, основатель норвежской экологической группы Bellona , , работавший в России. Арктика на десятилетия.

«Управление судном на СПГ не очень помогает климату, — говорит Хауге, — но с точки зрения случайного выброса существует большая разница между газом и мазутом.»

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Слева : капитан Christophe de Margerie, первого из 15 введенных в эксплуатацию ледокольных танкеров для транспортировки СПГ с завода «Ямал», отслеживает путь корабля, пока он движется по льду.

Справа : экипаж корабля проводит пожарные учения.

Фото Чарльза Кселота

Ночью в Кара Море, мощные прожекторы освещают лед впереди офицеров на мостике Christophe de Margerie.Построенный компанией Daewoo в Южной Корее корабль имеет длину почти тысячу футов, может перевозить 172 000 кубометров СПГ — около 85 000 тонн — и может развивать скорость в пять узлов через лед толщиной в пять футов.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Россия перевозила нефть в танкерах ледового класса в течение последних нескольких лет с нескольких небольших месторождений и морских платформ в Арктике до нетронутого норвежского фьорда возле Хоннингсвага.Там груз переваливается на более крупные танкеры не ледового класса для отправки дальше на юг. В ноябре прошлого года компания начала делать то же самое с СПГ.

Больше трафика в Арктике?

Производство на новом заводе на Ямале помогло увеличить грузооборот на российском Северном морском пути, который проходит на 2800 миль от востока Карского моря до Берингова пролива, на 25 процентов в прошлом году до 18 миллионов тонн грузов. Путин приказал увеличить тоннаж в четыре раза до 80 миллионов тонн всего за пять лет.Это все равно будет примерно десятая часть объема, отправляемого через Суэцкий канал, но огромная для Арктики.

Даже Минприроды России задохнулся. Для его выполнения, как сообщается, потребуются дополнительные инвестиции в размере 163 млрд долларов в арктические ресурсы, включая разработку угольных месторождений на Таймыре к востоку от Ямала, нефтяного месторождения Паяха в дельте реки Енисей и нефтепровода на север от берега реки Енисей. Ванкорское нефтяное месторождение.

«Для Путина это больше тщеславие, чем реальность», — говорит Наташа Уденсива, эксперт по энергетике и морскому транспорту, преподаватель Школы международных отношений и государственной политики Колумбийского университета.«Его использует не так много судов, и весь маршрут открыт только несколько месяцев в году. Но даже если это был открытый океан, и вы отправляете грузовые суда из Европы в Азию, там ничего нет. Нет клиентов. Вы не может делать несколько остановок. Я не думаю, что это так жизнеспособно, как говорят русские ».

Завод Сабетта в три часа ночи февральского утра. В феврале этого года отгрузила десятимиллионную тонну СПГ.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права.Несанкционированное использование запрещено.

И есть еще одна большая проблема, которая может разрушить мечту Путина о промышленно развитой российской Арктике, говорит Уденсива, — та же проблема, которую русские усугубляют, добывая здесь больше ископаемого топлива из-под земли.

«Я не уверен, сколько времени продлится проект из-за изменения климата», — говорит Уденсива. «Они построили завод СПГ на сваях из-за вечной мерзлоты, но все же в Арктике все тает. В частности, на газовых месторождениях есть некоторая опасность.В вечной мерзлоте уже много дыр, и вы не знаете, когда они откроются ».

Помимо самого изменения климата, попытки ограничить изменение климата также делают рискованными инвестиции в арктический газ.« Непосредственный вопрос заключается в следующем: нам нужен газ так долго? » — говорит Уденсива. Европа ставит перед собой агрессивные цели по декарбонизации, Китай быстро переходит на электромобили, а мир наводнен дешевым газом. «Если бы вы были инвестором, вы бы вложили все эти деньги в ископаемое топливо?»

Кселота поразили более философские вопросы, когда он сфотографировал крошечных рабочих, сваривающих панели внутри гигантских резервуаров для хранения газа на Ямале, как если бы они были резчики по камню работают над Нотр-Дамом.Столетия назад, говорит он, «мы вкладывали ту же энергию в строительство соборов. Теперь мы вкладываем всю свою энергию в эти постройки, используя ископаемое топливо. Даже устья скважин выглядят как православный крест ».

Получат ли будущие россияне выгоду от нынешней арктической авантюры — или сочтут ее глупостью Путина — еще предстоит увидеть. Между тем, Арктика продолжает нагреваться вдвое быстрее. остальной мир

Зимним днем ​​в Сабетте над туманом видны только факельные трубы и дымовые шлейфы завода в Сабетте.

Фотография Чарльза Кселота

Пожалуйста, соблюдайте авторские права. Несанкционированное использование запрещено.

Разработка Уренгойского газоконденсатного месторождения, Россия

]]>

Уренгойское (Уренгойское) месторождение, расположенное в Западно-Сибирском бассейне, является крупнейшим в России и одним из крупнейших наземных газоконденсатных месторождений в мире по извлекаемым запасам.

Общие геологические запасы месторождения оцениваются в 16 триллионов кубометров (трлн куб. М) природного газа.

Открытое в июне 1966 года, Уренгойское месторождение начало добычу газа в 1978 году, а промышленная добыча нефти началась в 1987 году.

Текущий план разработки месторождения направлен на извлечение ресурсов газа и конденсата из более глубоких и геологически сложных ачимовских отложений, которые расположены примерно на 4000 м под поверхностью.

Ачимовские отложения Уренгойского газоконденсатного месторождения планируется разрабатывать с помощью пяти производственных блоков, из которых два блока (1А и 2А) уже работают.

Ожидается, что на Уренгойском газовом месторождении будет производиться до 36,8 млрд кубометров (млрд куб. М) газа в год после выхода пяти блоков на полную мощность.

Партнеры по развитию

Ачимовский блок 1А Уренгойского месторождения, промышленная добыча которого ведется с декабря 2011 года, разрабатывается и эксплуатируется Ачимгазом, совместным предприятием 50:50 между 100% дочерней компанией Газпрома Газпром добыча Уренгой и Wintershall Dea.

В октябре 2019 года блок вышел на плато добычи в десять миллиардов кубометров природного газа за счет 108 добывающих скважин.

Блок 2А, опытная добыча которого началась в 2009 г., разрабатывается «Газпромом» самостоятельно, и предполагается, что он будет производить 8,7 млрд куб. М газа в год на полной мощности.

«Газпромнефть-Заполярье», дочерняя компания «Газпром нефти», в мае 2020 года приступила к разработке проекта по разработке Блока 3А Уренгойского месторождения, а блоки 4А и 5А ачимовских залежей Уренгойского месторождения готовятся к разработке Газпромом.

«Газпром» будет владеть 50% долей в блоках 4A и 5A, а Wintershall и OMV Norge — 25, соответственно.В этих блоках доли 01% и 24,98%.

Расположение Уренгойского месторождения

Уренгойское месторождение расположено недалеко от Нового Уренгоя в Ямало-Ненецком автономном округе, примерно в 3500 км к востоку от Москвы. Поле простирается более чем на 230 км с севера на юг и имеет ширину от 30 до 60 км.

Береговое месторождение занимает общую площадь около 6000 км², большая часть которой расположена за Полярным кругом.

Блок 1А расположен в юго-восточной части Уренгойского месторождения и занимает площадь более 280 км. 2 .

Геология Уренгойского месторождения

Уренгойское месторождение содержит три основных горизонта углеводородов: сеноманский, валанжинский и ачимовский.

Сеноманские отложения расположены ниже туронских отложений на глубине от 1000 до 1700 м. В основном он состоит из метана, который является наиболее легко извлекаемым газом при минимальных затратах на переработку.

Для разработки сеноманских отложений используются скважины меньшей глубины и большего диаметра по сравнению с валанжинскими отложениями.

Валанжинские отложения, образовавшиеся в неокомский период, залегают на глубинах от 1700 м до 3200 м. От сеноманских отложений они отличаются более высоким содержанием этана, пропана и газового конденсата.

Газ из валанжинских отложений содержит тяжелые углеводороды, поэтому имеет более высокую точку образования газовых гидратов. При разработке валанжинских залежей используются более глубокие скважины и насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра по сравнению с сеноманскими залежами, а газопроводы спроектированы для работы при более высоком давлении.

Ачимовские отложения располагаются на глубинах от 3 500 м до 4 000 м, а другие газоносные пласты — на глубине более 3 500 м. Ачимовская свита отличается более сложным геологическим строением по сравнению с сеноманскими и валанжинскими отложениями. Песчаники имеют среднюю пористость и низкую проницаемость.

В связи с истощением запасов газа на сеноманских и валанжинских месторождениях компании изучают способы разработки более глубоких и сложных залежей для поддержания добычи природного газа и газового конденсата на месторождении.

Ачимов Блок 1А Детали разработки

Опытно-промышленная добыча на Блоке 1А ачимовской свиты Уренгойского месторождения была начата в 2008 году, а начало промышленной добычи состоялось с вводом в эксплуатацию трех эксплуатационных скважин в 2011 году.

Всего к 2015 году было введено в эксплуатацию 42 добывающие скважины, последняя из 108 добывающих скважин была введена в эксплуатацию в октябре 2019 года.

План развития Уренгойского участка 3А

«Газпромнефть-Заполярье» планировало пробурить две газоконденсатные эксплуатационные скважины на Блоке 3А Уренгойского месторождения с целью выявления более глубоких ачимовских отложений в 2020 году.

Бурение первых двух скважин предназначено для анализа и использования полученных данных для выявления специфических геологических особенностей ачимовских отложений на Блоке 3А Уренгойского месторождения.

Блок 3А Ачимовских залежей месторождения планируется освоить с помощью 32 высокотехнологичных горизонтальных скважин с годовой пиковой добычей в 5 млрд куб. М газа и до 1,5 млн тонн газового конденсата в 2024 году.

Вторая фаза проекта будет включать разработку валанжинских нефтеносных оторочек месторождения.

«Газпром нефть» раскрывает нефтяной потенциал удаленного российского газового месторождения

Российская «Газпром нефть» ввела в эксплуатацию специальный нефтепровод от Чаяндинского газоконденсатного месторождения до точки входа, напрямую связанной с ключевой экспортной магистралью Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), что позволяет компания приступит к новому этапу разработки с целью коммерциализации запасов нефти Чаянды.

ENERGY EXPLORED: ПОДПИСАТЬСЯ НА УСКОРЕНИЕ

Получите ценную информацию о переходе мировой нефтегазовой отрасли с помощью бесплатного еженедельного информационного бюллетеня Upstream and Recharge ACCELERATE .Зарегистрируйтесь здесь сегодня.

Завершенный трубопровод позволит контролируемому государством производителю нефти экспортировать всю нефть, добываемую им на Чаянде, из тонких слоев нефти, расположенных ниже основных газовых резервуаров, непосредственно в Китай и через танкеры на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

В настоящее время «Газпром нефть» эксплуатирует 17 добывающих скважин на месторождении, где добыча была произведена в ноябре 2019 года.

Однако бурение дополнительных запланированных 37 скважин по технологии Fishbone для максимального извлечения было приостановлено, поскольку оператору пришлось использовать автоцистерны для перевозки продукции до необходимого пункта пропуска.

На входе, принадлежащем материнской газовой монополии «Газпром», расположены крупные перерабатывающие предприятия, которые отделяют конденсат и газ от поступающей смеси углеводородов, добываемых на газовых скважинах, принадлежащих «Газпрому» на месторождении.

Качество нефти, добываемой «Газпром нефтью» на месторождении, повышается за счет смешивания конденсата, при этом полученная смесь закачивается в существующий магистральный нефтепровод, протяженностью еще 70 километров для подключения к трубопроводу ВСТО.

Разработка запасов нефти на газовых месторождениях, эксплуатируемых «Газпромом», рассматривается «Газпром нефтью» как возможность сохранить или увеличить добычу нефти, поскольку наличие традиционных запасов нефти на суше сокращается.

Прогнозируется, что к концу 2023 года доля добычи таких проектов в Западной и Восточной Сибири вырастет до 10% от общей добычи компании.

«Газпром нефть» заявила, что новый трубопровод будет иметь важное значение для увеличения собственной годовой добычи нефти. добыча на Чаянде около 11 миллионов баррелей нефти.

Имея оценочные извлекаемые запасы нефти на месторождении Чаянда более 450 миллионов баррелей, производитель надеется, что сможет удвоить годовой план добычи до 22 миллионов баррелей после того, как будут построены дополнительные перерабатывающие и вспомогательные мощности.

На месторождении Чаянда также находятся оценочные извлекаемые запасы газа в 1,2 триллиона кубометров, которые разрабатываются «Газпромом» и экспортируются в Китай по магистральному газопроводу «Сила Сибири».

Ямал СПГ в России: газ пришел с холода

Компания TotalEnergies, мировой лидер в области производства сжиженного природного газа (СПГ), занимает прочные диверсифицированные позиции по всей цепочке создания стоимости СПГ. Одним из знаковых проектов Группы в этом районе является Ямал СПГ, расположенный на Крайнем Севере России.

Сложный, но высококонкурентный проект

Ямал СПГ, запущенный в конце 2013 года, является одним из крупнейших и самых сложных СПГ-проектов в мире. Но он также является одним из самых конкурентоспособных, поскольку использует огромные наземные газовые ресурсы российского полуострова Ямал. TotalEnergies с партнерами Новатэк, CNPC и Фондом Шелкового пути разрабатывает огромное Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение.

Проект направлен на разработку запасов природного газа на общую сумму более 4 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента.Для этого было пробурено более 200 скважин и построены три технологические линии по сжижению газа мощностью 5,5 млн тонн каждая. Ежегодно через порт Сабетта будет проходить транзитом около 16,5 миллионов метрических тонн СПГ, при этом вся продукция СПГ будет продаваться клиентам в Европе и Азии по контрактам на срок от 15 до 20 лет.

Крупный технологический вызов

«Ямал СПГ» расположен над полярным кругом в устье реки Обь, дикой, удаленной местности, которая замерзает от семи до девяти месяцев в году и где зимние температуры могут опускаться до -50 ° C.

Чтобы обеспечить его устойчивость в вечной мерзлоте (толстый слой мерзлого грунта, поверхность которого оттаивает только в летние месяцы), завод СПГ был построен на десятках тысяч свай различных форм и размеров — решение, которое никогда не использовалось в таких больших масштабах. перед проектом «Ямал СПГ».

Читайте

также

Фундаменты на вечной мерзлоте: узнайте больше о инженерных проблемах, связанных с Ямал СПГ, на нашей площадке «Разведка и добыча»

В начале проекта не было подъездных путей к участку по суше или по морю.Чтобы облегчить транспортировку оборудования и персонала, в 2011 году началось строительство крупного регионального транспортного узла, включающего порт Сабетта и международный аэропорт.

Доставка СПГ в таких экстремальных условиях также потребовала от TotalEnergies и ее партнеров разработки нового типа судов: танкера-ледокола для перевозки СПГ. Это инновационное решение позволяет транспортировать СПГ круглый год без помощи ледоколов. Его размер составляет 300 метров, а объем — 172600 кубических метров, он может плавать во льдах глубиной до двух человек.Толщина 1 метр. Всего до 2019 года будет постепенно введено в эксплуатацию 15 ледоколов на СПГ, первый из которых — Christophe de Margerie .

Северный морской путь

Чтобы открыть доступ к огромным газовым ресурсам Крайнего Севера России, в рамках проекта «Ямал СПГ» был открыт новый маршрут отгрузки СПГ. Известный как Северный морской путь, он позволяет судам достигать Азии через Берингов пролив за 15 дней по сравнению с 30 днями при использовании обычного маршрута через Суэцкий канал.Путешествие можно совершить с мая по ноябрь, когда лед достаточно тонкий для навигации. Этот подвиг стал возможен только благодаря новому поколению универсальных танкеров для перевозки СПГ, в которых используется технология ледокола.

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.