Добыча газа на южно русском месторождении и экология

Нефтяной блог

Чтобы узнать, как добывают газ в суровых условиях тундры, был организован пресс-тур на Южно-Русское месторождение для российских и иностранных журналистов двумя компаниями, входящими в Группу «Газпром», — ОАО «Севернефтегазпромом» и Nord Stream AG.

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Северо-Восточной части Западной Сибири, в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, и является одним из крупнейших в России по объемам запасов. На сегодняшний день они превышают 1 трлн куб.

м газа и 40 млн тонн нефти и газового конденсата.

Первые исследования этого региона проводились еще в конце 60-х годов прошлого века. 17 ноября 1969 года Уренгойская нефтегазоразведочная экспедиция во время испытания разведочной скважины № 6 получила фонтан газа из сеноманских отложений (глубина залегания от 900 до 1700 метров) — так было открыто это месторождение.

Осваивать месторождение начали уже в этом столетии — в январе 2006 года начались работы по его обустройству, а в октябре 2007 года пусковой комплекс месторождения был введен в эксплуатацию. В 2009 году Южно-Русское месторождение — с опережением на один год — было выведено на проектную мощность добычи — 25 млрд куб. м газа в год.

В июне 2010 года стартовал новый этап в жизни «Южно-Русского» — впервые в России началось освоение туронской газовой залежи месторождения (глубина залегания — около 800 м), и уже в мае 2011 года был получен первый газ из экспериментальной скважины, а 5 декабря 2011 года туронский газ стал поступать в Единую систему газоснабжения (ЕСГ).

Месторождение находится в труднодоступном районе. Самый быстрый способ до него добраться — сесть на вертолет в аэропорту Нового Уренгоя и пролететь порядка 200 километров на восток над бескрайней тундрой, где нет почти никакого жилья (когда-то это был единственный способ, сейчас же до месторождения построена прекрасная дорога, своего рода «красноселькупский автобан»).

Взлётно-посадочная полоса аэропорта Нового Уренгоя.Вид бескрайней тундры завораживает. Зимой это выглядит как снежная равнина до горизонта, и трудно представить, что под снегом скрываются тысячи озер.Заманчивые песчаные пляжи. Увы, погода не располагает к купанию. Хотя день выдался жаркий (что редкость для этих мест), температура воды далека от комфортной.

Купаться тут можно только в середине лета и плавать, как водомерки, только в верхнем прогретом слое воды.Иногда на пути встречаются производственные объекты. Это — компрессорная станция «Уренгойская».Причудливость природы.

По дороге из города Новый Уренгой на месторождение мы пролетаем мимо поселка Уренгой.

В 60-е годы прошлого века он стал основным центром геологоразведки и домом для геологов-первооткрывателей гигантского Уренгойского месторождения. А еще раньше — в конце 40-х годов — поселок был одним из опорных пунктов при строительстве так называемой «Трансполярной магистрали» — проекта прокладки железных дорог на Севере России вдоль Северного полярного круга.

Этот проект известен еще под названием «501-й стройки» или «мертвой дороги», на которой работало несколько тысяч заключенных ГУЛАГа и которая не была закончена.

Приближаемся к месторождению — в одну точку сходятся нитки трубопроводов. Это газосборная сеть месторождения, по которой газ идет от скважин до установки комплексной подготовки газа (УКПГ). На УКПГ газ очищается, осушается и отправляется в Единую систему газоснабжения России.

А вот, собственно, и сама УКПГ.На безопасном от производства расстоянии видим вахтовый городок. Тут живут работники, занятые на производстве. Вокруг на сотню километров — ни одного жилья. На территории городка действуют очень требовательные правила поведения, включая строжайший сухой закон.

Север — суров 🙂 В вахтовом городке нас встречает доброжелательный волк, которого умельцы из механо-ремонтной службы промысла смастерили из отработавших свой век запчастей и металлолома.После расселения нас знакомят с техникой безопасности и предупреждают, что комаров будет много (советуют соответствующе одеваться).

Но когда в номере гостиницы мы увидели количество приготовленного репеллента (специального антикомариного средства), то поняли, что поездка будет очень интересной и незабываемой. На фото — памятник комару от все той же механо-ремонтной службы.Но пора все увидеть своими глазами.

Миновав главный пропускной пункт, направляемся к зданию, где находится сердце промысла — главный щит управления.Промысел Южно-Русского месторождения — один из самых современно оснащенных в России. Сотрудники контролируют технологический процесс, не выходя из помещения главного щита управления. Всего на месторождении в одну вахту работают 250 человек.

]

Оперативный персонал круглосуточно контролирует технологический режим и корректирует параметры работы оборудования. Остальные работники обслуживают газовые скважины, системы водоснабжения и канализации, обеспечивают транспортные перевозки, содержание внутрипромысловых дорог, ремонт и ревизию технологического оборудования, исследование скважин. Сама вахта длится месяц.

После месяца напряженного труда работники выезжают к месту постоянного жительства, а на их место прибывает следующая вахта.Добыча газа на месторождении максимально автоматизирована, и практически все операции проводятся без участия человека.

Заместитель начальника службы добычи газа показывает нам устройство, позволяющее регулировать подачу газа из скважины в сборный коллектор в дистанционном режиме.Он же с гордостью демонстрирует нам «обвязку» скважины — здесь тоже применяются самые современные технические решения.На сегодняшний день на месторождении эксплуатируется 143 скважины.

Оператор по добыче газа 4 разряда «запускает» скважину, то есть направляет поступающий из нее газ в систему газосбора.Газодинамические исследования на скважинах осуществляются с обязательным отжигом скважинной продукции на факел куста.

Звучит непонятно для непосвященного человека, но все это помогает контролировать правильность разработки месторождения, определять характеристику пласта и параметры работы скважины.Отправляемся на краткую экскурсию на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).

С виду УКПГ — это хитроумное переплетение труб, но на самом деле это сложнейший организм, состоящий из современных конструкторских решений, новейших технологий и высочайшего профессионализма работающих здесь людей.Это здание — пункт переключающей арматуры. Сюда «приходят» газопроводы-шлейфы и соединяются в единый коллектор, и отсюда же потом «уходит» товарный газ.

А так пункт переключающей арматуры выглядит изнутри.Строительство в условиях вечной мерзлоты очень специфично. Здания надо поднимать на сваях над землей, чтобы тепло от дома не растопило мерзлоту. В противном случае фундамент поплывет вместе с домом. Помимо этого нужно еще делать защиту вокруг свай или фундамента.

Вот эти трубки на фотографии — термостабилизаторы, которые не дают растепляться вечной мерзлоте. В них закачан газ фреон-22, который работает как тепловой аккумулятор.Камеры для приема и запуска очистных устройств, которые газовики между собой называют «скребками», а иногда и «свиньями» или «поросятами».

С помощью этих устройств полость газопровода очищают от влаги и механических примесей.Объем запасов туронской залежи Южно-Русского месторождения оценивается в 300 млрд куб. м. Это промышленно значимые запасы.

Однако туронский газ, хоть и залегает выше сеноманского (напомним, что турон — это примерно 800 м, а сеноман — 900 — 1700 м), но является трудноизвлекаемым из-за низкой проницаемости коллекторов, их изменчивости по площади простирания, небольших дебитов газа, наличия невысоких пластовых температур, близко расположенной границы вечномерзлых пород и аномально высокого пластового давления.Шлейф № 3, откуда газ из туронской залежи поступает на УКПГ. Скважина № 174 — экспериментальная и построена специально для добычи газа из «турона».По конструкции эта скважина — двухзабойная субгоризонтальная, что позволяет вести раздельную и совместную эксплуатацию двух туронских пластов. Уникальное оборудование скважины произведено в России и стоит примерно в 100 раз дешевле американских аналогов.По этой трубе товарный газ поступает в ЕСГ. Это только на фотографии она такая «миниатюрная», а в реальности далеко не каждый человек сможет дотянуться до нее по высоте.На территории промысла есть своя пожарная часть. Часть всегда находится в боевой готовности. Помимо обслуживания производства, она также помогает тушить лесные пожары в окрестностях.

Источник:

Источник: http://www.NefteBlog.ru/blog/rabota_na_juzhno_russkom_mestorozhdenii/2012-12-08-60

Южно-Русское месторождение

Пример эффективного российско-немецкого сотрудничества

Освоение Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения – пример эффективного российско-германского партнерства, направленного на обеспечение устойчивой энергетической безопасности Европы. Реализация проекта на базе обмена активами и создания цепочки от добычи до конечного потребителя способствует укреплению позиций «Газпрома» как глобального игрока на энергетическом рынке. 

Цифры и факты

Южно-Русское месторождение открыто в 1969 году в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.

Запасы (категории АВС1+С2) — более 1 трлн куб. м газа, более 50 млн тонн нефти и газового конденсата. Порядка 85% всех запасов сосредоточено в сеноманских и туронских пластах, остальные 15% – в нижележащих толщах.

Проектная мощность — 25 млрд куб. м газа в год.

Оператор проекта — ОАО «Севернефтегазпром», акционерами которого являются ПАО «Газпром» (доля участия – 40%), а также дочерние структуры BASF SE (Wintershall Holding GmbH – 35%) и E.ON SE (Uniper Exploration & Production GmbH – 25%).

Главный эффект от вхождения иностранных компаний в акционерный капитал ОАО «Севернефтегазпром» – получение «Газпромом» в обмен на это интересных для него активов.

Так, в результате сделки с немецким концерном BASF «Газпром» увеличил свою долю в совместном предприятии по торговле природным газом WINGAS, а также получил долю в добычной «дочке» Wintershall, работающей на двух блоках в Ливии. Сделка по обмену активами с E.

ON Ruhrgas позволила «Газпрому» консолидировать пакет в 2,95% собственных акций, ранее находившийся в распоряжении немецкой компании.

Развитие

В 2004 году был подготовлен проект разработки месторождения. Определен порядок ввода месторождения в эксплуатацию с использованием методов проектного финансирования. В январе 2006 года начались работы по обустройству. 25 октября 2007 года месторождение было введено в эксплуатацию, в августе 2009 года — выведено на проектную мощность.

В настоящее время на месторождении разрабатывается сеноманская залежь, в опытно-промышленной разработке – туронская залежь. 

Технологии 

Южно-Русское месторождение является одним из самых современно оснащенных с точки зрения технологических и инженерных решений. В рамках проекта разработки месторождения, в частности, ведется отработка технологий освоения трудноизвлекаемых запасов туронского газа

Залежь в туронских отложениях располагается выше сеноманской, на глубине примерно 800–850 м. Особенность пласта заключается в неоднородности и изменчивости по литологическому составу, низкой проницаемости коллекторов.

Находящийся здесь газ по составу практически идентичен сеноманскому – метана в нем около 99% и нет тяжелых примесей.

Реализация проекта по освоению туронских залежей на Южно-Русском месторождении является пилотной для «Газпрома» и для России.

Экология / ответственность

В экологической сфере ОАО «Севернефтегазпром» нацелено на максимально возможное предотвращение загрязнения окружающей среды, а также минимизацию последствий воздействия производственной деятельности на природу. Достижение этой цели обеспечивается, в первую очередь, поддержанием безупречного технического состояния производственного оборудования компании, а также за счет проведения природоохранных мероприятий.

ОАО «Севернефтегазпром» является социально-ответственной компанией и заботится о жителях территорий, прилегающих к Южно-Русскому месторождению. Компания реализует масштабные программы инвестиций в социальную инфраструктуру, выделяет средства на укрепление материально-технической базы муниципальных учреждений образования, культуры и молодежной политики.

Источник: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/deposits/yrm/

Южно — Русское месторождение

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение длиной более 85 км и шириной более 14 км расположено в Северо-Восточной части Западной Сибири в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в Восточной части Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области.

Месторождение является одним из крупнейших в России по объемам запасов. Начальные суммарные запасы Южно-Русского месторождения оценены более чем в 1 трлн м3 газа. По состоянию на 01.01.2017 г.

с учетом накопленной добычи по газу 216 млрд м3 запасы газа по категории А+В1 составляют 822 млрд м3, по категории В2 — 125,2 млрд м3, запасы нефти категории В1 составляют 10,9 млн т, по категории В2 — 34,5 млн т, запасы конденсата по категории В2 составляют 3 млн т.

70-е годы

17 ноября 1969 года

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

1979 год

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

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

1990 год

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

1993-1994 годы

Проведена оперативная оценка и подтверждена перспективность запасов газа и нефти.

00-е годы

2004 год

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

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

Январь 2006 года

Начались работы по обустройству Южно-Русского месторождения.

27 сентября 2007 года

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

25 октября 2007 года

Южно-Русское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.

18 декабря 2007 года

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

Декабрь 2007 года

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

Август 2009 года

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

Октябрь 2009 года

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

Октябрь 2009 года

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

2010 год

7 июня

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

Июль

Пробурена первая разведочная скважина в рамках освоения туронских залежей.

2011 год

Май

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

15 июня

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

Ноябрь

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

5 декабря

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

2012 год

7 апреля

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

17 мая

ОАО «Севернефтегазпром» добыл сотый миллиард кубометров газа на Южно-Русском месторождении.

14 июня

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

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

20 декабря

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

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

31 декабря

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

2014 год

февраль

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

октябрь

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

2015 ГОД

январь

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

сентябрь

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

ноябрь

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

декабрь

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

2016 год

май

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

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

Влияние газовой промышленности на экологию

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

Впервые газ стали использовать для освещения городов. Этот газ выделяли из угля и большого промышленного значения он не имел. В начале XIX века английский ученый сэр Гемфри Дэви определил химический состав рудничного газа, как смесь метана, азота и углекислого газа. Он установил его тождественность газу, выделяющемуся из болот.

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

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

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

Типичные виды влияния на природу

Газовая промышленность одна из отраслей топливной. Ее задачами является разведка месторождений, добыча, транспортировка, переработка и использование газа в промышленных и бытовых нуждах. На каждом этапе этой деятельности возникают проблемы, связанные с негативным влиянием на природную среду.

Есть типичные экологические проблемы газовой промышленности, присущие практически любой производственной деятельности человека. Это загрязнение атмосферного воздуха отработанными выхлопными газами и отравляющими веществами, вод неочищенными стоками и химическими веществами, почв отходами производства и бытовыми отходами.

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

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

Специфическое влияние на состоянии экологии

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

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

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

Происходит потепление климата Земли, со всеми вытекающими отсюда последствиями.

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

]

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

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

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

Состояние природной среды России

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

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

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

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

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

Потому все чаще возникают предложения о переходе промышленной добычи к разумному удовлетворению потребностей и тем самым сохранению природных запасов для будущих поколений. Щадящий режим природопользования даст возможность не только остановить разрушение биосферных комплексов, приостановить негативное влияние на природу и приступить к ее восстановлению.

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

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

Добыча природного газа

Природный газ относится к числу невосполнимых полезных ископаемых. Согласно одной из наиболее популярных теорий они образуются в ходе длительного процесса анаэробного разложения живых организмов в толщах почвы под действием высоких температуры и давления.

В составе добываемого сырья встречается метан, бутан, этан, пропан и другие соединения. Природный газ не имеет запаха и цвета. В России добыча и переработка этого ископаемого начались около 200 лет назад. В первое время газ считался побочным продуктом нефтедобычи (оба вида топлива обычно залегают рядом друг с другом).

Однако впоследствии добывать данные ископаемые начали отдельно.

Газовые месторождения

Российская Федерация имеет крупнейшие запасы газа в мире. Вторым по запасам этого ископаемого считаются США. Следом за ним идут некоторые страны с постсоветского пространства (Азербайджан, Узбекистан, Казахстан) и государства, расположенные на территории Персидского залива. Добыча природного газа ведется по всему миру.

Причем разработка залежей голубого топлива не ограничивается территорией суши. Его активно добывают с морского дна. В России месторождения газа в основном располагаются за Уральскими горами. Также они встречаются на Северном Кавказе и Черном море.

Самые большие запасы голубого топлива обнаружены в следующих месторождениях:

• Уренгойское. Оно находится в Ямало-Ненецком АО. По объему запасов природного газа это месторождение является вторым в мире.
• Находкинское. Это месторождение также относится к ЯНАО. К его разработке приступили в 2004 году. По оценкам, запасы газа в нем достигают 275 миллиардов куб.м.
• Ангаро — Ленское. Находится в Иркутской области. Разведывательные данные свидетельствуют, что в месторождении скопилось порядка 1,4 триллиона куб.м. газа.
•  Ковыктинское. Расположено неподалеку от Иркутска. Относится к числу наиболее сложных с точки зрения добычи месторождений, так как часть территории покрыта слоем вечной мерзлоты. По предварительным оценкам, здесь залегает около 2-х триллионов куб.м. газа и примерно 120 миллионов тонн жидкого конденсата.
• Штокманское. Еще одно месторождение, относящееся к категории крупнейших. Оно находится примерно 600 км от Мурманска и включает в себя порядка 3,8 триллиона куб.м. газа. Из-за большой глубины залегания ископаемых добыча на этом месторождении пока не ведется.

Все крупные и большинство мелких месторождений в РФ принадлежит Газпрому. Газовый монополист, добывающий и перерабатывающий более 74% всех российских запасов топлива, занимает 20-процентную долю мирового рынка. Газпром помимо основных своих задач проводит также газификацию страны.

Разведка газовых месторождений и методы добычи

Перед началом добычи проводится геологическая разведка территории, где, возможно, имеются залежи голубого топлива. Они позволяют определить примерные запасы газа и перспективность разработки месторождения. Разведка местности проводится одним из следующим методов:

• Гравитационная. В ходе которой специалисты оценивают силу тяжести горных пород. О наличие газа свидетельствуют области, обладающие более низкой плотностью.
• Магнитная. Она основывается на разной магнитной проницаемости пород.
• Сейсмическая. Такая геологическая разведка предполагает использование специальной аппаратуры, которая посылает сквозь земные слои волны различной длины и улавливает отраженное эхо.
• Геохимическая. Проводится изучение подземных вод на уровень концентрации в них определенных химических соединений.
• Бурение. Считается наиболее точным методом геологоразведки. Однако бурение является и самым дорогостоящим способом исследования месторождений.

Существует несколько достаточно эффективных методов добычи природного газа. К ним относятся:

• Одно из самых основных направлений это конечно же, бурение. Природный газ заполняет множество пустот в земных породах, соединяясь между собой каналами. При бурении скважины топлива под естественным давлением начинает подниматься вверх. Чтобы обеспечить равномерную добычу, саму скважину создают в виде «лесенки», а ее стенки укрепляются обсадными трубами.
• Гидроразрыв пласта. Такой метод также предполагает бурение скважин, в которые затем нагнетается большое количество водного или воздушного потока. Этот подход позволяет разрушить перегородки, образовавшиеся в горной породе, благодаря чему весь газ под давлением выходит наружу.
• Добыча под водой. Добыча газа под водой ведется со специальных платформ, бетонное основание которых упирается в дно. Именно в последние встраиваются колонны, посредством которых ведется бурение скважин, и резервуары для временного хранения топлива. Далее газ по трубопроводу отправляется на сушу, где его обрабатывают традиционным способом.

Добываемый газ содержит множество разнообразных примесей. Поэтому его оправляются на специальную станцию, которую обычно строят рядом с месторождением. Перерабатывать ископаемые необходимо, так как нужно удалить из них примеси и разные включения такие как песок и вода.

Впоследствии голубое топливо отправляется на хранение. Для этого его предварительно охлаждают до температуры в -160 градусов и заполняют им емкости из алюминиевых сплавов или стали. В основном газохранилища возводят под землей.

Для транспортировки газа конечным потребителям и экспортных поставок используются специальные магистральные трубопроводы, по которым газ поставляется на газораспределительные станции, где проводится снижение давления, но и добавление одоранта (этил меркаптан) вещество которое придает газу характерный запах и позволяет предотвратить незаметную утечку газа.

Сегодня добыча газа – это одна из важнейших отраслей промышленности России. Она формирует значительную часть бюджета страны.

Источник: https://NormaTeh.ru/gazosnabzhenie/dobycha-prirodnogo-gaza.html

Природный газ ( и газовая отрасль)

Природный газ представляет собой естественную смесь газообразных углеводородов, в составе которой преобладает метан (80-97%). Образуется в недрах земли при медленном без доступа воздуха) разложении органических веществ. 

Часто является попутным газом при добыче нефти. Природный газ (в условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (залежей) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. Природный газ существует также в виде естественных газогидратов в океанах и зонах вечной мерзлоты материков. 

Лидерами по запасам природного газа являются Россия, Иран и Катар. В сумме эти три страны контролируют более 50% мировых запасов этого энергетического и минерального сырья. Далее в рейтинге стран по запасам природного газа идут Саудовская Аравия, Туркменистан, Объединенные Арабские Эмираты, США, Венесуэла.

Россия располагает самыми богатыми в мире ресурсами природного газа. Потенциальные (прогнозные и перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн. куб. м, что составляет около 40% мировых.

Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24% или более 40 трлн.куб.м, примерно половина из них — прогнозные ресурсы, оценка которых наименее достоверна.

На европейскую часть приходится 11,6%, а на восточные районы — 84,4%, на шельф внутренних морей — 0,5%.

Около половины перспективных ресурсов располагается в Западной Сибири, более четверти — на шельфах Баренцева и Карского морей. Подавляющая часть прогнозных ресурсов газа сосредоточена в азиатской части России и в морях Арктики и Дальнего Востока.

Более двух третей разведанных запасов свободного природного газа страны сосредоточено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На европейскую часть страны приходится менее 10% разведанных запасов.

Почти 40% запасов российского газа сосредоточено в неосвоенных и/или труднодоступных районах.

Для России характерна высокая степень концентрации запасов природного газа — 71% разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях, еще 22% заключено в 86 крупных объектах.

Основная часть запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО — главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена примерно четверть российских разведанных запасов свободного газа.

Запасы сосредоточены в уникальных месторождениях левобережья реки Пур (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье) В расположенных восточнее, в междуречье рек Пур и Таз, вновь осваиваемых месторождениях Заполярном, Южно-Русском и ряде других содержится не более 30% разведанных запасов газа НПТР.

Наиболее известное месторождение нефти и газа на территории России — Уренгойское месторождение природного газа.  Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. 

Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи — нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО «Газпром».

Чуть более 20% запасов газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой.

В европейской части России основные запасы свободного газа представлены Оренбургским и Астраханским месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений.

Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент — гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов.

Перспективными районами газодобычи считаются шельфовые акватории Арктики и Охотского моря. В Баренцевом и Карском морях открыты газовые супергиганты — Ленинградское, Русановское, Штокмановское месторождения.

Добыча пригодного газа

По данным IEA, общий объём добычи газа в 2009 году составил 3,1 трлн куб.м. Примерно половина приходится уже не на ближневосточные страны, а на США и Канаду, а также Россию и другие страны СНГ, прежде всего – среднеазиатские.

Мировые лидеры добычи природного газа  (по годам)

Источник:http://old.rgo.ru/2011/03/dobycha-nefti-i-gaza/

Сборник Росстата «Россия в мире» 2015

В отличие от нефти, более 50% которой поступает на мировой рынок, менее 25% добываемого в мире газа экспортируется. Остальная часть потребляется внутри страны. Крупнейший в мире экспортёр продукта – Россия, на которую приходится 22% мирового экспорта при 19% добычи. Мы также почти 75% газа используем на внутреннем рынке.

Мировые лидеры экспорта природного газа, 2009 год

Источник: http://old.rgo.ru/2011/03/dobycha-nefti-i-gaza/

Газовая промышленность — самая молодая и быстро развивающаяся отрасль топливной промышленности. Она занимается добычей, транспортировкой, хранением и распределением природного газа. Добыча газа в 2 раза дешевле добычи нефти и в 10-15 раз дешевле добычи угля.

Для транспортировки газа в России создана Единая система газоснабжения, включающая разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов (143 тыс. км), компрессорных станций, подземных хранилищ и других установок. Действуют крупные системы газоснабжения: Центральная, Поволжская, Уральская, многониточная система Сибирь-Центр.

В газовой промышленности России РАО “Газпром” — самая крупная в мире газодобывающая структура, одна из важнейших естественных монополий страны, обеспечивающая 94% всей добычи российского газа.

Газоперерабатывающая промышленность занимается первичной переработкой попутного газа нефтяных месторождений и размещается в крупных центрах нефтедобычи — Сургут, Нижневартовск, Альметьевск, Ухта. Однако самыми мощными центрами газопереработки в России являются центры газоконденсатных месторождений — Оренбург и Астрахань.

Источник: http://xn—-ptblgjed.xn--p1ai/node/919

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

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

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

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

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

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

Как сообщалось ранее, это месторождение было определено в качестве основы ресурсной базы экспортного газопровода “Северный поток” – прежде всего благодаря запасам газа, которые оцениваются более чем в 1 триллион кубометров. ”Правда, до последнего времени только две трети этого объема относили к категории активных запасов – это сеноманские залежи, которые, собственно, и введены в разработку. Значительная доля запасов газа приурочена к туронским пластам, опыта разработки которых в нашей стране просто не было.

По ряду причин (низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта, проницаемость и газонасыщенность, отсутствие технологии добычи) турон оставался вне внимания бизнеса (институтов и специалистов-разработчиков). И поэтому, хотя туронские залежи и причислялись к промышленно значимым, они являлись таковыми лишь условно”, – говорится в журнале.

 Туронские пласты располагаются выше сеноманских, на глубине примерно 800-850 метров. Находящийся здесь газ по составу практически идентичен сеноманскому – метана в нем около 85-95% и нет тяжелых примесей.

Хотя эти пласты слабо изучены, известно, что они могут содержать залежи газа, сопоставимые по объему с очень крупными и даже гигантскими месторождениями сеномана.

Запасы туронского газа Южно-Русского месторождения оцениваются как минимум в 300 миллиардов кубометров, а, например, Харампурского (также расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, лицензия принадлежит дочернему предприятию “Роснефти” – ООО “РН-Пурнефтегаз”) – свыше 800 миллиардов кубометров.

 Сосредоточенные в туроне запасы оказались трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане. Так, сеноманский коллектор представляет собой спрессованный под большим давлением песчаник, что и определяет высокую газоотдачу пласта.

Туронский – тоже песчаник, но со значительными примесями плотных пород, глин, алевролитов, которые серьезно снижают коллекторские свойства пласта, затрудняют движение газа, поэтому притоки газа незначительны. И его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10-18 тысяч кубометров в сутки – а это ниже уровня рентабельности.

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

]

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

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

 По проекту разработки Южно-Русского месторождения предполагалось, что широкомасштабное освоение туронских залежей должно стартовать не ранее 2023-2025 годов. Однако задача снабжения сырьем газопровода “Северный поток” заставила значительно раньше искать решения по освоению и разработке туронских залежей месторождения.

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

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

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

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

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

 Лицензия ОАО “Севернефтегазпром” на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр действует до 2043 года. По проекту разработки туронские залежи предполагалось ввести в эксплуатацию после 2025 года. Но теперь эти сроки могут быть пересмотрены в сторону сокращения.

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

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

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

Замещение высвобождающихся объемов сеноманского газа туронским позволит дольше использовать действующие мощности Южно-Русского, которые рассчитаны на добычу и поставку в ЕСГ 25 миллиардов кубометров. Наличие и использование готовой инфраструктуры повысит рентабельность разработки туронских залежей.

 Первый заместитель генерального директора – главный инженер ОАО “Севернефтегазпром” Анатолий Сорокин отметил, что в ближайшее время предприятие сможет перевести предварительно оцененные запасы газа категории С2 (прогнозные) в С1 – разведанные и готовые к промышленному освоению.

Появление эффективной технологии их разработки позволяет это сделать и другим добычным предприятиям “Газпрома”. ”Учитывая, что туронскими пластами в России еще никто всерьез не занимался, мы можем ожидать весьма значительного прироста объема разведанных запасов газа не только на нашем месторождении, но и на других перспективных участках.

Наш опыт позволит вдохнуть вторую жизнь во многие месторождения ЯНАО”, – считает Сорокин. Интерес к туронским залежам проявляют “Газпром добыча Ноябрьск”, “Газпром добыча Ямбург” и “Роснефть”.

В этом нет ничего удивительного – только в Западной Сибири можно насчитать более двух десятков месторождений, в недрах которых выявлены туронские и сенонские залежи газа, суммарные запасы которых оцениваются как минимум в 3 триллиона кубометров (сенонские отложения аналогичны туронским, располагаются на глубине 720-770 метров). Причем после детального изучения в регионе сенон-туронских пластов цифра эта может увеличиться в разы. За пределами России следы туронского газа пока не обнаружены, хотя месторождения, схожие с Южно-Русским по строению и условиям разработки, существуют.

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