Штокманское месторождение

Газовые проекты России

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.

Запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата

Разработка Штокмановского месторождения разделена на три фазы. Ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит ежегодно добывать на месторождении 23,7 млрд куб. м газа, второй — 47,4 млрд куб. м. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность — 71,1 млрд куб. м газа в год. Объемы годовой добычи газа на месторождении будут соизмеримы с годовым потреблением газа в такой стране, как Германия.

Добыча будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических платформ судового типа (FPSO/FPU) с возможностью быстрого отсоединения и увода с траектории движения айсбергов. Добытый газ будет доставляться по подводным магистральным трубопроводам на берег в район п.Териберка, где будут расположены завод по производству СПГ (мощностью 7,5 млн тонн в год), портовый транспортно-технологический комплекс и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов». Сжиженный газ будет отгружаться в танкеры-газовозы и доставляться потребителям морским путем.

13 июля 2007 года «Газпром» и Total подписали Рамочное Соглашение по Основным Условиям сотрудничества при разработке первой фазы Штокмановского газоконденсатного месторождения. 25 октября 2007 года аналогичное Соглашение «Газпром» подписал со StatoilHydro (в настоящее время — Statoil).

21 февраля 2008 года «Газпром», Total и StatoilHydro подписали Соглашение акционеров о создании Компании специального назначения Shtokman Development AG («Штокман Девелопмент АГ») для реализации первой фазы проекта. В капитале компании «Газпрому» принадлежит 51%, Total — 25%, Statoil — 24%.

Лицензию на месторождение и все права на маркетинг продукции ОАО «Газпром» сохраняет за собой.

2. Уренго́йское газовое месторождение

Уренго́йское газовое месторождение — супергигантское газовое месторождение, третье в мире по величине газовых запасов, которые превышают десять триллионов кубических метров (10¹³ м³)газа. Находится в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта — посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой.

Месторождение открыто в июне 1966. Первая на Уренгое разведочная скважина была пробурена 6 июля 1966. Добыча на месторождении началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. С января 1984 газ с Уренгойского месторождения начинает экспортироваться в Западную Европу.

Освоение шло опережающими темпами. В первый год эксплуатации было добыто девять млрд м³ газа, на второй год — 23 млрд м³. К 1986 году месторождение досрочно вышло на проектную мощность.

На сегодняшний Эксплуатационный фонд скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее «Уренгойгазпром») — 100 % дочернее предприятие ОАО «Газпром». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд кубометров.

В декабре 2008 года ООО «Газпром добыча Уренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн м³.

В 2011 году ООО «ТюменНИИгипрогаз» разработало «Единую технологическую схему разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», что позволило определить стратегию разработки и учесть интересы всех трёх недропользователей.

Согласно этому документу четвёртый эксплуатационный ачимовский участок, принадлежащий ООО «Газпром добыча Уренгой», будет введён в 2015 году, пятый — в2016 году, третий — в 2017 году. К 2022 году предполагается вывести все пять участков на проектный уровень добычи нестабильного конденсата — 10,8 млн тонн в год. К 2024 году предусмотрен выход на проектную добычу газа — 36,8 млрд м³ в год.

Потенциальные годовые отборы газа по всем недропользователям могут достичь к 2020–2022 годам 60 млрд м³ и 18 млн т конденсата. В 2014–2015 годах должен состояться ввод нефтяных залежей. Прогнозируемые максимальные уровни добычи нефти — более 11 млн тонн в год.

3. Сахали́н -2

«Сахали́н-2» — нефтегазовый проект, реализуемый на острове Сахалин на условиях соглашения о разделе продукции

Оператор проекта «Сахалин-2» — компания Sakhalin Energy.

До апреля 2007 года её акционерами были: Shell (55 %) и Mitsui (25 %) с Mitsubishi (20 %).

В апреле 2007 года «Газпром» выкупил за $7,45 млрд.[1] контрольный пакет — 50 % плюс одну акцию, — таким образом, у Shell — 27,5 % — 1 акция, Mitsui — 12,5 %, Mitsubishi — 10 %[2][3].

Как говорится в сообщении «Газпрома», Sakhalin Energy останется компанией-оператором проекта, «Газпром» «будет играть ведущую роль как мажоритарный акционер», а Shell продолжит вносить «существенный вклад в оперативное управление и останется техническим консультантом»

Проект предусматривает разработку двух шельфовых месторождений:

· Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом);

· Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд м³ газа (по другим данным — 150 млн тонн нефти и 500 млрд кубометров газа).

В рамках проекта с 2008 года предполагается экспортировать 8 млн тонн нефти и 9,6 млн тонн сжиженного природного газа (СПГ) в год с первого в России завода СПГ. Весь газ «Сахалина-2» уже законтрактован покупателями, в основном в Японии.

Дата добавления: 2015-07-14