Добыча самого дешевого газа в стране на комсомольском гкнм

Наше газовое богатство

У России большие перспективы в газовой промышленности. По самым скромным оценкам, запасов «голубого топлива» хватит более чем на 60 лет, что позволит обеспечить потребности всего мира. Несмотря на санкции, прибыль, получаемая от добычи и экспорта, позволяет развивать не только саму отрасль, но и инвестировать в другие.

Доказанные запасы газа в России, по данным BP Statistical Review of World Energy June 2019, составляют 38,94 трлн кубометров. Таким образом, по этому показателю наша страна занимает первую позицию в мире. На втором месте — Иран с запасами в 31,93 трлн куб. м газа. Замыкает тройку лидеров Катар с показателями 24,7 трлн кубометров.

Основной показатель

В 2018 году суммарная добыча газа (как природного, так и попутного нефтяного) в России увеличилась на 5,0% (+34,3 млрд куб. м к 2017 году) и, по данным «ЦДУ ТЭК», достигла нового рекордного уровня за весь период существования российской отрасли — 725,4 млрд кубометров.

По объемам производства «голубого топлива», согласно данным BP Statistical Review of World Energy June 2019, Россия занимает второе место в мире с показателем 669,48 млрд кубометров. Первая позиция в этом рейтинге принадлежит США — 831,77 млрд куб. м, третья Ирану — 239,48 млрд куб. м газа.

На долю природного газа в общей газодобыче по итогам 2018 года, согласно данным «ЦДУ ТЭК», пришлось — 584,6 млрд куб. м, или 80%, то есть основной объем. Попутного нефтяного газа за тот же период добыто — 89,5 млрд куб. м, что составляет 13%. Оставшуюся часть составил газ газоконденсатных месторождений — 51,3 млрд куб. м, или 7%.

Лидером по добыче газа в России является «Газпром», который также выполняет функции оператора газопроводной системы. Производство компании, по данным «ЦДУ ТЭК», снижалось с 2012 года по 2016 год, с 478,6 млрд куб. м до 405,5 млрд куб. м соответственно. В 2018 году добыча значительно возросла, достигнув отметки 479,8 млрд куб. м, таким образом, превысив показатель 2012 года. На рост повлияло несколько факторов, среди которых разработка новых месторождений.

Бованенковское месторождение — и целого века мало

После того как в 2018 году «Газпром» ввел в эксплуатацию третий газовый промысел на Бованенковском месторождении, общая добыча крупнейшего актива достигла проектного уровня в 115 млрд куб. м в год, что составляет 16% всего производства газа в России. Для сравнения, в 2017 году на Бованенково добыто 82,8 млрд куб. м газа.

Запуск второй фазы в планах компании намечен на середину 20‑х годов, что позволит обеспечить уровень производства до 145 млрд куб. м газа. В перспективе топливо предназначается для поставок по строящемуся газопроводу «Северный поток-2». «Газпром» планирует разрабатывать Бованенковское месторождение более века, до 2128 года.

Одновременно с третьим газовым промыслом в конце прошлого года был запущен в эксплуатацию газопровод «Ухта — Торжок — 2» протяженностью 970 км и проектной мощностью 45 млрд куб. м газа в год.

Бованенковское месторождение является крупнейшим месторождением на Ямале. Согласно оценкам «Газпрома», разведанные запасы газа на полуострове составляют более 16,7 трлн кубометров. К 2030 году здесь планируется добывать 360 млрд кубометров.

Вывод Бованенково на полную мощность, с последующим освоением Харасавэйского газоконденсатного месторождения, а в дальнейшем и других ямальских объектов, вместе с расширением Северного газотранспортного коридора — стратегия по созданию в Арктике центра газодобычи в стране.

Сегодня основным регионом производства газа в России является Западная Сибирь, на долю которой приходится 90% получаемого «голубого топлива». Лидеры — Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 4/5 добычи, Астраханская и Иркутская области, Красноярский край, а также шельф Баренцевого и Карского морей.

Харасавэйское месторождение — смежный проект

Освоение Харасавэйского месторождения с запасами в 2 трлн куб. м газа в Арктике станет одним из крупнейших газодобывающих проектов в мире. Харасавэй находится рядом с уже разрабатываемым госмонополией Бованенковским месторождением, что значительно облегчает задачу создания инфраструктуры.

Полномасштабная разработка Харасавэя и создание системы транспортировки газа начались с 2019 года. «Газпром» заключил контракты на обустройство объекта с подрядчиком — «Газстройпромом» почти на 10 млрд рублей. Ожидается, что промышленная добыча газа здесь начнется в 2023 году. Скважины для разработки морской части будут буриться с берега.

Харасавэйское месторождение расположено преимущественно на суше полуострова Ямал и частично в акватории Карского моря. Первоочередным объектом освоения станут сеноман-аптские залежи с проектным уровнем производства в 32 млрд куб. м газа в год, в дальнейшем предполагается разработка более глубоких неоком-юрских залежей.

Крупнейшие месторождения газа на территории России

На территории России расположены крупнейшие месторождения, одно из которых относится к гигантским и занимает третье место в мире, это Уренгойское с запасами 16 трлн кубометров.

Ямбургское имеет 8,2 трлн куб. м газа, который добывается в условиях вечной мерзлоты на глубине 40–50 метров. Запасы Бованенковского месторождения оцениваются в 4,9 трлн куб. м, откуда газ поставляется на экспорт, в основном в Китай.

Штокмановское месторождение считается одним из самых богатых по запасам газа и газового конденсата. Объёмы, сосредоточенные в Баренцевом море на глубине 300–400 м, исчисляются в 3,94 трлн куб. м и 56 млн т соответственно.

Ленинградское газоконденсатное месторождение в юго-западной части Карского моря имеет 3 трлн куб. м газа и 3 млн т конденсата. В том же Карском море на континентальном шельфе Северо-Западной платформы на глубинах 1,5–2 км находится Русановское месторождение с запасами 779 млрд т газа и 7,8 млн т конденсата.

Также нужно отметить Заполярное газоконденсатное месторождение — 2,6 трлн кубометров. Медвежье — начальные запасы которого составляют 4,7 трлн куб. м газа. Запасы Астраханского месторождения оцениваются в 2,5 трлн куб. м газа и 400 млн т конденсата.

«Сахалин-3» — перспективный проект по освоению и разработке нескольких крупных газовых месторождений в Тихом океане — Киринского, Южно-Киринскоого и Мынгинского, начальные запасы которых оцениваются в 162,5 млрд куб. м газа.

В условиях вечной мерзлоты

Среди главных проблем разработки арктического актива «Газпром» выделяет сложности, связанные с проведением работ в условиях вечной мерзлоты, а также высокую засоленность грунта. Для предупреждения таяния льда при добыче газа в сложных условиях предусмотрено использование теплоизолированных насосно-компрессорных и обсадных труб в конструкции скважин.

Читать еще:  Каким в действительности является экологическое состояние подольска?

При строительстве промышленных объектов будут использованы парожидкостные охлаждающие установки, а при добыче газа предусмотрено применение теплоизолированных насосно-компрессорных и обсадных труб в конструкции скважин.

В период строительства на Харасавэйское месторождение будет завезено более 1,5 млн т оборудования и материалов. В летний период доставку обеспечит морской и речной транспорт, а в зимний для этого предполагается использовать железную дорогу «Обская — Бованенково» и автодорогу от станции Карская до производственного объекта.

Для транспортировки добытого на Харасавэйском месторождении газа будет построен газопровод протяженностью 106 км до Бованенковского месторождения. Затем топливо будет поступать в Единую систему газоснабжения России. В июне 2020 года компания намерена начать бурение эксплуатационных скважин.

Сенонский горизонт

«Газпром добыча Надым» планирует в 2022 году начать опытно-промышленную эксплуатацию сенонской залежи месторождения Медвежье. Старейшее в ЯНАО месторождение «Газпрома» будет работать как минимум до 2100 года.

В настоящее время здесь ведётся строительство поисково-разведочных скважин. В 2021 году на Ныдинском участке будут построены газоконденсатные скважины с горизонтальными окончаниями. В 2027 году предусматривается ввод в разработку нижнемеловых отложений, приуроченных к южному куполу поднятия.

Газ на Медвежьем месторождении добывается на протяжении 47 лет, но его запасы всё ещё огромны. Запасы сенонской залежи составляют 1,5 трлн куб. м газа. Сенонский горизонт расположен выше сеноманского — основного продуктивного горизонта газовых месторождений и более трудноразрабатываемый. В России сенонские залежи пока не осваивались.

Лаявожское и Ванейвисское месторождения — высокий потенциал

«Газпром геологоразведка» планирует проведение сейсморазведочных работ на Ванейвисском и Лаявожском лицензионных участках, которые расположены в северо-западной части Большеземельской тундры в Ненецком автономном округе. Бюджет на проведение полевой сейсморазведки составляет более миллиарда рублей.

Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение имеет запасы по категориям С1+С2 в 9,8 млн т нефти и 140,1 млрд куб. м газа, Ванейвисское НГКМ — в 6,5 млн т нефти и 85,2 млрд куб. м газа. «Газпром» оценивает годовую полку добычи на месторождениях на уровне до 10 млрд куб м. газа в год. Предполагается, что потенциал этих месторождений гораздо выше существующей оценки.

Лаявожское и Ванейвисское месторождения нужны компании для дальнейшего развития минерально-сырьевой базы и наращивания добычи углеводородов в северо-западном регионе. Партнером «Газпрома» по разработке месторождений может стать «ЛУКОЙЛ», с которым планируется создание совместного предприятия (СП). Согласно расчётам экспертов, инвестиции частной компании в СП составят $3 миллиарда.

Обустройство и ввод месторождения в первую стадию разработки должны быть осуществлены недропользователем в течение 11 лет со дня государственной регистрации лицензии, которая была получена в середине 2016 года.

Спрос на газ будет расти, но не везде

Природный газ, в отличие от альтернативной генерации, может обеспечить стабильное производство электроэнергии, считают в «Роснефти». «Голубое топливо» является перспективным для большегрузного автомобильного транспорта и морских судов, в этой связи эксперты компании прогнозируют увеличение спроса на газ со стороны транспортного сектора в пять раз к 2040 году. Спрос будет расти самыми быстрыми темпами среди ископаемых топлив на уровне 2% в год, что приведет к повышению доли в энергобалансе с 22% до 25%.

Однако, несмотря на большие запаса, имеющиеся в нашей стране, на увеличение в перспективе объёмов добычи, а также на перевод транспорта на газомоторное топливо, в отдельных российских регионах не предусматривается создание газотранспортной инфраструктуры. Другими словами, территорию страны не планируется газифицировать полностью на 100%. В министерстве энергетики РФ объясняют это неэффективностью с экономической точки зрения. В ведомстве считают, что вместо трубопроводного газа там целесообразнее использовать сжиженный газ или уголь.

Частичная или полная перепечатка материалов возможна только с письменного разрешения
ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
Все права защищены и охраняются законом. © 2002-2019 ФГБУ «РЭА» Минэнерго
(ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России) +7 (495) 950-86-09

Комсомольское — крупнейшее газовое месторождение России

Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение относится к пяти крупнейшим газовым месторождениям России, отличительной характеристикой которого является добыча самого дешёвого газа в стране.

Месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого АО, в северной части Западно-Сибирской низменности. Расположено на 45 километров южнее посёлка Тарко-Сале и на 40 километров восточнее посёлка Пурпе. Месторождение относится к Надым-Пуровской нефтегазоносной области.

Основные характеристики месторождения

Комсомольское ГКНМ характеризуется наличием двух куполов. Перспективный Восточный купол протяжённостью от 15 до 20 тыс. метров дополнен Западным куполом, занимающим от 10 до 15 тыс. метров. Показатели нефтегазоносности напрямую зависят от:

  • наличия верхнемеловых отложений, которые относятся к природе сеноманских коллекторов;
  • содержания газа, свободного характера;
  • нижнемеловых отложений, представленных валанжинальбскими нефтеносными и газоносными коллекторами.

Основные нижнемеловые отложения — планируемые к разработке объекты в рамках эксплуатационного проекта.

К основным особенностям Комсомольского ГКНМ относятся непростая структура геологического строения и внушительное количество газонефтяных залежей с относительно ограниченным объёмом запасов. Нефтяной разрез характеризуется наличием 52 продуктивных пластовых отложений, десять из которых относятся к газоносному типу, а остальные пласты характеризуются присутствием газа, нефти и конденсата.

Нефтегазоносность имеет этажность в 1,5 км с наличием малопарафинистых, смолистых, высокосмолистых, в основном маловязких, нефтей.

Сроки начала разработки и запасы

Комсомольское газовое месторождение открыто в 1966 году. Месторождение приурочено к распределённому фонду недр и группе локальных поднятий на территории Нурминско-Александровского нефтегазоносного пояса. Начало первой очереди промышленной эксплуатации — Восточного купола — состоялось в январе 1993 года. В апреле 1996 года произведён ввод в промышленную эксплуатацию Западного купола, а в декабре 1999 года начато использование Северного купола. В марте 2007 года пущен первый газ с территории Центрального купола промысла Комсомольского. Западный и Северный купола отличаются наличием предварительной подготовки газа.

Отражённый горизонт «Б» оконтурен изогипсой на уровне 2 875 метров. Вскрытие фундамента представлено пятью скважинами с глубиной от 3 510 до 3 640 метров. Основными составляющими являются глинистые сланцы и известняки. Угловое несогласие и размывы сопровождают залегающие отложения нижней юры от тюменской свиты.

Территория месторождения характеризуется наличием семи газовых и одной газоконденсатной залежи. Кроме того, выявлено 22 газоконденсатонефтяных и 44 нефтяных залежей, относящихся к пластово-сводовым, массивным и литологическим экранированным типам. Коллектор представлен песчаниками с прослоями из глин и известняков. Комсомольское месторождение приписано к классу крупных.

Произведена предполагаемая оценка базовых объектов и всей площади месторождения на предмет количественного состава нефтяных и газовых ресурсов. Предварительная величина минимальных запасов — порядка 85 %, а максимальных — около 5 %, что является отражением вероятностного уровня резерва на основе оценки ГКЗ.

Читать еще:  Функции и роль счетчиков на воду в частном доме

ТЭО оценивает наиболее вероятную величину всех запасов, и в соответствии с этими данными 96 % геологических резервов нефти месторождения расположены в тринадцати базовых и восьми дополнительных объектах эксплуатационного назначения.

Особенности добычи

На сегодня активно разрабатываются четыре горизонта. На территории месторождения пробурено 195 скважин. Из них 139 скважин добывающего направления, 55 нагнетательных скважин и одна скважина водозаборная. За весь период эксплуатации суммарный объём добычи составил 2 912 тыс. тонн нефти. Усреднённый показатель суточного дебита нефтеносных скважин равен 7,8 т.

Метод рекомендуемой ТЭО эксплуатации имеет следующие особенности:

  • соединение нескольких пластов в единый эксплуатационный объект;
  • реализация процедур истощения и поддержания стабильного пластового давления в условиях одних объектов при помощи заводнения на других;
  • бурение скважин, относящихся к вертикальному и горизонтальному типам;
  • использование метода возвратных скважин в условиях эксплуатации второстепенных объектов добычи.

Компании, разрабатывающие месторождение

Комсомольский газовый промысел относится к самым крупным в ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Компанией оказываются операторские услуги в сфере добычи и подготовки газа, добываемого на Муравленковском нефтегазовом месторождении, где большое количество оборудования применяется впервые.

Технологические процессы управляются дистанционным способом, с минимальным участием обслуживающего персонала.

Все процессы характеризуются полной автоматизацией, а процесс контроля осуществляется посредством главного управляющего щита с УКПГ Комсомольского промысла.

Перспективы месторождения

Предполагаемый способ эксплуатации скважин — газлифтный, а для горизонтов БП-1.1 и БП-2.2 — фонтанный. Подобный метод имеет очень ограниченную практику из-за отсутствия необходимого оборудования, инновационных технологий и недостатка специально подготовленных в данной сфере узкопрофильных специалистов. Запланирована наклонно-направленная и горизонтальная эксплуатации объектов: из 167 новых скважин намечена к горизонтальному бурению 51 скважина. Все пробуренные скважины поделятся на 26 нагнетательных и 25 добывающих. Длина горизонтального участка составит один километр.

К наиболее перспективным технологиям, предложенным в ТЭО, относятся:

  • использование компактных установок для устья эксплуатируемых скважин, в основе которых на смену быстро стыкующимся сегментированным зажимам пришли фланцевые соединения;
  • внедрение собственной технологии с целью проведения пластового гидроразрыва и последующего образования характерных коротких и широких трещин;
  • применение собственных химических реагентов для ингибирования и гидратообразования, которые отличаются большей экономичностью, чем используемые сейчас гликоль и метанол;
  • компьютеризация процессов, в основе которых лежит контроль и управление газлифтом, а также анализ функционирования газлифтных скважин.

Если у вас есть старые вещи, вероятно вам необходимо их сдать. Узнать как это сделать правильно вы можете прочитав статью.

Старые автомобили необходимо перерабатывать. Как это происходит можно узнать по https://greenologia.ru/utilizaciya-texniki/avto/gde-utilizirovat-mashinu.html ссылке.

Влияние на экологию региона

Результатом освоения и эксплуатации этого крупного месторождения стало появление многочисленных изменений: очень большая часть территории лишена любой растительности практически полностью; неоправданно большие участки используются под лесосеки и карьеры, с характерными процессами ветровой эрозии и образованием песчаных дюн.

Лесистая территория отличается наличием обширной сети дорог и проложенным центральным коридором трубопроводов, с параллельно проходящими основной ЛЭП и дорогой Сургут–Уренгой.

Часть участков (с размещёнными скважинами) в значительной степени загрязнены буровым шламом, нефтью и растворами.

В результате эксплуатации ГКНМ оказано весьма существенное негативное воздействие на экологическую обстановку. Процессы разработки этого месторождения проводились до последнего времени без учёта технологий природоохранного направления, что способствовало:

  • значительному завышению отвода и многочисленным техногенным макронарушениям земель, расположенных под эксплуатируемыми объектами промысла;
  • рекультивационным нарушениям земельных участков, а также обширному распространению эрозивных процессов и общей деградации земельных площадей;
  • широкомасштабному почвенному загрязнению, а также деструктивным явлениям в поверхностных и грунтовых водах, что стало результатом амбарного типа бурения и применения очень токсичных буровых растворов;
  • уничтожению и деградации флоры, сокращению природного видового многообразия различных растительных сообществ;
    нарушению местообитания и сокращению популяции животного мира.

Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение

Комсомольское НГКМ — одно из пяти крупнейших в России — было открыто в 1966 году, но из-за непростого геологического строения и большого разнообразия продуктивных пластовых отложений его разработку отложили до появления более эффективных и безопасных технологий добычи.

В 1987 году протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения», подготовленный институтом ТюменНИИгипрогаз.

Проект предусматривал перераспределение уровней годовой добычи газа между основными куполами месторождения — Восточным (протяженностью от 15 до 20 тыс. метров) и Западным (протяженностью от 10 до 15 тыс. метров). Применение новых технических решений позволило освоить Комсомольское месторождение всего за 6 лет. Запуск первой очереди промышленной эксплуатации — Восточного купола — состоялся в январе 1993 года, Западный купол был введен в промышленную эксплуатацию в 1996 году. Для сокращения затрат на строительство вместо трех УКПГ тюменские проектировщики предложили построить одну очень мощную. Эта идея потребовала дополнительных сложных расчетов, и в результате в 1999 году на Комсомольском месторождении была запущена первая в мире одноцеховая установка комплексной подготовки газа производительностью 32 млрд куб. м в год.

Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение

В 2004 году ТюменНИИгипрогаз разработал «Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения», а в 2007 году была утверждена «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения». В марте 2007 года пошел первый газ с Центрального купола промысла Комсомольского.

В 2009 году специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» были проведены работы по созданию «Уточненного проекта разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения на период падающей добычи». Через три года в рамках авторского надзора технологические показатели Комсомольского были уточнены, институт подготовил рекомендации по оптимизации системы разработки залежей и технических режимов работы скважин. В ходе подготовки проекта реконструкции Комсомольского был разработан регламент по оборудованию скважин системой концентрических лифтовых колонн без глушения с использованием длинномерной сталеполимерной трубы, а также перспективные программы геолого-технических мероприятий на 2013–2015 годы. Объекты реконструкции Западного и Северного куполов Комсомольского НГКМ были введены в эксплуатацию в 2013 году.

Сегодня Комсомольский газовый промысел оказывает операторские услуги по добыче и подготовке газа с Муравленковского нефтегазового месторождения. Непосредственно на Комсомольском месторождении эксплуатируются 52 куста газовых скважин, в которых расположено 166 добывающих скважин. На Западном и Северном куполах проводится предварительная подготовка газа. Здесь добывается самый дешевый газ в стране: технологические процессы максимально автоматизированы, управление осуществляется дистанционно, контроль ведется с главного щита управления УКПГ Комсомольского промысла.

ТОП 10 стран по добыче газа

Природный газ, являющийся самым чистым видом органического топлива. Он широко применяется в качестве горючего в жилых домах для отопления, подогрева воды и приготовления пищи, а также как топливо для машин, котельных и ТЭЦ. Среди самых успешных стран мира по его добыче фигурирует давние соперники — Россия и США, которые периодически меняются местами в лидерстве за первое место. Итак, представляю топ 10 стран по добыче газа:

Читать еще:  Качественное обустройство скважины на воду своими руками

1 место — США (751 млрд куб.м/год). На территории страны расположены 38 нефтегазоносных бассейнов и ещё 14 считаются перспективными. Большие запасы газа добывается и на североамериканском континентальном шельфе (в той его части, которая находится под американской юрисдикцией). Самыми внушительными по объему месторождениями считаются Хейнсвиль, Маркеллус и Поинт-Томсон на Аляске. Главными газодобывающими предприятиями в США являются Exxon Mobil и ВP.

2 место – Россия. Объем производства «голубого» топлива вышел у нас на уровень в 725,17 миллиарда «кубов», что почти на 5% выше чем в 2017 году. Гигантские месторождения расположены в трех нефтегазоносных бассейнах страны, а именно: Западно-Сибирском, Волго-Уральском и Тимано-Печорском. Среди передовиков производства можно выделить следующие компании: «Газпром» — 547,82 миллиарда «кубов», «НОВАТЭК» — 49,91 млрд куб. м, «Роснефть» — 45,3 млрд куб. м, «ЛУКОЙЛ» — 21,05 млрд куб. м, «Газпром нефть» — 17,75 млрд куб. м, «Сургутнефтегаз» — 9,67 млрд куб. м, «РуссНефть» — 2,51 млрд куб. м, «Татнефть» — 963,32 млн куб. м, «Славнефть» — 935,92 млн куб. м, «Башнефть» — 650,93 млн куб. м.
3 место – Иран (227 млрд куб.м/год). На прибрежном шельфе в Персидском заливе находится огромное месторождение газа Южный Парс, а всего эта страна обладает почти 17% мировых запасов газа. Есть в Иране и другие месторождения углеводородов: газоконденсатное Кенган, нефтегазовое Сардар-Милли, газовые Фороз, Хангиран и Хайям, кроме того, Предзагросский нефтегазоносный район.

место — Катар (183 млрд куб.м/год). Доказанные запасы природного газа, контролируемые этим крошечным государством, составляют 24,5 триллиона кубометров или 12,2% мировых запасов газа. Добычей газа в стране занимается государственная компания «Катар Петролеум».

5 место — Канада (174 млрд куб.м/год). Самый большой газоносный бассейн в стране находится на территорию провинции Альберта, где разрабатываются месторождения: Пембина Форкс, Рейнбоу Лейк, Медисин-Хат. В провинции Нунавут добыча газа ведётся на месторождении Кристофер-Бей, а в Британской Колумбии – на месторождении Тейлор.

6 место — Китай (137 млрд куб.м/год). Кудаж мы без Китая :). К самым известным месторождениям газа относятся: газовое месторождение Кламели, газоконденсатные шельфовые Люхуа и Ячэн, и газовые Чанбэй, Сулиге и Шиюгоу-Дунси.

7 место — Норвегия (120 млрд куб.м/год). Крупнейшие запасы газа разведаны в месторождениях Фригг (225 млрд кубометров), Озеберг (60 млрд кубометров) и Тролль (1287 млрд кубометров).

8 место — Саудовская Аравия (111 млрд куб.м/год). Все запасы голубого топлива в Саудовской Аравии оцениваются в 8,5 триллиона кубометров, то есть, 4,2% мировых запасов. За добычу и процветание всей страны в целом отвечает госкорпорация Saudi Aramco.

9 место — Алжир (93 млрд куб.м/год). Всего доказанных запасов газа на территории этой страны составляют 4,5 триллиона кубометров или 2,2% от мировых запасов. Основное разрабатываемое газовое месторождение Хасси – Р’Мель. Всю добычу газа контролирует госкорпорация «Сонатрак».

10 место — Туркмения (82 млрд куб.м/год). Всего в стране разведано 7,5 триллиона кубометров газа (3,7% мировых запасов). Главным является месторождение Галкыныш, следом идёт Южный Иолотань.

Ваш Промблогер №1 Игорь (ZAVODFOTO)! Подписывайтесь на мой канал, я Вам ещё много чего интересного покажу: https://zen.yandex.ru/zavodfoto

Р. S. Уважаемые собственники и акционеры, представители пресс-служб компаний, отделы маркетинга и другие заинтересованные лица, если на Вашем предприятие есть, что показать — «Как это делается и почему именно так!», смело приглашайте в гости. Для этого пишите мне сюда: akciirosta@yandex.ru Берите пример с лидеров!

На данный момент я уже лично посетил более 400 предприятий, а вот и ссылки на все мои промрепортажи:

Комсомольского газовый промысел взял новый производственный рубеж — добыт 600-миллиардный кубометр газа

Накопленная добыча газа на Комсомольском газовом промысле (КГП) Газпром добычи Ноябрьск достигла 600 млрд м3.

Ноябрьск, ЯНАО, 17 окт — ИА Neftegaz.RU.​ Накопленная добыча газа на Комсомольском газовом промысле (КГП) Газпром добычи Ноябрьск достигла 600 млрд м 3 .

Юбилейный 600-миллиардный кубометр газа на КГП был добыт 16 октября 2018 г. в 8:52 по местному времени.

В честь достижения нового производственного рубежа на главном щите управления КГП состоялась Почетная вахта.

Ее несли ветераны подразделения — сменный инженер А. Евсеев и оператор пульта управления О. Самборская, а также молодые специалисты — операторы по добыче нефти и газа И. Еременко, Ю. Сырбул, А. Крюков и Д. Елисов.

С достижением важного производственного рубежа сотрудников поздравил гендиректор Газпром добычи Ноябрьск И. Крутиков, отметивший заслуги всего коллектива предприятия.

И. Крутиков пожелал работникам подразделения безаварийной работы, здоровья и благополучия.

Примечательно, что значимое событие произошло в год 25-летия Комсомольского газового промысла.

КГП — самый крупный в Газпром добыча Ноябрьск.

Комсомольское газовое месторождение входит в пятерку крупнейших газовых месторождений России.

Кроме того, здесь добывается самый дешевый газ в стране.

Пуск в промышленную эксплуатацию 1 й очереди Комсомольского газового промысла — Восточного купола — состоялся 13 января 1993 г.

25 апреля 1996 г. был введен в промышленную эксплуатацию Западный купол, 8 декабря 1999 г. — Северный купол и 3 марта 2007 г. пошел первый газ с Центрального купола КГП.

Эксплуатация Комсомольского газового месторождения производится на 52 кустах газовых скважин, в которых расположено 166 добывающих скважин.

На Западном и Северном куполах предусмотрена предварительная подготовка газа.

КГП оказывает операторские услуги по добыче и подготовке газа с Муравленковского нефтегазового месторождения (НГКМ).

Управление технологическими процессами осуществляется дистанционно, практически без участия персонала, на расстоянии более 80 км.

Все процессы автоматизированы, контроль ведется с главного щита управления УКПГ Комсомольского промысла.

Всего Газпром добыча Ноябрьск осуществляет разработку 7 месторождений, в т.ч. 4 газовых, 2 газоконденсатных и 1 нефтегазоконденсатного.

В составе предприятия — 3 газовых промысла и 3 газопромысловых управления.

Производственные объекты компании расположены в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), Камчатском крае и республике Саха (Якутия).

Газпром добыча Ноябрьск назначено заказчиком работ и эксплуатирующей организацией по Чаяндинскому месторождению в Якутии.

На правах оператора компания оказывает услуги по добыче и подготовке газа независимым недропользователям на Губкинском, Муравленковском, Новогоднем, Вынгапуровском, Тарасовском, Северо-Губкинском, Вьюжном, Метельном и Еты-Пуровском месторождениях в ЯНАО.

Ссылка на основную публикацию
×
×
Adblock
detector