Уренгойское месторождение газа – состоявшаяся газовая евроинтеграция россии

Уренгойское месторождение природного газа

Энергетика мира во второй половине прошлого столетия обрела новое дыхание. Кроме электричества, покорившего промышленные страны в начале века, и нефти, получившей стратегическое значение на его переломе, в обиходе промышленников и горожан укоренилось новое слово – газ.

Первым крупным газовым месторождением всесоюзного значения стало Шебелинское. Новый ресурс придал существенное ускорение развитию химической и металлургической промышленности. Однако газ на европейской территории страны неожиданно быстро иссяк, и разведка его новых источников стала основным приоритетом геологии. Десять лет интенсивных поисковых работ увенчались заслуженным результатом. В конце 60-х был открыт новый газонефтеносный район.

Север Западной Сибири

По обе стороны от Полярного круга на восточном берегу Обской губы находится одно из крупнейших мировых газоносных месторождений, принесшее всемирную известность поселку Уренгой. В процессе освоения труднодоступный еще недавно север Тюменской области обрел несколько современных городов, соединенных железной дорогой от Ноябрьска до самого Ямбурга. Подземная полость 30-километровой ширины, протянувшаяся вдоль меридиана более чем на 230 км, до отметки минус 1250 м заполнена высококачественным метаном.

Глубина бассейна достигает 3,6 км.

Основные характеристики

Месторождение содержит четыре различных по структуре слоя газоносных пластов. Основной и самый ценный – это сеноманский. На этом уровне содержится наиболее дешевый, очищенный изомер – метан, который образовался около 100 млн лет назад. Площадь перспективной добычи этого топлива составляет более 6 тысяч квадратных километров.

Среди действующих проектов и разработка ачимовского яруса, который находится значительно ниже. Несмотря на то что откачка такого газа требует больших усилий, современные технологии позволяют вести разработку Уренгойского месторождения и на этом уровне – почти 4 тысячи метров.

Площадь запасов газовых пластов оценивается более чем в 9 тысяч квадратных километров.

На момент начала эксплуатации запасы метана составляли 16 триллионов кубических метров. Сегодняшние данные об остатках свидетельствуют о наличии еще 9 трлн кубов. Эти величины определялись без учета возможной добычи с ачимовских пластов, где эксплуатационные запасы составляют примерно такую же величину. Всего, по данным отраслевых экспертов, из месторождения выбрано порядка 6% имеющегося газа. Объем годовой добычи непрерывно растет. Сегодня он превышает 3,5 млрд кубических метров.

Географически в район залегания состоит из четырех площадок:

  • непосредственно Уренгойской;
  • Северо-Уренгойской;
  • Ен-Яхинской;
  • Песцовой.

На данный момент освоены первые три площади, на которых располагается более 1300 скважин. От их эксплуатации в 2014 году получили 4,8 млрд кубических метров основной продукции и 1300 тыс. тонн сопутствующего конденсата.

Сроки строительства и ввода в эксплуатацию

Первые подтвержденные сведения о мощных залежах газа были получены в 1966 году. В результате пробного бурения из-под толщи породы был освобожден газовый поток с суточной мощностью 6,5 млн кубометров.

К 1970 году Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при Совмине СССР утвердила объем промышленных запасов месторождения в размере 3,9 трлн кубометров газа. Спустя 9 лет их оценочный лимит увеличили до 6,2 трлн кубов.

К 1976 году был завершен проект освоения Уренгойского газоконденсатного месторождения. В 1977 году родилось предприятие союзного значения – ПО «Уренгойгаздобыча», которое к началу апреля 1978 года поставило народному хозяйству первый газ. К 1985 году объединение вышло на проектный уровень добычи – 250 млрд кубометров ежегодно.

В 2009 года ООО «Газпром добыча Уренгой» приступило к разработке ачимовских слоев. Их особенность – наличие газового конденсата и попутного нефтяного газа. Для его отбора были введены в действие компрессорные станции. С 2011 года начала действовать дожимная станция, позволившая конденсировать до 95% побочного продукта.

С осени прошлого года на предприятии ввели в строй еще два сооружения ДКС. Таким образом, ее мощность была доведена до 40 МВт, что повысило добывающий потенциал предприятия.

В сентябре 2014 года на Западном куполе месторождения введена в эксплуатацию вторая очередь дожимной компрессорной станции в составе двух агрегатов по 10 МВт, общая мощность компрессорной станции выросла до 40 МВт. Станция необходима для поддержания добычных мощностей месторождения.

Принцип работы

Для эксплуатации месторождения бурятся 2–7 кустовых скважин, от которых с помощью сборных шлейфов (технологических трубопроводов) осуществляется отбор топлива. Газ направляется к сборным коллекторам, а оттуда – к установкам предварительной подготовки газа (УППГ). После сушки, сепарации и доочистки продукт подается в установки комплексной подготовки газа (УКПГ). По пути полуфабрикат два раза проходит через обжимную коллекторную станцию, обеспечивающую физические параметры – давление, температуру. На выходе получают товар, готовый к реализации.

Протяженность общей технологической внутренней транспортной системы месторождения составляет более тысячи километров.

От месторождения газ через распределительные станции по трубопроводам транспортируется к потребителю.

Технологическое оборудование, используемое в процессе работы, обеспечивает не только производственные задачи – объем добычи, но и экологические, санитарные, эргономические.

Среди вопросов, решению которых уделяется внимание:

  • обеспечение сохранности мерзлотных и подмерзлотных почвенных слоев;
  • достижение надежной герметизации скважин;
  • механизмы регулирования потоков поступающего сырья.

Особенности

На месторождении практикуется создание горизонтальных скважин. Этот метод позволяет эффективно использовать пласты глубокого залегания. В горизонтальной толще прокладывается проходка длиной 200–300 метров. После ее завершения пласт разрывается с помощью гидроудара. Таким способом добывается голубое топливо с четырехкилометровых глубин.

Его освоение началось с 2009 года, причем это направление непрерывно развивается. Таким методом сегодня добывается свыше 10 млрд газа в год и большая часть газового конденсата.

Значение УГКМ переоценить невозможно. Изначально оно было первым источником природного легкого углеводорода, который поставлялся за рубеж. Сегодня месторождение является основным производителем газа для Северного потока. Впервые для прокачки голубого топлива была создана континентальная транспортная трубопроводная система. Ее функционирование обеспечивали уникальные трубы диаметром более 1400 мм.

Газотранспортный комплекс, родоначальником которого явилось газотранспортное месторождение, позволил газифицировать практически все населенные пункты, расположенные вдоль магистралей. А это практически вся европейская часть России, Урал и другие прилегающие к газовым ниткам регионы.

К сегодняшнему дню разработка газа в Уренгойском регионе позволила создать 22 УКПГ, часть из которых расположена в Заполярье. Для обработки газа, поднятого с сеноманского уровня, задействованы 16 установок. Валанжинский газ проходит через 5 УКПГ, ачимовский – через 1. В эксплуатации находятся два нефтедобывающих промысла, 17 ДКС.

По имени поселка Уренгой назван промышленный центр с населением почти 80 тыс. человек.

При переработке отходов большая проблема – мусор упакованный в пакеты. Как с этим справится быстро и эффективно вы можете прочитать в статье.

Если вы разрабатываете проект канализации в вашем доме – обязательно прочтите информацию по https://greenologia.ru/othody/bytovye/septiki-kanalizasionnie.html ссылке!

Перспективы развития

Перспективный план развития месторождения и прилегающих территорий охватывает период в сорок лет. Среди намеченных задач:

  • расширение промышленной эксплуатации еще двух промыслов (ГКП – 21 и 22);
  • ввод в действие пяти промысловых участков по добыче газа из ачимовского уровня.

К началу 2024 года ожидаемый уровень добычи всех видов газа, поднятого со сверхглубин, должен составить 36,8 млрд кубометров ежегодно.

Параллельно будут разрабатываться не только источники газового конденсата, но и нефти. Ожидаемая годовая выработка в 2025 году должна достичь 11 млн тонн каждого вышеназванного углеводорода.

С освоением Уренгойского месторождения связана деятельность не только химической отрасли. Задачи, которые потребовалось решить для обустройства территории, строительства газотранспортной системы, создания инфраструктуры в условиях Севера, придали импульс развитию теоретических и прикладных наук, машиностроения, международных торговых отношений. Опыт, который приобретен в освоении прилегающего региона, служит базой для создания других промышленных зон за Полярным кругом.

Месторождение «Уренгойское»: история освоения, запасы, эксплуатация, перспективы

Месторождение «Уренгойское» одно из самых гигантских в мире. Оно уступает по объему месторождению «Северный/Южный Парс» в водах Катара и Ирана. Предположительные запасы газа составляют около 10 трлн м 3 .

Географическое положение

Месторождение «Уренгойское» расположено в Западной Сибири, на территории Ямало-Ненецкого АО, в нескольких десятках километров от границы Северного Полярного круга. Название месторождения связано с наименованием находящегося поблизости поселка Уренгой. Его освоение привело к рождению города газодобытчиков – Новый Уренгой.

История «Уренгойского» месторождения

«Уренгойское» месторождение обнаружено в 1966 году сейсмической станцией В. Цыбенко. Пробуренная разведочная скважина в Пуровском районе Тюменской области положила начало интенсивной добыче природного газа, которая началась с 1978 года. За последующие три года было поднято на поверхность 100 млрд м 3 сырья.

Читать еще:  Как укрепить стенки дренажной канавы

Месторождение характеризуется следующими параметрами: длина – 220 км и площадь 6 тыс. км 2 . Январь 1984 года отметился важным событием – уренгойский газ начал экспортироваться в Западную Европу. Количество добываемого сырья с каждым годом росло: с 9 млрд м 3 газа в 1978 году на следующий – в 2,5 раза больше, а в 1986 году объемы достигли проектной мощности. С 1997 года помимо газовых введены в эксплуатацию нефтяные скважины.

В 2008 году приступили к разработке ачимовских отложений, богатых газом и конденсатом.

Состав газа

Уренгойский газ характеризуются как метановый, доля метана 81–94%. Содержание азота и углекислого газа не выше 1%.

Месторождение «Уренгойское» входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию и состоит из четырех залежей природного сырья, отличающихся уровнем залегания, – сеноманских, неокомских, ачимовских и среднеюрских. В структуре месторождения заложены породы различных возрастов – от юрского до палеогенового. Сложное строение месторождения связано с очаговыми поднятиями – северным, центральным и южным, которые богаты газовыми залежами. В границах месторождения обнаружены газовая (1), газоконденсатные (7), газоконденсатонефтяные (30) и нефтяные (3) залежи.

Ачимовские залежи

Обработка данных геологической модели «Уренгойского» месторождения показывает, что размер ачимовских залежей – 9137 км 2 , объемы ископаемого газа – 1 трлн м 3 , газового конденсата – 200 млн т. Это позволяет считать ачимовские залежи перспективным природным образованием, позволяющим увеличить добычу на уже действующих месторождениях. Однако большая глубина газоносных пластов в сочетании со сверхвысоким давлением и наличием тяжелых углеводородов затрудняют разработку месторождения. Проект разрабатывался с учетом этих факторов. Поскольку ачимовские залежи имеют низкую продуктивность, проект предусматривает горизонтальную проходку скважин протяженностью 200–300 метров вдоль пласта.

При разработке Ен-Яхинской площади, входящей в состав Большого Уренгоя, из-за повышенного содержания конденсата газа используется сайклинг-процесс. Газ закачивается в продуктивные пласты, за счет чего повышалась конденсатоотдача. Это позволяет максимально поднять на поверхность имеющийся конденсат и существенно снижает пластовые потери.

На месторождении «Вуктыл» задача повышения конденсатоотдачи по сей день остается актуальной, так как существенные объемы запасов конденсата остаются в пласте.

Запасы «Уренгойского» месторождения

Геологические запасы УГМ оценены в 16 трлн м 3 природного газа. Конденсата предположительно залегает 1,2 млрд т.

Текущее положение

На настоящий момент в «Уренгойском» месторождении количество эксплуатируемых бурений достигло 1300. Права на эксплуатацию принадлежат ООО «Газпром добыча Уренгой». Оно является дочерним предприятием ПАО «Газпром» (со 100% владением акций). К концу 2008 года объем газодобычи компанией превысил отметку 6 трлн м. Этот мировой рекорд занесен в Книгу рекордов России.

Перспективы

Эксплуатация «Уренгойского» месторождения в ближайшем будущем предполагает разработку ачимовских залежей. В 2011 году исследовательским центром ООО «ТюменНИИгипрогаз» внедрена схема технологических процессов. Документом определена стратегия разработки и учтены интересы всех недропользователей. Документ предполагает с 2015 по 2017 год ввод еще трех ачимовских участков. Добычу конденсата к 2024 году на всех участках планируется довести до проектной цифры, т. е. в размере 10,8 млн т ежегодно. Расчетный добываемый объем газа 36,8 млрд м 3 ежегодно планируется достичь к 2024-му. Прогнозируемый предельный уровень добычи нефти составляет более 11 млн т в год.

Вклад «ВНИПИгаздобычи»

Месторождение «Уренгойское» имеет огромное значение для российской экономики. В создании гигантского комплекса газодобычи УГМ большую роль сыграл «ВНИПИгаздобыча». Благодаря многолетнему труду ученых и проектировщиков были разработаны новые технологии проектирования, созданы уникальные системы менеджмента проектами разработки месторождений нефтегазового сырья.

ООО «Газпром добыча Уренгой» добыло рекордные 7 триллионов кубометров природного газа

Газпром добыча Уренгой (ООО)

Служба по связям с общественностью и СМИ ООО «Газпром добыча Уренгой»

25 марта 2019 года ООО «Газпром добыча Уренгой» добыло седьмой триллион кубометров природного газа из недр Большого Уренгоя. Это совокупная добыча предприятия за 41 год производственной деятельности. Историческое достижение зафиксировано на пульте производственно-диспетчерской службы в 10 часов 09 минут в присутствии руководителей, ветеранов и молодых специалистов ООО «Газпром добыча Уренгой», а также представителей СМИ.

Добыто 7 триллионов кубометров природного газа

Уникальность события в том, что на сегодняшний день ни одно предприятие мира не добывало такого количества газа. Данное достижение было официально зарегистрировано представителем «Книги рекордов России» с выдачей соответствующего сертификата предприятию-рекордсмену.

Вручение сертификата «Книги рекордов России»

С приветственным словом к участникам мероприятия обратился заместитель генерального директора ООО «Газпром добыча Уренгой» Рустам Исмагилов: «Рекордные 7 триллионов — результат многолетней деятельности нашего предприятия и заслуженная гордость всего коллектива. Достигнутое — весомый повод двигаться вперед, к новым производственным победам, обеспечивая эффективное развитие предприятия, города Новый Уренгой, Ямала, Российской Федерации и группы компаний „Газпром“».

С приветственным словом к собравшимся обратился заместитель генерального директора по производству ООО «Газпром добыча Уренгой» Рустам Исмагилов

В ходе праздничного мероприятия состоялась почетная вахта, на которой были зачитаны торжественные рапорты ветеранов и молодых специалистов предприятия.

Почетная вахта в честь добычи рекордных 7 триллионов кубометров газа

ООО «Газпром добыча Уренгой» — 100-процентное дочернее предприятие ПАО «Газпром», созданное для разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. В состав производственного комплекса входят: 22 установки комплексной подготовки газа, два нефтепромысла, 20 дожимных компрессорных станций, пять станций охлаждения газа, свыше 2800 эксплуатационных скважин, две компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа и насосная станция подачи конденсата. За годы работы проложено свыше 1300 км межпромысловых и 2800 км внутрипромысловых продуктопроводов, создана мощная промышленная инфраструктура, обеспечивающая надежную работу нефтяных и газовых промыслов.

Природоохранная деятельность ООО «Газпром добыча Уренгой» сертифицирована в соответствии с международными стандартами ISO 14001 и признана соответствующей требованиям экологического менеджмента. На предприятии трудятся более 12 тыс. человек. Головной офис находится в Новом Уренгое.

Первый триллионный кубометр уренгойского газа был добыт 23 апреля 1986 года, за восемь лет разработки месторождения. Через три года, в 1989 году из недр Уренгойского месторождения добыто уже 2 триллиона кубических метров газа. Спустя 8 лет совокупная добыча предприятия увеличилась в два раза. Добыча в 2008 году 6 триллионов кубических метров уренгойского газа зафиксирована в «Книге рекордов России» как рекорд, установленный ООО «Газпром добыча Уренгой».

Уренгойское месторождение газа – состоявшаяся газовая евроинтеграция россии

Уренгойское газовое месторождение

Уренгойское газоконденсатное месторождение является крупнейшим в мире месторождением, расположенным на суше. Оно было открыто в 1966 году. Общая площадь месторождения составляет более 6 тысяч квадратных километров.

К проектированию объектов обустройства месторождения саратовские специалисты приступили в 1972 году, и уже в апреле 1978 года в магистральный газопровод Уренгой – Надым были поданы первые кубометры газа.

Основные мощности по промысловому сбору и подготовке сырья, добываемого из залежей месторождений Большого Уренгоя, создавались в период с 1978-го по 1990-е годы. В 1986 г. Уренгойскийпромысел вышел на проектную мощность, обеспечивая газом различные регионы страны на протяжении многих лет.

В ходе создания Уренгойского энергетического комплекса, в том числе и благодаря разработкам ОАО «ВНИПИгаздобыча», по обе стороны Полярного круга в строй были введены: 22 установки комплексной подготовки газа, 2 нефтепромысла, 33 дожимных компрессорных станций, включающих в себя 31 цех, 5 станций охлаждения газа, установка подготовки конденсатного топлива (УПКТ); проложено свыше 1400 километров межпромысловых трубопроводов, сотни километров дорог. Был сооружен комплекс установок по подготовке газового конденсата к транспорту, создана мощная промышленная инфраструктура, обеспечивающая надежную работу нефтяных и газовых промыслов.

Огромной опыт, накопленный ранее при проектировании других северных объектов, внедрение прогрессивных технических решений, широкое применение новой техники и новейшей технологии позволили в короткий срок решить вопросы освоения гигантского Уренгойского месторождения и ввести его в эксплуатацию. Опыт проектирования этого месторождения в 70-е годы позволил институту занять ключевые позиции в газодобывающей отрасли России.

В декабре 2008 года, за период 30-летней эксплуатации месторождения, на нем был добыт 6 000 000 000 000 куб.м. газа — такого гигантского количества газа с одного месторождения не добывала ни одна компания в мире (ООО «Газпром добыча Уренгой» эксплуатирует месторождение и является одним из крупнейших партнеров ОАО «ВНИПИгаздобыча»)

Читать еще:  Утилизация грузовых машин - необходимая программа в россии

С начала 1990-х годов сеноманская залежь месторождений Большого Уренгоя находится в стадии падающей добычи. В ближайшее время на этот этап перейдет и валанжинская залежь.

Существующие мощности ООО «Газпром добыча Уренгой» уже не будут обеспечивать необходимый объем добычи газа, таким образом, актуальным вопросом является необходимость реконструкции объектов месторождения. Решением этой задачи занялись саратовские проектировщики.

ОАО «ВНИПИгаздобыча» предложило целый комплекс технических решений, реализация которых позволит стабилизировать уровень добычи углеводородов, обеспечит высокое качество их подготовки в соответствии с действующими в России стандартами, гарантирует надежную и эффективную транспортировку газа и сделает разработку месторождения на завершающем этапе экономически эффективной.

В обосновании инвестиций по реконструкции Уренгойского НГКМ специалисты института предложили эффективные решения по оптимизации существующей экономической методики эффективности реконструируемых объектов; были разработаны варианты адаптации существующих методов расчета к конкретным условиям реконструкции объекта.

В результате напряженной работы наших специалистов, в 2010 году положительные заключения Главгосэкспертизы России получили четыре проекта, связанные с развитием Уренгойского месторождения. Это проекты строительства дожимных компрессорных станций на УКПГ-1АВ и УКПГ-8В и проекты реконструкции Уренгойского НГКМ.

Таким образом, проектировщиками в настоящее время завершена разработка обоснования инвестиций и проектной документации; на очереди — подготовка рабочей документации.

Намеченные планы становятся реальностью: в 2011 году началось осуществление реконструкции объектов Уренгойского НГКМ.

Реконструкция продолжится до 2014 года и станет первым опытом комплексной разработки и внедрения оптимальных решений довыработки месторождений.

Проектирование гиганта мировой газодобычи — Уренгойского НГКМ, на всех этапах жизненного цикла месторождения, стало надежным фундаментом для плодотворной деятельности ВНИПИгаздобычи.

За минувшие с начала освоения месторождения десятилетия в институте сменилось поколение проектировщиков, были освоены новые направления работы, претерпели существенные изменения технологии проектирования и методы управления проектами освоения месторождений.

Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн м³ природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения.

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 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.

Мерзлотно-энергетический комплекс

Главный газодобывающий регион России — Ямало-Ненецкий автономный округ — в ближайшие годы вынужден будет решать проблему падения добычи. Остановить его может только освоение месторождений полуострова Ямал и прилегающего шельфа. А это требует миллиардных инвестиций.

Славу главного газодобывающего региона России Ямало-Ненецкий округ снискал сравнительно недавно. Вплоть до 40-х годов прошлого века геологические исследования в регионе носили эпизодический характер. А первая обзорная геологическая карта региона была составлена только после второй мировой войны. В 1950 году экспедиция Института геологии Арктики провела на территории округа маршрутную аэромагнитную съемку, выявившую районы возможных залежей углеводородов. Тогда же была пробурена и первая скважина в районе мыса Каменный. Однако, поскольку ее глубина составила всего 132,5 м, проникнуть за пределы вечной мерзлоты не удалось. И только через четыре года пробуренная у поселка Новый Порт скважина N1 глубиной 504 м достигла наконец залежей газа, но промышленного значения они не имели.

Первый на Крайнем Севере газоводяной фонтан забил с глубины 2,2 км на месте нынешнего поселка Газ-Сале Тазовского района в 1962 году. Открытое месторождение, запасы которого были оценены в 98 млрд куб. м газа, получило название Тазовское. С этого момента здесь начался настоящий углеводородный бум. С 1964 по 1969 год были открыты крупнейшие в мире месторождения: Уренгойское (запасы — 5,1 трлн куб. м газа), Ямбургское (3,7 трлн), Заполярное (3,1 трлн) и Медвежье (0,7 трлн). Первым газодобывающим предприятием в округе стал «Надымгазпром» (впоследствии главный газодобывающий актив компании «Газпром»). Промышленная разработка началась в 1972 году на Медвежьем месторождении, а спустя шесть лет подключилось Уренгойское.

Тем временем геологоразведка продолжалась: были открыты крупнейшие месторождения нефти и газа — Новопортовское, Бованенковское, Тамбейское, Южно-Русское и др. Освоение еще одного месторождения-гиганта — Ямбургского — началось только в 1984 году. Через три года ЯНАО достиг уровня добычи газа в 300 млрд куб. м. Ко времени распада СССР на здешние месторождения приходилась половина всего добываемого в стране газа.

Поскольку промышленная добыча газа была бы невозможна без системы трубопроводов, в ЯНАО ее создавали вместе с освоением месторождений. Первый трубопровод Медвежье—Надым—Пунга—Серов поставил газ на Урал уже в мае 1972 года. Спустя шесть лет газ с Уренгойского месторождения пошел в систему трансконтинентального газопровода Уренгой—Центр, а после завершения строительства магистрали Вынгапур—Челябинск—Петровск началась подача газа промышленному Уралу. Вскоре новый газопровод Уренгой—Череповец—Москва поставлял газ в столицу.

Ввод в эксплуатацию Ямбургского месторождения, а вместе с ним и магистрального газопровода подключил к заполярному газу союзные республики: в августе 1987 года трубопровод Ямбург—Западная граница СССР начал качать газ на Западную Украину, а затем по ветке Ананьев— Богородчаны — на экспорт. Постепенно многониточные газопроводы с Ямала покрыли густой сетью Западную Сибирь, Урал, центр и юг России и протянули трубы в Западную Европу.

Однако к началу 1990-х существующая система газопроводов уже требовала реконструкции. Отсутствие новых магистралей тормозило разведку новых месторождений и создавало угрозу срыва поставок. В этих условиях и возникла идея строительства нового экспортного коридора Ямал—Европа. Ее выдвинула государственная компания «Газпром», созданная в 1989 году на базе Министерства газовой промышленности СССР. На новую транспортную магистраль «Газпром» возлагал особые надежды: компании нужны были более гибкие, чем созданные еще в советское время, схемы экспортных поставок и выход на новые рынки. Однако вместо прорыва получился обременительный долгострой.

Первые работы над проектом начались в 1992 году. Две нитки трубопровода длиной более 4 тыс. км должны были пройти по территории России (от месторождений Ямала через Ухту и Торжок), Белоруссии и Польши в Германию. Расчетная стоимость проекта составила около $2 млрд. При полном развитии системы газопровода объем газопоставок в Европу к 2010 году должен был достичь 65,7 млрд куб. м в год.

В течение двух лет Россия подписала межправительственные соглашения, позволившие начать прокладку труб за рубежом. Возросший спрос на газ вызвал повышенный интерес к проекту со стороны Европейского союза. В 1994 году в Лиссабоне на очередной сессии конференции Энергетической хартии прокладка трубопровода Ямал—Европа была отнесена к приоритетным инвестиционным проектам, реализуемым в рамках создания Трансъевропейской сети.

Строительство началось на территории Германии в 1994 году усилиями немецко-российской компании ВИНГАЗ (совместное предприятие Wintershall AG, дочерней структуры немецкого концерна BASF, и «Газпрома»). Обратный порядок строительства обуславливался тем, что новые участки магистрали предполагалось соединить с существовавшей на тот момент в России разветвленной системой газопроводов, чтобы российский газ начал поступать на европейский рынок до того, как строящаяся газотранспортная артерия дотянется до заполярных месторождений. К тому моменту из-за множества изначально не учтенных факторов оценка стоимости проекта возросла до $30 млрд.

Читать еще:  Проекты дачных туалетов с душем и без своими руками

В 1997 году по действующему белорусско-польскому транзитному коридору газ из Надым-Пур-Тазовского района стал поставляться в Германию. Успешный опыт воодушевил немецких предпринимателей: в том же году группа западных банков под руководством Dresdner Bank AG выделила «Газпрому» два синдицированных кредита объемом $3,34 млрд на реализацию проекта Ямал—Европа. Позднее, правда, стало очевидно, что этих денег все равно мало.

Через два года завершилось строительство польского и первой очереди белорусского отрезка трубопровода Ямал—Европа. В 2000 году на экспорт по новой магистрали было поставлено 14 млрд куб. м газа. Однако из-за недостатка финансирования строительство трубопровода замерло на три года. Его конечной точкой временно стал город Торжок в Тверской области. Подключить к торжокскому узлу месторождения Ямала планировалось позднее. Этого до сих пор не произошло.

Падение интереса к строительству трубопровода многие эксперты связывали с тем, что новому президенту страны Владимиру Путину и новому главе «Газпрома» Алексею Миллеру, назначенному в 2001 году вместо Рема Вяхирева председателем совета директоров компании, на тот момент более перспективным показался другой инвестпроект — строительство Северо-Европейского газопровода («Северный поток»). Газопровод должен был пройти по дну Балтийского моря в обход Белоруссии и Польши, порядком докучавших «Газпрому» своими политическими амбициями и необязательностью. Так, Польша в ходе строительства первой нитки газопровода Ямал—Европа уменьшила запрос на топливо с заявленных 12,5 млрд куб. м в год до 7 млрд и не выполнила своих обязательств по передаче «Газпрому» контрольного пакета акций главной нефтегазовой компании страны PGNiG. Руководство же Белоруссии вместо оговоренной продажи активов «Белтрансгаза» — государственного оператора трубопроводов — «Газпрому» провело акционирование и забрало все акции себе (позднее контрольный пакет акций все же был выкуплен российским газовым монополистом). Кроме того, по расчетам «Газпрома», эксплуатация нового балтийского газопровода выходила дешевле, чем трубы Ямал—Европа, и вложенные в проект $4-6 млрд должны были окупиться уже за первый год работы.

Несмотря на то что базовой добывающей площадкой для «Северного потока» стало Штокмановское газоконденсатное месторождение, расположенное на шельфе Баренцева моря, трубопровод открывал новые перспективы и ямальским газодобывающим компаниям: одну из ниток газопровода планировалось дотянуть до Ямала. Однако из-за бюрократических проволочек и политических игр вокруг проекта его стоимость все возрастала, а сроки запуска отдалялись. На сегодня проект оценивается в €7,4 млрд вместо заявленных €6 млрд, а ввод в эксплуатацию перенесен с 2010 на 2011 год.

В начале 2000-х годов ЯНАО постигла еще одна неприятность. Основные месторождения региона — Уренгойское, Ямбургское и Медвежье — перешли в стадию снижения добычи. В настоящее время они выработаны на 67, 46 и 78% соответственно.

Поскольку эти месторождения обеспечивали две трети добываемого «Газпромом» газа, компания была вынуждена пересмотреть свою политику в отношении заполярных месторождений, масштабное освоение которых ранее представлялось делом затратным и малоперспективным. Пересмотру способствовал и рост мировых цен на нефть и газ, поднявший рентабельность добычи сложных углеводородов. Так в область стратегических интересов «Газпрома» попали месторождения полуострова Ямал и шельфа Карского моря. В 2002 году была разработана программа их комплексного освоения и подписан меморандум о взаимодействии администрации округа и «Газпрома».

Первым номером в программе шла разработка крупнейшего Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, производительность которого, по оценкам «Газпрома», может составить 115 млрд куб. м газа в год. Впервые о планах его освоения газовый монополист заявил еще в 1997 году, однако проект был заморожен из-за последовавшего дефолта и падения цен на топливо на мировых рынках. Вернувшись к нему в 2001 году, компания обозначила срок начала добычи — 2008 год, а позднее сдвинула еще на три года вперед. Однако даже новый срок многим экспертам представлялся излишне оптимистичным. Глубина залегания газа на Бованенковском месторождении колеблется от 3 до 4,5 км, промерзшие грунты сложны в бурении, климатические условия крайне суровые — случаются резкие перепады температур, практически отсутствуют инфраструктурные объекты. Все это тормозит реализацию проекта. Кроме того, «Газпрому» явно недостает финансирования: из примерно $35 млрд, необходимых для обустройства месторождения, в 2007 году было выделено около $900 млн. А на строительство газопровода Бованенково—Ухта — всего $5 млн. Этих сумм явно недостаточно, особенно учитывая, что часть газопровода пройдет по дну Байдарацкой губы, отделяющей полуостров Ямал от материка, и дополнительные вложения в этот уникальный по сложности проект, не имеющий аналогов в мировой практике, были бы весьма своевременны. По некоторым оценкам, реально эксплуатация Бованенковского месторождения начнется не ранее 2015 года.

В перспективе аналогичные проблемы ожидаются и при освоении второго по приоритетности месторождения — Харасавэйского, которое планируется ввести в эксплуатацию к 2014 году, а впоследствии — Крузенштернского (2021 год) и Тамбейской группы месторождений (2022 год).

По прогнозам Министерства природных ресурсов и экологии, уже в этом году Россия может столкнуться с нехваткой газа в объеме 75-100 млрд куб. м в год. Сегодня компенсировать этот объем за счет газа разрабатываемых залежей невозможно: все большая их часть переходит в категорию малоэффективных. У «Газпрома» пока есть время ликвидировать потенциальный дефицит — либо отправившись за газом в глубь Ямала и на арктический шельф, либо повысив газоотдачу на разрабатываемых месторождениях.

Второй путь означает, что скважины необходимо углубить, чтобы достичь трудноизвлекаемых газоносных слоев. И хотя этот путь имеет для компании второстепенное значение, «Газпром» не преминул использовать и эту альтернативу, учредив в июле 2003 года на паритетных началах с Wintershall AG добывающую компанию «Ачимгаз». Совместное предприятие должно начать глубокую разработку Уренгойского месторождения. Согласно расчетам, выполненным экспертами «ТюменНИИгипрогаза», в течение расчетного периода, равного 44 годам, возможна добыча порядка 200 млрд куб. м газа и 40 млн т конденсата, причем в период постоянной добычи — 8,3 млрд куб. м газа и 2,8 млн т конденсата в год. К промышленной эксплуатации Уренгоя «Ачимгаз» приступил в августе этого года.

Проблемой, препятствующей дальнейшему освоению месторождений ЯНАО, является практически полное отсутствие на территории округа транспортных магистралей. Строительство надежных автомобильных и железнодорожных дорог, действующих круглый год, позволило бы подключить газоносный регион к промышленно развитым областям и создать взаимовыгодный симбиоз. Сыграть на этой потребности в 2005 году решила партия «Единая Россия», выдвинувшая громкий инвестиционный проект «Урал промышленный — Урал Полярный».

Суть проекта — инфраструктурное строительство, призванное стимулировать освоение минерально-сырьевой базы Северного Урала. Для его реализации в сентябре 2006 года была создана одноименная корпорация, совладельцами которой стали администрации Тюменской области, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов (по 32,67% акций) и Фонд стратегических исследований Уральского федерального округа (учредитель — полпредство президента в УрФО, 1,99% акций).

Проект, в частности, предусматривает продление железной дороги на восток от Салехарда до Надыма, ее соединение со Свердловской железной дорогой участком Полуночное—Обская и строительство ветки Обская—Бованенково. Новые железнодорожные магистрали должны связать центры машиностроения и трубной промышленности Урала с новыми районами газодобычи на Ямале и обеспечить газовым конденсатом предприятия нефтехимического комплекса Западной Сибири, Западного Урала и Поволжья.

Только в начале этого года проект получил одобрение российского правительства вместе с аналогичным по масштабам и амбициям проектом «Комплексное развитие Южной Якутии». На оба проекта предполагается потратить 1,2 трлн руб., из них на «Урал» — 544 млрд. Только на подготовку проектной документации «Урала промышленного — Урала Полярного» в течение ближайших двух лет планируется направить 6,6 млрд руб. Частично финансирование будет покрыто из средств государственного инвестфонда, остальное возьмут на себя регионы и частные компании. По графику первый этап реализации проекта — строительство железной дороги — будет запущен не ранее 2010 года

Однако, несмотря на то что проект лоббировал спикер Госдумы Борис Грызлов, а его реализацию до недавнего времени координировал нынешний президент Дмитрий Медведев, в правительстве он оценивается неоднозначно. Поэтому есть вероятность, что в 2009 году его реализация опять затормозится.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector