• ООО «Русь-Турбо» является независимой компанией, осуществляющей сервис газовых и паровых турбин, комплексный ремонт, восстановление и техническое обслуживание основного и вспомогательного оборудования тепловых электростанций.

    Реклама. ООО «Русь-Турбо», ИНН 7802588950
    etid: 4CQwVszH9pWwoWP4UE3
    Узнать больше
  • 26 марта 2024
    Бованенковское месторождение. Фото: gazprom.ru

    Где в Арктике добывают нефть и газ?

    Арктика — уникальный регион по запасам углеводородов. В 2022 году в Минприроды их оценивали в 7,3 млрд т нефти и 55 трлн м³ газа, 41% приходился на шельф. Однако потенциал региона ещё больше: сейчас более или менее полное представление геологи имеют только о западной части российской Арктики. Восточная же часть всё ещё плохо изучена, но и там могут скрываться колоссальные запасы.

    Какие крупные нефтегазовые проекты сейчас действуют в российской Арктике, читайте в обзоре сайта nprom.online.

    Бованенково и Харасавэй

    Ямал — российская кладовая газа. По данным правительства Ямало-Ненецкого АО, в регионе запасы газа составляют 44,5 трлн м³. Именно этот субъект уверенно лидирует по добыче газа, на полуострове сосредоточены большие его запасы.   

    Добычу здесь ведёт «Газпром»: на Ямале у газового холдинга есть несколько групп месторождений, которые компания либо уже разрабатывает, либо планирует ввести в эксплуатацию в перспективе. Проект получил название «Ямал».

    В данный момент «Газпром» разрабатывает Бованенковскую группу, которая включает в себя три ключевых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское.

    Бованенково ввели в эксплуатацию ещё в 2012 году, а все эти годы постепенно наращивают мощности по добыче. Сейчас на Бованенково добывают 115 млрд м³ газа в год.

    Бованенковское месторождение. Фото: gazprom.ru

    Харасавэйское месторождение будет связано с Бованенковским единой инфраструктурой. Этот участок недр планируют ввести в эксплуатацию в 2024 году. В ноябре 2023 года «Газпром» сообщал, что здесь строят комплексную установку подготовки газа, дожимную компрессорную станцию и бурят скважины.

    Два месторождения обладают уникальным по объёмам запасами: в недрах Бованенково содержится 4,9 трлн м³ газа, Харасавэйского — 2 трлн м³.

    Запуск и вывод на полную мощность Харасавэя позволят добавить к добыче ещё 32 млрд м³ в год. При проектной добыче действовать месторождения будут больше 100 лет.

    Участки должны стать ресурсной базой для «Силы Сибири — 2».

    Заполярное месторождение

    Выше 66-й параллели в ЯНАО «Газпром» ведёт разработку таких крупных месторождений, как Заполярное, Уренгойское и Ямбургское.

    Заполярное месторождение — самое крупное в России по добыче газа. Ежегодно оно даёт 130 млрд м³. Чтобы поддерживать такие объёмы, на месторождении используются компрессоры: они создают дополнительное давление для увеличения притока. Начальные запасы газа составляют 3,5 трлн м³.

    Здесь извлекают газ из сеноманских залежей, которые залегают на глубине 1 100–1 700 м. С 2011 года в разработке находятся валанжинские залежи, которые находятся ещё ниже — на глубине 1700–3200 м.

    Заполярное месторождение — самое крупное в России по добыче газа. Ежегодно оно даёт 130 млрд м³.
    Заполярное месторождение. Фото: gazprom.ru

    Залежи тех же геологических периодов разрабатываются и на Ямбургском месторождении, запасы которого составляют 7,4 трлн м³.

    Более глубокие горизонты осваивают на Уренгойском месторождении. Там идёт добыча газа из ачимовских отложений, глубина залегания которых составляет 4 000 м. Добыча осложняется высоким давлением и непростым геологическим строением. Кроме того, добываемые углеводороды содержат много парафинов.

    Разработку месторождения «Газпром» начинал вместе с немецкой компанией Wintershall Dea. В начале 2023 года она объявила о решении уйти с российского рынка. По-видимому, газовый холдинг продолжает реализовывать проект своими силами: на сайте по-прежнему обозначены планы вывести месторождение на проектную добычу в 37 млрд м³ в год.

    Отметим: параллельно с добычей газа на месторождениях «Газпрома» в ЯНАО ведётся и добыча нефти. За неё отвечает компания «Газпромнефть Заполярье».

    Приразломное

    Приразломное — пока единственный в России арктический шельфовый проект. В 2025 году планируется начать добычу с платформы на месторождении «Каменномысское-море». Кроме того, есть проект по разработке Штокмановского месторождения. Всё остальное — пока отдалённые планы без точных цифр добычи.

    Запасы на морском месторождении Приразломное в Печорском море были обнаружены ещё в 1989 году, однако добыча здесь началась только в 2013 году. Запасы составляют 70 млн т. Дело в том, что месторождение находится в замерзающей части моря. Необходимо было создать платформу, которая без проблем могла бы работать, когда в акватории сохраняется ледяной покров (а это семь месяцев в году).

    Платформа “Приразломная”. Фото: gazprom.ru

    С платформы можно бурить скважины, вести добычу, хранить нефть и отгружать её на танкеры. Хранить нефть позволяют специальные резервуары в нижней части платформы. Их стенки сделаны из стали толщиной в 4 см. Такое решение обеспечивает защиту от коррозии и высокую устойчивость к износу.

    Круглогодичные отгрузки помогают осуществлять ледокольные суда и челночные танкеры. Окна для отгрузок вычисляет специальная система ледового менеджмента.

    Сейчас накопленная добыча на месторождении уже превышает 25 млн т. На месторождении добывают собственный сорт нефти ARCO.

    «Ямал СПГ»

    «Ямал СПГ» — это крупнейший на сегодня в России проект по производству сжиженного газа. Производительность четырёх линий завода составляет 17,4 млн т. Он находится на берегу Обской губы.

    Газ для переработки добывают здесь же, на Южно-Тамбейском месторождении. Запасы участка составляют 926 млрд м³ газа и позволяют добывать по 27 м³ каждый год на протяжении 20 лет.

    Реализует проект компания «Новатэк» совместно с Total, CNPC и «Фондом Шёлкового пути».

    Главная особенность проекта — использование холодного арктического климата для снижения затрат на производство СПГ. Процесс на определённых этапах предусматривает охлаждение газа. Так как его температура ниже, чем на аналогичных проектах в тёплом климате, энергии на охлаждение требуется меньше.

    На 4-ой линии "Ямал СПГ" «Новатэк» опробовал  собственную технологию производства СПГ «Арктический каскад»
    “Ямал СПГ”. Фото: novatek.ru

    Главное преимущество легло в основу технологии для четвёртой линии сжижения. Её сделали экспериментальной: «Новатэк» опробовал на ней собственную технологию производства СПГ «Арктический каскад», которая работает только в холодном климате, и использовал российское оборудование.

    В проекте максимально задействовали Северный морской путь: он позволяет отправлять СПГ и в Европу, и в Азию. Специально для «Ямал СПГ» были разработаны танкеры высокого ледового класса, которые могут самостоятельно передвигаться во льдах без сопровождения ледокола. Всего на службе «Ямал СПГ» 15 таких газовозов.

    «Арктик СПГ 2»

    «Арктик СПГ 2» при выходе на проектную мощность станет самым производительным в России заводом СПГ: в год он будет давать 19,8 млн т. На заводе будет работать три линии. В конце 2023 года запущена первая из них, вторая и третья строятся в Центре строительства крупнотоннажных морских сооружений.

    Проектом тоже занимается «Новатэк» в сотрудничестве с TotalEnergies, CNPC CNOOC и Japan Arctic LNG.

    Здесь тоже решено было использовать удачный опыт «Ямал СПГ» и в полной мере воспользоваться преимуществами холодного климата и близости к Северному морскому пути. Так, для сжижения газа используется технология «Арктический каскад модифицированный», которая ещё больше сокращает затраты на производство благодаря отказу от части оборудования.

    Ресурсной базой проекта стало месторождение Утреннее, запасы которого превышают 1,4 трлн м³ газа.

    Однако реализацию проекта неожиданно осложнили санкции США. В результате «Арктик СПГ 2» начал производство, но у проекта пока нет ни одного танкера для его отгрузки.

    «Восток Ойл» 

    «Восток Ойл» — это главный арктический проект «Роснефти». Компания владеет больше чем 20 лицензиями на участки шельфа, однако более прибыльной в текущих условиях сочла реализацию проекта на суше. Нефть добывают на севере Красноярского края.

    В 2024 году на проекте намерены выйти на уровень добычи в 30 млн т. Добывать нефть будут на Пайяхском, Ичемминском и Байкаловском месторождениях. Сейчас все они работают в режиме опытно-промышленной эксплуатации. 

    Запасы месторождений разные: так, Пайяхское месторождение (данные 2018 года) по категориям С1 + С2 содержит в недрах 163,1 млн т нефти, Байкаловское — 81 млн т, Ичемминское — всего 6,6 млн т. Однако проект объединяет более 52 лицензионных участков с 13 месторождениями. Геологоразведка продолжается, но уже сейчас суммарные запасы нефти превышают 6,5 млрд т.

    Суммарные запасы нефти на проекте "Восток ойл" превышают 6,5 млрд т

    Нефть здесь малосернистая, а потому хорошо подходит для производства нефтепродуктов. Месторождения находятся в относительной близости от Северного морского пути: «Роснефть» решила соединить их 770-километровым нефтепроводом с портом «Бухта Север».

    Идёт строительство инфраструктуры в порту: здесь будут причалы, ёмкости для хранения нефти и все сопутствующие сооружения — административные здания, склады топлива и ремонтные мастерские.

    На месторождениях идёт активное бурение скважин. В прошлом году на участках появилось 135 эксплуатационных скважин.

    К 2030 году «Восток Ойл» будет давать 100 млн т нефти.

    Добыча
    Рекомендуем
    Подпишитесь на дайджест «Нефтегазовая промышленность»
    Ежемесячная рассылка для специалистов отрасли
    Популярное на сайте
    Новости
    Новости и горячие темы в нашем телеграм-канале. Присоединяйтесь!