«Сахалин — Хабаровск — Владивосток». Газпром сахалин

«Сахалин-3»

Интервью Владимира Вовка

В проекте «Газпрому» принадлежат лицензии на три участка: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский. В пределах Киринского участка находятся Киринское, а также открытые «Газпромом» Южно-Киринское, Южно-Лунское и Мынгинское месторождения. Газ «Сахалина-3» является основной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин — Хабаровск — Владивосток».

«Освоение Киринского месторождения», 3 минуты

Энергетика. Охотские близнецы. Специальный репортаж Артема Ямщикова (Россия 24), 13 минут

Цифры и факты

Киринское месторождение

Открыто в 1992 году.

Начальные запасы (категория С1) — 162,5 млрд куб. м газа, 19,1 млн тонн газового конденсата (извлекаемые).

Проектная мощность — 5,5 млрд куб. м газа в год.

Южно-Киринское месторождение

Открыто «Газпромом» в 2010 году.

Запасы (категории С1+С2) — 814,5 млрд куб. м газа, 130 млн тонн газового конденсата (извлекаемые), 3,8 млн тонн нефти (извлекаемые).

Планируемая проектная мощность — 21 млрд куб. м газа в год.

Мынгинское месторождение

Открыто «Газпромом» в 2011 году.

Запасы (категории С1+С2) — 19,8 млрд куб. м газа, 2,5 млн тонн газового конденсата (извлекаемые).

Южно-Лунское месторождение

Открыто «Газпромом» в 2016 году.

Запасы (категории С1) — 48,9 млрд куб. м газа, 7,7 млн тонн газового конденсата (извлекаемые).

Реализация проекта

В октябре 2013 года на Киринском месторождении состоялся первый пуск газа, в 2014 году началась промышленная добыча.

Южно-Киринское месторождение готовится к разработке, геологоразведка по основному контуру месторождения завершена.

В сентябре 2016 года в ходе проведения геологоразведочных работ на Киринском участке в результате бурения поисково-оценочной скважины на Южно-Лунской структуре получен значительный приток газа и конденсата, что свидетельствует об открытии нового месторождения.

Технологии

Впервые в российской практике построен подводный добычной комплекс. Он позволяет добывать углеводороды в сложнейших климатических условиях, даже подо льдом, без строительства платформ и иных надводных конструкций.

Для добычи углеводородов в суровых природно-климатических условиях Охотского моря (в районе о. Сахалин море около семи месяцев в году покрыто льдом) «Газпром» применяет передовые высоконадежные технологии.

Киринское месторождение на сегодняшний день является единственным месторождением на российском шельфе, где добыча ведется с помощью подводного добычного комплекса (ПДК), без использования платформ и иных надводных конструкций.

Центральным звеном ПДК является размещенный на глубине 90 м манифольд, который представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Добытые углеводороды собираются на манифольде и затем по морскому трубопроводу доставляются на береговой технологический комплекс (БТК).

Газ, подготовленный на БТК к транспортировке, направляется по 139-километровому газопроводу на головную компрессорную станцию газотранспортной системы «Сахалин — Хабаровск — Владивосток». Газовый конденсат подается в нефтепровод компании «Сахалин Энерджи» (оператор проекта «Сахалин-2»).

Все оборудование подводного добычного комплекса и коммуникации, связывающие скважины с береговыми комплексом управления, надежно защищены. Учтена сейсмоактивность региона, поэтому оборудование устойчиво к землетрясениям амплитудой до 9 баллов. Береговой технологический комплекс рассчитан на прием газа не только Киринского, но и в перспективе других месторождений проекта «Сахалин-3».

Экология

Для сохранения уникальной экосистемы Сахалина при создании и эксплуатации объектов добычи и транспортировки углеводородов «Газпром» неукоснительно следует российским и международным стандартам в области охраны окружающей среды.

В частности, современное высоконадежное оборудование подводного добычного комплекса оказывает минимальное воздействие на окружающую среду. На территории берегового технологического комплекса проводится термическое обезвреживание хозяйственно-бытовых и производственных сточных вод, что позволяет исключить загрязнение акватории Сахалина. Осуществляется производственный экологический контроль и мониторинг окружающей среды.

Кроме этого, ежегодно проводятся компенсационные мероприятия по воспроизводству лососевых видов рыб. В 2012–2016 годах при поддержке «Газпрома» было выращено и выпущено в реки Сахалинской области более 27 млн мальков кеты.

Репортажи и фотоальбомы

www.gazprom.ru

«Сахалин — Хабаровск — Владивосток»

Газотранспортная система (ГТС) «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» является первой на Востоке России межрегиональной газотранспортной системой. Она предназначена для доставки газа, добываемого на шельфе Сахалина, потребителям Хабаровского и Приморского краев. ГТС создала условия для их масштабной газификации и поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

«„Газпром“ — путь на Восток», 30 минут

Цифры и факты

Протяженность трассы — более 1800 км.

Основной диаметр труб — 1220 мм.

Рабочее давление — 100 атмосфер (9,8 МПа).

Проектная производительность первого пускового комплекса — 5,5 млрд куб. м газа в год.

Трасса газопровода проходит по территории трех субъектов РФ: Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев.

Развитие

Масштабный проект реализован в рекордно короткие сроки. В 2008 году «Газпром» приступил к проектированию газотранспортной системы. Строительство началось в июле 2009 года. В сентябре 2011 года первый пусковой комплекс ГТС был введен в эксплуатацию, и природный газ впервые поступил во Владивосток.

Основные объекты пускового комплекса: головная компрессорная станция «Сахалин» (32 МВт), линейная часть газопровода от Сахалина до Комсомольска-на-Амуре и от Хабаровска до Владивостока протяженностью около 1350 км, газораспределительная станция рядом с Владивостоком. В состав ГТС включен газопровод «Комсомольск-на-Амуре — Хабаровск» (диаметр 700 мм, протяженность 472 км).

В перспективе, по мере роста потребления, производительность ГТС может быть увеличена за счет расширения линейной части на участке от Комсомольска-на-Амуре до Хабаровска и строительства дополнительных компрессорных станций.

Технологии

Трасса ГТС проходит по районам со сложными сейсмотектоническими условиями и, помимо пролива Невельского, пересекает более 400 водных преград, относящихся к бассейнам рек Амур и Уссури. Для обеспечения высокого уровня надежности и безопасности используются самые современные технологии и оборудование.

Для обеспечения высокого уровня надежности и безопасности на ГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» используются самые современные технологии и оборудование. В частности, внедрена система телемеханики, дающая возможность дистанционно управлять объектами линейной части. Удаленные объекты газопровода оснащены автономными установками бесперебойного питания. Кроме того, в режиме опытно-промышленной эксплуатации используется волоконно-оптическая система геотехнического мониторинга, позволяющая отслеживать состояние газопровода на сейсмически активных территориях.

Для строительства газопровода «Газпром» использовал трубы российских производителей с гладкостным покрытием — на внутреннюю поверхность трубы нанесен специальный полимер, который снижает трение газа и, соответственно, обеспечивает меньшее падение давления и повышает экономическую эффективность транспортировки. На головной компрессорной станции установлены современные газоперекачивающие агрегаты с центробежными нагнетателями на магнитном подвесе роторов, не требующих смазки.

В рамках проекта строительства ГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» также был сооружен межпоселковый газопровод от газораспределительной станции г. Владивостока до о. Русский с отводом на ТЭЦ-2 г. Владивостока. Наиболее сложный участок данного газопровода — двухниточный переход под проливом Босфор-Восточный — был выполнен методом наклонно-направленного бурения. Данный переход, учитывая исключительно тяжелые геологические условия (скальные породы), большую протяженность (по 2,8 км для каждой нитки) и значительный диаметр горной выработки (762 мм), на момент строительства не имел аналогов в России.

Экология

ГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» создала условия для масштабной газификации и ускорения социально экономического развития регионов Дальнего Востока, создания новых крупных промышленных предприятий.

Эксплуатация газотранспортной системы осуществляется с соблюдением самых строгих экологических стандартов. Кроме того, за счет перевода угольных электростанций на природный газ заметно улучшилась экологическая обстановка в населенных пунктах.

Репортажи и фотоальбомы

www.gazprom.ru

«Сахалин-2»: Комплексный нефтегазовый проект | ООО «Газпром экспорт»

«Сахалин-2» — один из крупнейших в мире проектов комплексного освоения нефтяных и газовых месторождений, созданный «с нуля» на Дальнем Востоке России в тяжелых субарктических условиях

В процессе реализации запущены в эксплуатацию три морских добывающих платформы, две из которых являются самыми тяжеловесными конструкциями, установленными на море за всю историю мировой нефтегазовой отрасли.

Строительство завода по производству СПГУвеличить

Одним из стратегически приоритетных регионов для ПАО «Газпром» на долгосрочную перспективу является Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Государственная политика по формированию газовой промышленности на Востоке России определена в «Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР», которая одобрена Правительством РФ 15 июня 2007 г.

«Сахалин-2» это первый проект, реализуемый в России на условиях соглашения о разделе продукции. Оператором проекта является компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» («Сахалин Энерджи»). Акционеры «Сахалин Энерджи»: ПАО «Газпром» (50% плюс одна акция), «Шелл Сахалин Холдингс Б.В.» (дочернее предприятие компании «Шелл», 27,5% минус одна акция), «Митсуи Сахалин Холдингс Б.В.» (дочернее предприятие компании «Митсуи», 12,5% акций) и «Даймонд Газ Сахалин Б.В.» (дочернее предприятие компании «Митсубиши», 10% акций).

Суммарные извлекаемые запасы «Сахалин-2» составляют порядка 150 млн тонн (свыше 1 млрд баррелей) нефти и 500 млрд куб. м газа.

В ходе реализации первого этапа проекта с помощью первой в России морской платформы «Моликпак», установленной на Пильтун-Астохском месторождении в 1999 г., была добыта первая нефть. В ходе второго этапа проекта были построены и введены в эксплуатацию две другие морские платформы, подводные трубопроводы длиной 300 км, соединяющие все три платформы с берегом, наземные нефте- и газопроводы длиной 800 км, объединенный береговой технологический комплекс, терминал отгрузки нефти и первый в России завод по производству СПГ.

В декабре 2008 г. проект «Сахалин-2» перешел на круглогодичный экспорт сырой нефти, а 18 февраля 2009 г. состоялся запуск в эксплуатацию первого в России завода по производству СПГ.

Реализация крупнейшего в мире комплексного нефтегазового проекта «Сахалин-2» стала катализатором множества процессов, имеющих большое значение для развития страны и Сахалинской области. По итогам 2016 г., согласно международным стандартам финансовой отчетности (МСФО), выручка «Сахалин Энерджи» составила 4,55 млрд долл. США, а прибыль — 869 млн долл. США. Всего в 2016 г. «Сахалин Энерджи» перечислила Российской Федерации более 2,02 млрд долл. США (в натуральной и денежной формах). Применяющиеся при реализации проекта технологии можно охарактеризовать как технологический прорыв для нашей страны: впервые Россия поставляет газ в сжиженном виде, причем применяемая технология сжижения была разработана специально для этого проекта. Транспортировка СПГ стала новым сегментом российского судоходного рынка.

Охране окружающей среды уделено особое внимание. «Сахалин-2» — это прежде всего проект, использующий природные ресурсы, поэтому важно максимально снизить возможный ущерб природе. В ходе подготовки проектной документации для обеих стадий проекта «Сахалин-2» выполнена детальная оценка воздействия на окружающую среду, включавшая точный расчет всех видов негативных воздействий и разработку методов их предупреждения или минимизации. Проектная документация получила положительное заключение Государственной экологической экспертизы Министерства природных ресурсов Российской Федерации.

В 2015 г. между ПАО «Газпром» и компанией «Шелл» был подписан Меморандум о реализации проекта строительства третьей технологической линии завода проекта «Сахалин-2» производительностью до 5 млн тонн СПГ в год. Срок ввода проекта в эксплуатацию намечен на 2021 г. В 2016 г. «Сахалин Энерджи» начала разработку проектной документации для реализации проекта строительства третьей технологической линии.

Благодаря постоянной оптимизации работы производственных систем и отладке оборудования компания добивается показателей, которые превышают проектную мощность завода, составляющую 9,6 млн т СПГ в год. Так, в 2016 г. «Сахалин Энерджи» произвела 10,93 млн т СПГ., а также добыла 3,90 млн т (28,75 млн барр.) нефти и 1,61 млн т (14,17 млн барр.) конденсата.

В 2016 г. «Сахалин Энерджи» также установила рекорд по производству СПГ — еженедельный объем производства превысил 255 тыс. т СПГ.

Доля сахалинского СПГ в 2016 г. в Азиатско-Тихоокеанском регионе составила около 6%, на мировом рынке — около 4,5%.

Продолжается оснащение проекта: в апреле 2017 г. на Сахалин прибыло новое ледокольное судно снабжения «Геннадий Невельской», а 6 августа 2017 г. к месту службы прибыло ледокольное судно дежурного обеспечения добывающих платформ «Степан Макаров». Новые суда получили ледовый класс Icebreaker6 для работы в арктических условиях.

6 сентября 2017 г. «Сахалин Энерджи» заключила контракт с британской Petrofac на 700 млн долл. США на строительство дожимной компрессорной станции и её интеграцию в систему действующего берегового комплекса.

Новости по теме:

www.gazpromexport.ru

«Газпром нефть» открыла новое месторождение на шельфе Охотского моря

4 Октября 2017

«Газпромнефть-Сахалин», дочерняя компания «Газпром нефти», завершила бурение и испытание поисково-оценочной скважины на Аяшском лицензионном участке на шельфе Охотского моря. По результатам выполненных работ открыто новое месторождение углеводородов с оценочными геологическими запасами порядка 255 млн т.н.э. Детальная оценка запасов будет подготовлена к середине 2018 года.

Решение о бурении на Аяшской перспективной структуре было принято на основании данных сейсморазведки 3D. При разработке программы буровых работ была подробно проанализирована информация о выполненных геологоразведочных исследованиях на шельфе Охотского моря. Опыт «Газпром нефти» в геологоразведке и разработке морских месторождений, полученный на текущих шельфовых активах компании, позволил завершить бурение в штатном режиме и в соответствии с намеченным графиком.

Для строительства скважины применялись передовые технологические решения, благодаря использованию которых «Газпромнефть-Сахалин» построил поисково-оценочную скважину в короткий межледовый период Охотского моря точно в срок и без происшествий. В частности, технология безрайзерного удаления шлама позволила контролировать стабильность околоскважинных пород, а также полностью исключить попадание горной породы в морскую среду. Бурение осуществлялось роторной управляемой системой автоматического поддержания вертикальности скважины, что дало возможность применять наиболее «агрессивные» режимы проходки, сокращающие время строительства, и минимизировать количество спускоподъемных операций.

При строительстве скважины глубиной 2700 метров было отобрано 162 погонных метра керна из предполагаемых продуктивных горизонтов, выполнен большой объем геофизических и гидродинамических исследований скважины как в открытом, так и в обсаженном стволе.

«Развитие шельфовых активов „Газпром нефти“ остается стратегическим приоритетом компании. Мы продолжаем освоение и изучение всех шельфовых лицензионных участков, которые находятся в нашем портфеле. Открытие крупного месторождения в Охотском море доказывает востребованность нашего опыта и позволяет по-новому оценить перспективы развития шельфовых проектов», — сказал председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков.

Аяшский лицензионный участок в Охотском море — часть проекта «Сахалин-3». Участок расположен в северо-восточной части шельфа о.Сахалин, в 55 км от береговой линии. Глубина моря в точке бурения первой скважины — 62 м. Ранее на Аяшском лицензионном участке были выполнены сейсморазведочные работы 3D в объеме 2150 кв. км.

«Газпромнефть-Сахалин» — дочерняя компания «Газпром нефти». Основной вид деятельности — поиск, разведка и разработка морских месторождений нефти и газа. Компания является оператором геологоразведочных работ на Долгинском нефтяном месторождении, Северо-Западном лицензионном участке, Хейсовском лицензионном участке, Северо-Врангелевском лицензионном участке, а также Аяшском лицензионном участке в Охотском море.

Возврат к списку

sakhalin.gazprom-neft.ru