Как добывают природный газ
В 2020 году «Газпром» добыл (без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции):
Месторождения
В своей стратегии ПАО «Газпром» придерживается принципа добычи такого объема газа, который обеспечен спросом.
Стратегическими регионами добычи газа на долгосрочную перспективу являются полуостров Ямал, Восточная Сибирь и Дальний Восток, континентальный шельф России.
В основе стратегии «Газпрома» в освоении перспективных месторождений лежит экономическая эффективность, определяемая синхронным развитием мощностей по добыче газа и возможностей его транспортировки, комплексной переработки и хранения.
Развитие нефтяного бизнеса является одной из стратегических задач «Газпрома». Основу нефтедобычи в Группе «Газпром» составляет ПАО «Газпром нефть».
Ключевая задача ПАО «Газпром нефть» до 2030 года — выстроить компанию нового поколения, стать ориентиром для других компаний мировой нефтяной отрасли по эффективности, технологичности и безопасности.
Для достижения этих целей «Газпром нефть» будет стремиться к максимально рентабельному извлечению остаточных запасов на текущей ресурсной базе за счет распространения применяемых лучших практик оптимизации разработки, снижения себестоимости опробованных технологий, а также привлечения и массового внедрения новых технологий.
По состоянию на 31 декабря 2020 года на территории России Группой «Газпром» разрабатывалось 147 месторождения углеводородов. Основным центром добычи газа «Газпромом» остается Надым-Пур-Тазовский нефтегазоносный район в ЯНАО. Деятельность по освоению нефтяных запасов Группы ведется преимущественно на территории ЯНАО и ХМАО-Югры, а также в Томской, Омской, Оренбургской и Иркутской областях, в Печорском море.
|
| 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
|---|---|---|---|---|---|
| Разрабатываемые месторождения, ед. | 136 | 136 | 138 | 144 | 147 |
| Действующие газовые эксплуатационные скважины, ед. | 7441 | 7438 | 7418 | 7438 | 7494 |
| Действующие нефтяные эксплуатационные скважины, ед. | 8681 | 7358 | 8489 | 7752 | 8519 |
На долю «Газпрома» приходится 66% российского объема добычи газа и 11% всего добываемого в мире газа.
В 2020 году Группой «Газпром» (без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции) добыто 453,5 млрд куб. м природного и попутного газа.
По итогам 2020 года «Газпромом» (без учета доли в добыче организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции) добыто 41,6 млн т нефти и 16,3 млн т газового конденсата.
С учетом доли Группы «Газпром» в объемах добычи организаций, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции (1 млрд куб. м природного и попутного газа и 5,5 млн т нефти), добыча углеводородов Группой составила 454,5 млрд куб. м природного и попутного газа, 16,3 млн т газового конденсата и 47,1 млн т нефти.
На территории зарубежных стран Группа «Газпром» ведет поиск и разведку месторождений углеводородов, участвует в ряде нефтегазовых проектов, вошедших в стадию добычи, а также оказывает сервисные услуги, связанные со строительством скважин. Работа ведется на территории стран бывшего Советского Союза, государств Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Южной Америки.
Месторождения нефти или природного газа - это область или регион, который имеет несколько скважин, предназначенных для извлечения сырой нефти и природного газа из недр земли. Как правило, природный газ добывается параллельно с добычей сырой нефти, хотя есть и специализированные месторождения нефти или газа.
Поршневой компрессор Corken используется на фазе освоения скважины и фазе добычи. На нефтяной скважине отбор паровой фазы, а также подъем жидкости с помощью паровой фазы являются обычными функциями поршневого компрессора. Если нефтяная скважина не подсоединена к нефтепроводу, извлеченная сырая нефть временно хранится на буровой площадке в больших топливных резервуарах до ее транспортировки на нефтеперерабатывающий завод. В это время природный газ, как сопутствующий продукт сырой нефти, создает внутри топливных резервуаров избыточное давление насыщенных паров. Компрессор для отбора паровой фазы используется для устранения паровой фазы из сырой нефти.
Когда давление в нефтяной скважине становится недостаточным, чтобы поддерживать ее в разработке, имеется решение подъема жидкой фазы с помощью газа. В данном случае поршневые газовые компрессоры компании Коркен используются для впрыска паровой фазы в жидкость (сырую нефть). Процесс впрыска насыщает жидкость газовыми пузырьками, уменьшает плотность жидкости и повышает давление в скважине, заставляя выходить насыщенную газами жидкую фазу.
Со временем производительность сокращается, так как газовая скважина исчерпывает свои ресурсы. Чтобы улучшить производительность используется поршневой компрессор Corken для повышения давления в скважине. Другое применение поршневого компрессора Corken - это перекачка жидкостей и сбор паровой фазы. После того, как неочищенный природный газ извлечен из скважины, он отправляется на газоперерабатывающий завод, где сжиженные природные газы (такие как пропан, бутан, этан и др.) отделяют и временно хранят в резервуарах. Поршневые компрессоры Corken используются и для разгрузки резервуаров СУГ и отбора паровой фазы.
Для получения более подробной информации по оборудованию Corken для добычи нефти и природного газа перейдите по одной из приведенных ниже ссылок:
При нынешних уровнях добычи в России запасов нефти хватит на 59 лет, газа — на 103 года, сказал РБК глава Минприроды Александр Козлов. Но, по его словам, запасы можно увеличить, если вкладываться в геологоразведку
BRENT BRENT $68,33 +0,02%
Александр Козлов (Фото: Владислав Шатило / РБК)
Обеспеченность России запасами нефти при существующем уровне ее добычи составляет 59 лет, природного газа — 103 года. Об этом в интервью РБК рассказал министр природных ресурсов и экологии Александр Козлов.
Глава Минприроды — РБК: «У нас нет KPI по числу штрафов за вред экологии»
Он считает, что новые запасы реально прирастить, если увеличить объем геологоразведки в труднодоступных территориях. «Где-то есть месторождения, которые высвобождаются (истощаются. — РБК), а есть такие, которые еще не получили полную нагрузку. В любом случае нужно развивать геологоразведку, в том числе в труднодоступных местах», — сказал министр.
Добыча нефти и газового конденсата в России в 2020 году снизилась на 8,6%, до 512,68 млн т. Это следует из данных Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК), передавал ТАСС. В 2019 году Россия побила постсоветский рекорд, достигнув 568 млн т нефти и конденсата. Добыча газа в прошлом году составила 692,33 млрд куб. м.
В начале апреля 2021 года глава Федерального агентства по недропользованию (Роснедр) Евгений Киселев в интервью «Российской газете» говорил, что запасов нефти в России хватит на 58 лет, из них рентабельных — только на 19 лет. «Но это условные, индикативные показатели. С развитием технологий этот рубеж будет постоянно отодвигаться», — добавлял он, отмечая, что запасов нефти хватит «до бесконечности». Он напомнил, что не было ни одного года, когда бы Роснедра не сообщали о том, что прирост запасов по нефти и газу больше, чем объем добычи.
Почему Украине не хватает собственного газа? С годами этот вопрос становится все острее. Особенно когда рыночные цены на газ в Европе пересекли отметку в $1000 за тысячу кубометров. Имеем парадокс: глубоко в недрах Украины – более триллиона кубометров газа. Но длительное время добывающим компаниям банально не давали к нему доступ. Большие месторождения были фактически "заморожены". И это в то время, когда страна стремилась добиться энергетической независимости. Почему так произошло, и какие препятствия для добычи до сих пор остаются – читайте в спецпроекте Федерации работодателей нефтегазовой отрасли (ФРНО).
Львиную долю газа Украина добывает на месторождениях, которые были открыты еще в 60-80-х годах – Шебелинском, Западно-Крестищенском и т.д. В то время они были уникальными для всей Европы и по-прежнему остаются мощным и ключевым для Украины источником собственного газа.
Но за полвека из них уже добыли более 1,7 трлн кубометров газа (или 70-90% от первоначальных запасов). Эти месторождения давно приобрели статус истощенных. Так что на рост добычи газа на них уже не рассчитывают. Задача максимум для старых истощенных месторождений – удержать кривую падения.
"Если при нынешних условиях истощенности месторождений удастся сохранить падение добычи всего на 5% в течение ближайших 5 лет, я считаю, что это – прекрасный результат. Но, чтобы расти, нужно работать над новыми проектами", – утверждает член Экспертного совета дивизиона "Нафтогаз Разведка и Добыча" Александр Акульшин.
Эксперты объясняют: истощение запасов – вполне естественный процесс, ведь газ является исчерпаемым ресурсом. Поэтому Украина должна заранее готовиться к этому и искать новые газовые месторождения, которые стали бы заменой "старым" гигантам.
Но в последние 20-30 лет работа по изучению и разработке новых перспективных нефтегазовых участков была хаотичной. Как следствие, за последние десятилетия было мало открытых месторождений, да и те – лишь мелкие.
В то же время целая группа перспективных участков оставалась "в запасе". По разным причинам государство долгие годы не передавало их инвесторам. Поэтому геологоразведочные работы на площадях, которые могли бы стать новой надеждой на газовую независимость, не начинались вовсе или прерывались разными форс-мажорами. Годами новые месторождения были заморожены и простаивали, хотя при другом сценарии уже сейчас могли бы давать газ.
Лишь в 2019-2021 годах, когда критичность освоения новых участков стала очевидна, ситуация начала выравниваться. Компании наконец-то получили лицензии для начала изучения и разработки перспективных площадей. Впрочем, чтобы извлечь из них существенные объемы газа, понадобится еще 3-5 лет тяжелого труда и решения проблем.
Ниже рассмотрим, какие газовые проекты в стране самые перспективные и когда они позволят достичь энергонезависимости.
В Украине на суше есть два ключевых региона, перспективных на газ и нефть.
Первый – Днепровско-Донецкий. Он находится на территории Полтавской и Харьковской областей, а также соседних – Днепропетровской, Донецкой, Сумской.
Второй регион – Карпатский (Львовская, Ивано-Франковская и частично смежные области), о залежах которого известно уже многие столетия.
Оба региона считаются уже достаточно изученными. Большая часть их площади нарезана на лицензионные участки и распределена между добывающими компаниями.
Впрочем, далеко не все площади розданы. У государства еще остаются достаточно перспективные территории, интересные газодобывающим компаниям. Их распределение долгое время было непрозрачным. Конкурсы на новые лицензии в большинстве случаев завершались скандалами и обвинениями в коррупции.
"Самые лакомые участки еще не так давно доставались неизвестным фирмам-однодневкам вне конкурсов. В то же время, например, государственной Укргаздобыче разрешения наоборот не давали по формальным причинам. Один только Полтавский областной совет отказал более 60 (!) раз", – вспоминает генеральный директор "Нефтегазового консалтингового центра" Андрей Закревский.
В 2019 году Госгеонедра навели порядок и внедрили электронную систему аукционов на новые участки. На этих аукционах начали выставлять ликвидные перспективные объекты. Это доказала ожесточенная конкуренция, сопровождавшая новые конкурсы
К примеру, в августе спецразрешение на разработку Будищенско-Чутовской площади углеводородов государство смогло продать за рекордные 650,5 млн грн. Это в 8 раз больше стартовой цены! А чуть больше месяца назад удалось продать Южно-Русановскую – за немалые 304,6 млн грн.
"В 2020 году Будищанско-Чутовская площадь стала настоящей сенсацией на нефтегазовом рынке Украины. Конечная стоимость лота превзошла наши прогнозы, а это положительный сигнал возобновления доверия к отрасли. Бизнес готов честно бороться за право разработки украинских недр и вкладывать деньги в добывающую отрасль. Есть два основных параметра, на которых базируется принятие инвестиционного решения. Первый — геология, которая интересна и многообещающая относительно этого объекта, и второй — конъюнктура рынка и регуляторная среда. Сейчас в Украине регуляторное поле привлекательно, а конъюнктура рынка зависит от глобальных мировых тенденций", – рассказывает глава Государственной службы геологии и недр Украины Роман Опимах.
Кроме того, добытчики смогли получить доступ к перспективным участкам благодаря механизму СРП – соглашений о распределении продукции. Этот формат сотрудничества государства и добывающих компаний уже доказал свою эффективность в других странах. По итогам конкурсов отечественные газодобывающие компании с декабря 2020 года по ноябрь 2021 получили лицензии на 11 крупных участков. По размеру площади эти участки сопоставимы с большей частью всех месторождений, разрабатываемых Украиной.
Государство также начало решать проблему так называемых "спящих" лицензий. Речь идет о тех качественных активах, которые чиновники времен Януковича передавали неизвестным компаниям. Однако не для того, чтобы из них добывали газ, а для дальнейшей перепродажи. Многие из таких лицензий так и "зависли" на подозрительных юридических лицах и тоже фактически "заморожены".
СНБО взялся разобраться в этой проблеме – некоторые лицензии уже даже вернулись в государственный фонд. Специалисты надеются, что эта работа будет продолжена и перспективные участки найдут порядочных собственников, которые начнут добычу.
"Если бы Украина не медлила и передала перспективные участки добывающим компаниям раньше, то мы могли бы уже сегодня получать из них газ. Теперь надо запастись терпением и работать. А все заинтересованные стороны должны приложить максимум усилий, чтобы не допустить тех или иных проволочек, минимизировать имеющиеся препятствия, чтобы превратить "замороженный" газ в обогревающий наши дома", – отмечает исполнительный директор Ассоциации газодобывающих компаний Украины Артем Петренко.
Юзовская площадь – это самый большой по площади участок в Днепровско-Донецком бассейне, в Донецкой и Харьковской областях. Около 10 лет назад интерес к ней проявил мировой гигант Shell. Компания выиграла конкурс и получила право изучать и разрабатывать этот участок. Кроме производственных планов, Shell планировала инвестировать $2 млн в социальные проекты в Харьковской и Донецкой областях, некоторые из которых реализовала в 2014 году. Но уже в 2015 году вышла из проекта. Среди основных причин выхода эксперты указывают начало войны на востоке Украины и давление на компанию со стороны России.
"Думаю, что не обошлось без серьезного давления со стороны России, когда эта компания зашла в разработку нетрадиционного газа в Украине. Россияне разыграли традиционную схему "кнута" и "пряника". Из-за вторжения в Украину РФ повысила риски добычи газа на востоке Украины и таким образом фактически выгнали их оттуда – это "кнут", а затем предложили "пряник" – участие в Северном потоке 2", – говорил тогда Михаил Гончар, президент Центра глобалистики "Стратегия ХХІ".
Механизмом давления стала пропагандистская кампания. В адрес Shell звучали обвинения, основанные на том, что компания вроде бы планировала добывать так называемый "сланцевый" газ. В лозунгах пропагандистской кампании раздавались угрозы, что добыча сланцевого газа, в частности методом гидроразрыва, влияет на рост онкобольных в регионе, несет непоправимый ущерб экологии уникальной природной среды Донбасса. Однако ни одно геологическое исследование так и не подтвердило наличие сланцевого газа на территории Юзовской площади.
Далее судьба перспективного участка оказалась в затянувшихся на годы судах. Как следствие, за последние 7 лет тоже фактически была "спящей". И ее богатые недра никак не использовались. Только в конце 2020 года государство занялось решением этой проблемы. На этот раз действовали четко и прозрачно – Юзовская площадь была передана в разведку и добычу государственному Нафтогазу, которому продали права на соответствующее юридическое лицо.
Нафтогаз активно включился в работу и собрал необходимую геологическую информацию. Уже к началу осени компания планировала приступить к первым полевым работам. Начинать решили с обновления старых, ранее ликвидированных скважин. Там таковых хватает. Ведь в советское время в тех местах уже добывали газ. С помощью современных технологий эту добычу можно восстановить и с большой вероятностью получить новый приток газа. А потом Нафтогаз планирует пробурить и новые скважины.
Но государственная компания столкнулась с таким же противодействием, как и Shell. Российские пропагандисты прибегли к проверенным временем приемам, чтобы дискредитировать идею добычи углеводородов на Донбассе и не дать Украине укрепить газовую независимость.
"Антисланцевые" материалы в СМИ сначала появляются на ресурсах так называемых ДНР и ЛНР, а затем "перетекают" в некоторые украинские медиа. Далее они тиражируются в социальных сетях и распространяются среди местного населения. Так, в начале января 2021 года, когда Нафтогаз объявил о приобретении прав на ООО "Надра Юзовская", появились десятки новостей со схожими заголовками: Экологическая катастрофа без лишнего шума, "Сланцевый геноцид" развязан: как Украина превращает Донбасс в пустыню, Киев устроит экологическую катастрофу на Донбассе, развернув добычу сланцевого газа на оккупированных территориях.
"Они противодействуют привлечению, в первую очередь, государственной компании. Да и частникам тоже достается. Люди не понимают, что от добычи нефти и газа зависит наша энергетическая безопасность, когда их пугают "двухголовыми телятами", – констатирует Андрей Закревский. – Хотя технологии добычи, которыми пугают местных, уже применялись и в Донецкой области, и в Луганской области (и частными, и государственными компаниями) еще с середины прошлого столетия. И никаких проблем не было".
Буквально через несколько месяцев ситуацию разогрели настолько, что, когда Нафтогаз пришел с намерением рассказать Святогорской общине о планах своей работы и запланированных социальных проектах, люди даже не захотели слушать.
Навязанные мифы и страх перед неизвестным перевесили доводы о необходимости добычи собственного газа для страны и значительных налоговых поступлений для самой общины.
"У нас есть примеры, когда села зовут нас как инвесторов, чтобы мы реализовывали свои проекты. Ведь это означает развитие для них. Тогда как экологические риски значительно преувеличены. Большинство из них — по поводу исчезновения воды, оседания земли и т.д. — это просто мифы", – убеждал жителей Святогорской общины Евгений Баранов, сотрудник ООО "Надра Юзовская".
Как следствие, Нафтогаз по-прежнему не может получить доступ к местным земельным участкам и уже потерял несколько месяцев времени. Хотя в других условиях мог бы получить первый газ из новых скважин уже в начале 2022-го.
Кроме суши, отечественным газовикам хватит работы и на морском шельфе. У них есть амбициозные планы по возвращению в Черное море.
Именно по возвращению, ведь Украина начала добывать газ в Черном море еще в 1974 году, с открытия Голицынского месторождения. С тех пор отечественные специалисты приобрели значительный опыт и наработали серьезную производственную базу, а добыча достигла почти 2 млрд куб. м газа (на 2013 год).
После оккупации Крыма добыча на морских участках также была потеряна – россияне отобрали и сами участки, и буровые платформы. С 2014 по 2019 годы из принадлежащих Украине месторождений Россия незаконно добыла 10,4 миллиарда кубометров газа.
Но перспективные участки на контролируемой Украиной территории у моря еще есть. Среди них два больших блока – Дельфин и Скифская площадь. Оба имеют свою историю, в которой есть те же неудачные конкурсы, судебные тяжбы, международные инвесторы, которые пришли и ушли. И результат тот же – в течение многих лет их разведка и освоение так и не сдвинулись с места.
Недавно государство предприняло решительные действия, чтобы изменить ситуацию. Ведь один только шельф может кардинально изменить отечественную энергетику.
"Украина имеет огромный, но до сих пор нереализованный потенциал по добыче природного газа, в частности, на черноморском шельфе. По разным оценкам, его запасы могут достигать 300 млрд кубометров. А прогнозируемая годовая добыча из будущих скважин на шельфе может достигать 10 млрд кубометров. Реализация такого потенциала только одного шельфа Черного моря способна превратить Украину из импортера в экспортера газа", – отмечает глава Федерации работодателей нефтегазовой отрасли Виталий Щербенко.
К счастью, работы по реализации потенциала шельфа уже начались. В конце 2020 года Кабинет Министров предоставил Нафтогазу исключительное право на разработку морских участков. Задача компании – провести дополнительное геологическое изучение шельфа, подтвердить экономическую целесообразность проекта и устранить другие препятствия для добычи газа "на море" – то есть выполнить так называемый дерискинг.
"Передача участка Черноморского шельфа Нафтогазу Украины была единственно возможным вариантом. Данное решение можно назвать оптимальным в обстоятельствах контроля Россией значительной части морского пространства в северо-западном секторе Черного моря", – считает Михаил Гончар.
После дерискинга Нафтогаз рассчитывает привлечь международных инвесторов и партнеров. Ведь полноценное освоение шельфа – это сверхсложный проект, требующий миллиардных инвестиций, новых технологий, современного опыта и экспертизы.
Освоение морских участков обычно занимает на 2-3 года дольше сухопутных. Но Нафтогаз начал работу в кратчайшие сроки – уже в сентябре 2021 начались подготовительные работы к геологическому изучению участков, а впоследствии – 3D сейсмические исследования. Далее следует этап интерпретации полученных в ходе геологоразведки данных, а в конце 2023 года – в начале 2024 года ожидается бурение первой скважины. Через пять лет планируется извлекать газ в промышленных масштабах.
Следовательно, газ в украинских недрах есть, и его много. Государство за последнее время сделало действительно большие и существенные шаги, чтобы использовать эти ресурсы в пользу страны. Но эффект не может быть и не будет мгновенным. Газодобыча имеет свой технологический цикл, который занимает от трех лет на суше и от пяти лет на море.
"Нефтегазодобывающий бизнес является чрезвычайно рискованным и долговременным во времени. Мгновенного результата, то есть быстрого наращивания газодобычи, не бывает. С момента, когда компания получает специальное разрешение на пользование недрами, до момента добычи первых кубометров газа ей нужно предпринять ряд мер, предусмотренных утвержденной программой работ. Сначала собирается геологическая информация и производится ее анализ. Далее на лицензионном участке осуществляется 3D сейсмика. К слову, в течение года есть всего несколько месяцев, когда можно проводить такие исследования. После их проведения происходит интерпретация данных и выбираются точки для последующего бурения. Далее компании нужно провести оценку влияния на окружающую среду, занимающую 6 месяцев, а также оформить земельный участок", – объясняет Артем Петренко.
По словам специалистов, практика показывает, что это достаточно сложный и длительный процесс. Лишь после того, как пройдены все этапы, начинается бурение скважины, продолжающееся по меньшей мере около года. И в случае успешного бурения (а по статистике только каждая третья пробуренная скважина производительна) компания может начать коммерческую добычу газа.
Впрочем, в среднесрочной перспективе у Украины хороший шанс наконец-то избавиться от зависимости от импортного газа. Эксперты надеются, что на этот раз этим шансом воспользуются.
"Сегодняшняя цена на газ – это возможность для украинских добывающих компаний совершить прорыв и увеличить добычу. Мы видим прорыв, который демонстрируют не только Укргаздобыча, но и другие компании. Буровые станки полностью расписаны на следующий год, наблюдается ажиотаж", – отмечает директор ExPro Consulting Геннадий Кобаль.
Текст подготовлен Федерацией работодателей нефтегазовой отрасли и публикуется в рамках проекта ФРНГ
Если Вы заметили орфографическую ошибку, выделите её мышью и нажмите Ctrl+Enter.
«Новатэк» нашел способ снизить падение добычи на крупнейшем активе – Юрхаровском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Гидроразрыв пласта на глубине 4100 м дал приток газоконденсатной смеси в объеме 650 000 куб. м/сутки, сообщила компания. Это подтверждает «промышленную значимость юрских отложений», «Новатэк» принял положительное инвестиционное решение о вводе их в опытную разработку. В конце октября финансовый директор «Новатэка» Марк Джетвей сообщал о планах по бурению 15 новых скважин на юрских отложениях Юрхаровского месторождения. Их возможную производительность топ-менеджер оценивал в 2–2,2 млрд куб. м газа в год, выйти на нее предполагается к 2020 г., уточнял Джетвей. Точно оценить возможный прирост добычи пока сложно, но заявленные «Новатэком» данные по притоку очень хорошие, считает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров. «Речь может идти о миллиардах кубометров. В перспективе именно за юрскими отложениями будущее сырьевой базы компании», – делится мнением Нестеров.
На такой глубине (более 4000 м) залегают юрские отложения – слой породы, сформировавшийся 145–199 млн лет назад, в эпоху динозавров. Ресурсы юрских отложений в Ямало-Ненецком округе можно оценить в 10–40 млрд т условного топлива, писал корпоративный журнал «Газпрома». Сложность разработки запасов этого периода – в повышенном давлении и температуре. Сейчас основная часть газа в России добывается из сеноманских и валанжинских залежей (65–145 млн лет назад). Сам «Газпром» вместе с партнерами разрабатывает ачимовские залежи, которые немного моложе юрских.
Юрхаровское месторождение до сих пор обеспечивало более половины в общем объеме добычи газа «Новатэком». В 2016 г. на нем было добыто 33,7 млрд куб. м (51%) из 66,1 млрд куб. м газа, добытых компанией (с учетом доли в совместных предприятиях). Однако пик добычи на месторождении был зафиксирован в 2014 г. (38,1 млрд куб. м), и с того момента она неуклонно снижается (см. график). По результатам трех кварталов 2017 г. темпы падения добычи достигли «рекордных» 12% по сравнению с показателем прошлого года. Как следствие, пусть и меньшими темпами, снижается общая добыча газа «Новатэком» – за тот же период 2017 г. она снизилась на 7,8% до 46 млрд куб. м.
К 2020 г. «Новатэк» предполагает вывести на максимальный уровень добычи Харбейское месторождение, оценка запасов газа которого по результатам доразведки была в начале ноября увеличена до 220 млрд куб. м. «Через год выйдем на обустройство и начнем капвложения. Обычно быстро выходим на полку. Думаю, наверное, 2020 год», – говорил председатель правления «Новатэка» Леонид Михельсон. По оценкам аналитиков, добыча на Харбейском месторождении может быть доведена до 10 млрд куб. м в год. «Новая программа бурения начнет приносить дополнительную добычу в 2018 г. и заместит часть выпадающей добычи на ключевых месторождениях», – отмечал Джетвей.
Постепенный ввод новых мощностей позволит «Новатэку» снизить темпы падения добычи на зрелых месторождениях, соглашаются аналитики Renaissance Capital. В 2018 и 2019 гг., по их оценкам, оно составит 5 и 6% соответственно. На доле внутреннего рынка «Новатэка» (около 20%) падение собственной добычи сказаться не должно, считают в Renaissance Capital. Компания может сохранить ее, увеличивая объем покупки газа у своих совместных предприятий и «Сибура», говорят аналитики.
Минерально-сырьевая база Самарской области представлена углеводородным сырьем, неметаллическими полезными ископаемыми и подземными водами.
Углеводородное сырье Самарской области представлено нефтью, растворенным газом, свободным газом и конденсатом. Основную долю минерально-сырьевой базы углеводородного сырья (более 90%) составляет нефть. Запасы нефти сосредоточены на 322 месторождениях, из них 14 месторождений являются пограничными с соседними субъектами Российской Федерации. Большая доля разведанных запасов находится в Нефтегорском, Кинель-Черкасском, Кинельском, Сергиевском, Алексеевском, Волжском, Исаклинском, Похвистневском и Красноярском районах. В общем балансе углеводородного сырья Самарской области доля растворенного газа составляет примерно 5%. Разведанные запасы растворенного газа в основном сосредоточены в Кинель-Черкасском, Борском, Нефтегорском и Кинельском районах. Значительная часть запасов свободного газа размещена в Кинель-Черкасском, Нефтегорском, Кинельском, Борском, Алексеевском районах. В Большечерниговском районе находится одно газоконденсатное месторождение.
Неметаллические твердые полезные ископаемых Самарской области представляют горнотехническое, горно-химическое и минерально-строительное сырье, которое широко используется для изготовления извести и цемента, для силикатного и стекольного производства, для производства керамзита, цементного сырья, кирпича, в медицине, дорожном строительстве и сельском хозяйстве.
Формовочные пески выявлены в палеогеновых отложениях в правобережье р. Волги в Сызранском районе. Бентонитоподобные глины приурочены к верхнеплиоценовым отложениям, месторождения и проявления их в основном находятся в Самарском Заволжье. Цеолитсодержащие породы выявлены в Шигонском и Сызранском районах в правобережье р. Волги.
Горючие сланцы имеют распространение в Большеглушицком и Сызранском районах. Фосфориты на территории Самарской области содержатся в верхнеюрских и нижнемеловых отложениях. Сера самородная на месторождениях присутствует в карбонатных породах пермского возраста в виде природных скоплений. Месторождение каменной соли находится в Большеглушицком районе, отложения галита приурочены к кунгурскому ярусу и залегают на глубине 500 м и более. Асфальтиты и битумы встречаются в терригенных отложениях пермского возраста в пределах Самарской Луки и на территории Клявлинского, Шенталинского, Исаклинского и Сергиевского районов.
Неметаллические твердые полезные ископаемые представлены следующими месторождениями: стекольного песка – 3, горючих сланцев – 2, цементного сырья – 7, каменной соли – 1, серы самородной – 2, формовочных песков – 2. Из них разрабатываются месторождения песков формовочных и цементного сырья (глины, суглинки, известняки, опоки).
Для производства строительных материалов существенное значение имеет широкое видовое представительство общераспространенных полезных ископаемых, сосредоточенных на 192 месторождениях, из них: строительных камней – 17 (Сызранский, Ставропольский, Волжский, Красноярский, Пестравский, Сергиевский районы, г. о. Самара, г.о. Жигулевск), известняков для обжига на известь – 5 (Сызранский, Ставропольский, Пестравский районы), гипса и ангидрита – 5 (Клявлинский, Кинельский, Безенчукский), керамзитового сырья – 8, кирпично-черепичного сырья – 65 (Волжский, Сызранский, Ставропольский, Кинельский, Похвистневский, Нефтегорский, Кинель-Черкасский и другие районы), песчано-гравийных материалов – 7 (Нефтегорский, Ставропольский, Похвистневский и другие районы), песка строительного – 49, глины тугоплавкой – 1 (г.о. Чапаевск), мела – 1, асфальтитов и битумов – 1, аглопоритового сырья – 1, торфа – 33.
Добыча общераспространенных полезных ископаемых ведется на 40 месторождениях в 15 муниципальных районах (Сызранский, Ставропольский, Пестравский, Сергиевский, Волжский, Камышлинский, Красноярский, Клявлинский, Кинельский, Безенчукский, Похвистневский, Кинель-Черкасский, Нефтегорский, Богатовский, Приволжский) и четырех городских округах (Самара, Тольятти, Жигулевск, Чапаевск) Самарской области.
В гидрогеологическом отношении Самарская область располагается в пределах Волго-Сурского, Приволжско-Хопёрского, Сыртовского и Камско-Вятского артезианских бассейнов подземных вод II порядка, входящих в состав Восточно-Русского сложного бассейна подземных вод I порядка.
В пределах верхней гидрогеологической зоны – зоны свободного водообмена – выделяют многочисленные гидрогеологические подразделения, различные по водообильности, в отложениях от каменноугольного до современного возраста.
Основными водоносными комплексами являются неоген-четвертичный, палеогеновый, верхнемеловой, триасово-юрский, татарский, казанский, верхнекаменноугольно-нижнепермский.
На территории Самарской области площадь развития вод с минерализацией до 1 г/дм3 имеет значительное распространение. Пресные воды встречаются практически во всех эксплуатируемых водоносных комплексах и развиты большей частью в центральной и западной частях области.
Воды с минерализацией более 3 г/дм3 встречаются на юге Самарской области в Большеглушицком, Больше-Черниговском и Красноярском районах. Они характерны, в основном, для татарского и казанского водоносных комплексов.
Для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения разведано 103 участка подземных вод, для технического водоснабжения – 66 участков.
На территории Самарской области в пределах 8 месторождений имеется 34 участка минеральных подземных вод, в том числе 18 участков лечебно- столовой воды и 16 участков бальнеологической воды. Минеральные воды используются санаториями, курортами, лечебницами на бальнеологические и лечебно-столовые нужды.
Кроме того на 6 участках питьевые подземные воды используются на розлив.
6 Августа 2021 14:00
НУР-СУЛТАН. КАЗИНФОРМ – За годы Независимости добыча газа в Казахстане увеличилась в семь раз. Об этом рассказал вице-министр ведомства Жумабай Карагаев, передает корреспондент МИА «Казинформ».
По итогам 2020 года добыча газа нефтегазодобывающими компаниями республики составила 55,1 млрд.м3, что более чем в семь раз превысило уровень добычи газа в 1991 году (7,9 млрд.м3). Об этом на брифинге в Службе центральных коммуникаций рассказал вице-министр энергетики Жумабай Карагаев.
По запасам газа Казахстан занимает 22 место в мире и 3 место среди стран СНГ после России и Туркменистана. Государственной комиссией по запасам утверждены извлекаемые запасы газа на уровне 3,8 трлн.м3. Порядка 98% всех разведанных запасов газа сосредоточено на западе Казахстана, при этом 87% – в крупных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях.
«По своей структуре добываемый газ в республике в основном является попутным нефтяным газом, к природным газовым и газоконденсатным месторождениям Казахстана относятся месторождения –Амангельды и Шагырлы-Шомышты. Около 90% добычи газа в Казахстане обеспечивают проекты Карачаганак, Кашаган, Тенгиз и Жанажол. В целом по республике насчитывается 79 газодобывающих компаний, из которых порядка 23 компании реализуют газ в газотранспортную систему для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта», - отметил вице-министр.
Так, по итогам 2020 года добыча газа нефтегазодобывающими компаниями республики составила 55,1 млрд.м3, что более чем в семь раз превысило уровень добычи газа в 1991 году (7,9 млрд.м3). При этом, порядка 17,3 млрд.м3 (31%) добытого попутного нефтяного газа закачано обратно в пласт для поддержания пластового давления, 10,1 млрд.м3 (18%) использовано на выработку электроэнергии и другие технологические нужды недропользователей. Из переработанного газа в объеме 27,7 млрд.м3 направлено на потребности внутреннего рынка – 17 млрд.м3 (62%) и на экспорт – 10,7 млрд.м3 (38%).
«Если в 1991 году добыча газа составляла 7,9 млрд.м3, которая полностью направлялась на внутренний рынок, то на сегодняшний можно говорить, что потребности в газе с учетом ввода новых газопотребляющих проектов и газификации увеличились почти на 10 млрд.м3 по итогам 2020 года. В ближайшей перспективе, по нашим прогнозам, потребление внутреннего рынка страны будет расти и к 2025 году достигнет 25,7 млрд.м3 и к 2030 году 30,2 млрд.м3», - пояснил спикер.
Вице-министр отметил, что покрытие растущей потребности ожидается за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений.
С 9-ю недропользователями имеются контракты на разведку и добычу с 11 месторождений с извлекаемыми запасами газа в объеме 187 млрд. м3.
«Ожидается, что своевременный ввод в эксплуатацию данных месторождений, а также ввод дополнительных газоперерабатывающих мощностей приведет к увеличению объема газа на 8,1 млрд.м3 в 2025 году и 8,4 млрд. м3 в 2030 году», - заключил Карагаев.
Природный газ используется многими польскими домохозяйствами. Это чистое природное топливо из подземных месторождений. Мы объясняем, что такое природный газ, каковы его виды, теплотворная способность и где он добывается.
Его часто называют голубым топливом, да еще и топливом 21 века, и это совсем не случайно. Это природный газ. В то время, когда мы ищем экологический и наименее обременительный способ отопления домов, именно природный газ часто рассматривается как одна из альтернатив – он не выделяет столько загрязняющих веществ, как угольное отопление, и позволяет отапливать здание почти необслуживаемые (автоматизированные котлы).Газ используется не только в быту, но и в промышленности и энергетике. Итак, давайте узнаем немного больше о природном газе.
Природный газ – это минерал, который образуется при разложении органических веществ, находящихся очень глубоко под землей. Это может произойти в так называемом традиционные отложения (в породах с высокими пористостью и проницаемостью) и нетрадиционные отложения (в породах с низкой пористостью и проницаемостью).
Состав природного газа может меняться, так как на него влияет то, где эксплуатируются месторождения голубого топлива. Однако основным компонентом природного газа всегда является метан. Кроме того, природный газ может содержать различное количество таких газов, как этан, пропан, бутан и азот, а также органические и минеральные соединения. Кроме того, там появляются и благородные газы (гелий, аргон).
Не все знают, что природный газ не имеет запаха. Он специально одорирован, чтобы облегчить запах при утечке.Основными преимуществами природного газа являются:
Теплотворная способность природного газа – это теплота его сгорания. Так определяется количество теплоты, выделяемое при сгорании 1 м3 газа. Теплотворная способность природного газа зависит от его состава. В польские дома и теплоэлектроцентрали подается газ с высоким содержанием метана типа Е, характеризующийся наивысшей энергоэффективностью. Этот газ очень хорошо горит и выделяет много энергии. Его теплотворная способность составляет около 40,0 МДж/м3.Качество газа строго контролируется Центральной лабораторией измерений и испытаний PGNiG.
Тип природного газа, который передается в польских распределительных сетях, не может быть случайным. Его детальные характеристики регламентируются Уведомлением Министра энергетики от 16 мая 2018 года об опубликовании единого текста Постановления Министра экономики о детальных условиях эксплуатации газовой системы. В Польше доступны следующие типы природного газа:
90 023 90 024Природный газ с высоким содержанием метана, тип E
Состав этого типа природного газа: метан (Ch5) - около 97,8%, этан, пропан и бутан - около 1%, азот (N2) - около 1%, углекислый газ (СО2) и остальные компоненты - 0,2%.Теплота сгорания такого газа не может быть меньше 34,0 МДж/м3, но нормативное значение составляет около 40,0 МДж/м3. Природный газ типа Е встречается в муниципальных газовых сетях, используется в домашнем хозяйстве, на предприятиях и промышленных предприятиях.
Газ богатый азотом, тип Ls
Состав: метан (Ч5) - около 71%, этан, пропан и бутан - около 1%, азот (N2) - около 27%, углекислый газ (СО2) и другие компоненты - 1%. Теплота сгорания такого газа не может быть меньше 26,0 МДж/м3, а нормативное значение составляет 27,9 МДж/м3.Этот вид газа поставляется только на местный рынок, в места, близкие к газозабору.
Азотсодержащий природный газ, тип Lw
Состав: метан (Ч5) - около 79 %, этан, пропан и бутан - около 1 %, азот (N2) - около 19,5 %, углекислый газ (СО2) и остальные ингредиенты - 0,5%. Теплота сгорания такого газа не может быть меньше 30,0 МДж/м3, но нормативное значение составляет 31,0 МДж/м3. Как и все L-газ, этот также используется в локальных сетях и доставляется на дом и на работу.
Ln и Lm богатый азотом природный газ
Они не поставляются клиентам в Польше, но их параметры были включены в сообщение министра. Тип Ln имеет следующий состав: метан (Ч5) – около 66 %, азот (N2) – около 32 %, углекислый газ (СО2) и остальные компоненты – 1 %. С другой стороны, состав Lm таков: метан (Ч5) - около 61 %, азот (N2) - около 32 %, углекислый газ (СО2) и остальные компоненты - 1 %. Минимальная теплота сгорания Ln составляет 22 МДж/м3, а Lm – 18 МДж/м3.
Мировыми лидерами по добыче природного газа являются США, Россия и Иран.В Польше природный газ добывается в основном в Подкарпатском, Великопольском и Любушском воеводствах. Добыча природного газа (первоначально известного как сырая нефть) в Польше началась в 1854 году, и мы были пионерами в этом отношении. Именно в Польше, а точнее в Бубрке близ Кросно, Игнаций Лукасевич основал первую в мире шахту по добыче сырой нефти. Там же добывали природный газ.
Природный газ является хорошей альтернативой традиционным источникам энергии, таким как уголь или кокс.Это топливо, которое не выделяет много углекислого газа при сгорании, поэтому его доля в польском энергетическом балансе будет увеличиваться из-за ужесточения экологических стандартов и требований.
Природный газ является одним из важнейших энергетических ресурсов. Он в основном используется в качестве топлива для отопления в бытовых и промышленных установках, в качестве источника энергии при производстве электроэнергии и в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания автомобилей.Природный газ также используется в химической промышленности в качестве сырья для производства ацетилена, цианистого водорода, аммиака, сажи, водорода и синтез-газа (смесь оксида углерода и водорода), используемого для производства метанола, алкенов, карбоновых кислот. кислоты и многие другие органические соединения.
.PGNiG чаще всего называют крупнейшим продавцом голубого топлива в Польше. Но важным сегментом деятельности концерна также является разведка и добыча природного газа и сырой нефти. Давайте посмотрим на восходящий бизнес.
Как мы недавно писали в первой части цикла «Польский газ», внутренний рынок природного газа развивается очень динамично.В последние годы мы зафиксировали увеличение потребления более чем на десять процентов, достигнув уровня почти 18 миллиардов кубометров в 2017 году: рекордное время для польского газового рынка.
Потенциал развития этого рынка по-прежнему очень велик. В Европейском Союзе природный газ считается более экологичным топливом, чем уголь, благодаря более низким выбросам CO 2 и отсутствию загрязнения пылью. Его использование также облегчает регулирование энергетической системы. Уменьшить и увеличить производство газовых электростанций легче, чем угольных.Все это способствует созданию как минимум нескольких новых газовых установок в Польше: Энергетика является главной движущей силой спроса на газ
Топливо миллионы лет
Что такое природный газ? Это природный ресурс, залежи которого можно найти в земной коре. Часто сопровождает нефтяные и угольные месторождения. Это смесь газов и паров, в основном метана. По мнению геологов, природный газ был создан путем преобразования мертвого органического вещества.Его останки, опускаясь на дно доисторических морей и океанов, питали бактерии и инициировали превращение в углеводороды, продолжавшееся миллионы лет. Очень важным условием было создание непроницаемого слоя ила над будущими отложениями. Именно благодаря им углеводороды были захвачены глубоко под землей и подвергнуты воздействию высоких температур и высоких давлений.
Разведка месторождения и добыча углеводородов на поверхность технически определяются английским словом вверх по течению. Их транспортировка и хранение определяются как средний поток.С другой стороны, нижняя стадия деятельности компаний связана с переработкой сырья, дистрибуцией и продажами.
Теперь давайте подробнее рассмотрим депозиты, контролируемые PGNiG. Компания имеет лицензии на разведку, оценку и эксплуатацию месторождений, как в стране, так и за рубежом.
Добыча из собственных источников
В Польше наибольшее количество природного газа добывается в Подкарпатье, но месторождения газа также в Любуске. Шахта по добыче сырой нефти и природного газа Любятов эксплуатирует газовые месторождения с документально подтвержденными запасами 7,3 миллиарда кубометров.Почти четверть потребности страны в природном газе (3,9 млрд куб. м) покрывается за счет внутренних источников - остальное количество импортируется. Польша — одна из немногих стран Европы, которая покрывает часть своих потребностей в газе за счет собственной добычи.
PGNiG работает в Польше по 21 лицензии на разведку и оценку сырой нефти и природного газа, а также по 25 совместным лицензиям, 213 операционным лицензиям, расположенным в основном в следующих воеводствах: Западно-Поморское, Великопольское, Подкарпатское и Малопольское.Обращает на себя внимание высокая эффективность предпринятых действий. В 2017 году - показатель точности по добывающим скважинам составил 100 %, а по разведочно-оценочным - 63,64 % (в том числе по разведочным - 41,67 %, по оценочным - 90 %).
Добыча газа осуществляется из месторождений, расположенных главным образом в Подкарпатье, где расположено крупнейшее газовое месторождение Перемышль, а также в Великой Польше, Любуске и, в меньшем масштабе, в Силезии, Нижней Силезии и Люблинском воеводстве.
Расширение бизнеса в Норвегии
Группа PGNiG также присутствует в Норвегии благодаря своей дочерней компании PGNiG Upstream Norway. Деятельность группы на норвежском континентальном шельфе продолжается уже более 10 лет. Все началось с приобретения доли в месторождении Скарв у ExxonMobil. Производство началось в 2012 году. 
В настоящее время участие PGNiG включает 21 лицензию на разведку и добычу в Северном, Норвежском и Баренцевом морях.Компании принадлежат доли в пяти месторождениях, добывающих нефть и газ (Скарв, Вилье, Морвин, Вале, Джина Крог). PGNiG также имеет доли в двух разрабатываемых месторождениях — Скогул и Эрфугль, добыча на которых начнется в 2020 году.
PGNiG ведет разведку на нефть и газ как на лицензионных участках, прилегающих к месторождениям, так и на менее разведанных участках, где выше вероятность открытия крупных газовых месторождений. Он выступает оператором по двум лицензиям, а значит, имеет самые большие доли и является лидером по разведке.Он намерен принять участие в следующих раундах лицензирования. Также ведутся торговые переговоры, направленные на приобретение большего количества концессионных участков – возможно, приобретение новых месторождений в Норвегии состоится в 2018 году.
На всех месторождениях, кроме Вилье, наряду с сырой нефтью также добывается природный газ, который транспортируется по газопроводу в основном в Германию. Там его собирает компания PGNiG Supply & Trading, работающая на немецком рынке. Сырая нефть продается напрямую с месторождений компаниям Shell (с месторождений Скарв, Вилье и Вале) и Total (с месторождения Морвин).
Основное направление импорта
Платформа на месторождении Джина Крог в Северном море. Его эксплуатация началась в 2017 году. PGNiG Upstream Norway владеет 8% акций. Фото: Statoil Добыча PGNiG на норвежском шельфе в прошлом году составила 0,55 млрд кубометров. Весь газ идет на немецкий рынок, потому что там нет необходимой инфраструктуры, чтобы отправить его напрямую в Польшу. Это должно измениться благодаря газопроводу Baltic Pipe, который соединит норвежские месторождения с Польшей.Его строительство должно начаться в 2020 году и обеспечить передачу уже в 2022 году, что позволит отказаться от поставок с восточного направления. Общая проектная мощность газопровода составляет 10 миллиардов кубометров.
В то же время PGNiG работает над увеличением добычи в Норвегии в пять раз, чтобы после 2022 года она достигла 2,5 млрд куб. ежегодно и частично питает Балтийскую трубу. Более того, как утверждает президент PGNiG Петр Возняк, собственная добыча, независимо от того, идет ли она в Польше или Норвегии, всегда дешевле, чем газ, закупаемый у внешних поставщиков.
Не только норвежский шельф
PGNiG также присутствует в Пакистане уже более 20 лет. Компания добывает природный газ с двух месторождений - Рехман и Ризк, расположенных на концессии Киртар в юго-восточной части страны. Сырье, добываемое в Пакистане, полностью продается на местный рынок. PGNiG — одна из немногих компаний, работающих в Пакистане и занимающихся добычей газа в плотных породах. Природный газ сжимается в порах горных пород на глубине более 3,5 тысяч метров. м вырыто методом гидроразрыва пласта.
Что ждет нас в будущем?
Развитие операций разведки и добычи, то есть разведки и добычи, является очень важной частью стратегии PGNiG до 2022 года. Большие объемы добычи означают развитие бизнеса и рост стоимости группы.
Стратегия PGNiG в сегменте разведки и добычи также предусматривает увеличение документально подтвержденной ресурсной базы к 2022 г., увеличение добычи углеводородов, существенное снижение удельных затрат на разведку и оценку месторождений, сохранение удельных затрат на разработку месторождений и добыча углеводородов.Развитие технологий разведки и добычи и анализ новой геологической информации позволяют надеяться на новые открытия, документирование и, следовательно, эксплуатацию новых углеводородных ресурсов.
Еще одним шансом на новый источник газа для Польши могут стать месторождения каменного угля. PGNiG реализует пилотный проект по сбору метана в Гиловицах, Силезское воеводство. Пока его результаты весьма многообещающие. В ходе опытного производства было получено почти 900 тысяч тонн.кубометров сырья и новых скважин.
.
Природный газ является наиболее распространенным газообразным ископаемым топливом. Он удобен в использовании, легко транспортируется и хорошо горит. Неудивительно, что его используют не только для обогрева и заправки автомобилей, но и для химического синтеза или обогрева промышленного оборудования (печи для обжига керамики, отопительные котлы и т. д.).
Эта статья является обновленной версией статьи.
Основным компонентом природного газа является метан, простейший углеводород (CH 4 ). Его точное содержание вариабельно и сильно зависит от месторождения, из которого осуществляется добыча. Например, в Польше мы имеем дело с так называемым природный газ с высоким содержанием метана и природный газ с высоким содержанием азота. О них будет чуть дальше в статье.
Включает также более тяжелые углеводороды: этан (С 2 Н 6 ), пропан (С 3 Н 8 ) и бутан (С 4 Н 10 ), азот, углекислый газ, а также как различные соединения серы, например H 2 S.Природный газ является сырьем органического происхождения . Его месторождения находятся в одиночестве или сопровождают месторождения каменного угля или сырой нефти. Он создается, когда слои биомассы растительного и животного происхождения подвергаются воздействию высоких температур и давлений в недрах земли. Тем не менее, он считается ископаемым топливом , потому что в масштабах человеческой деятельности его ресурсы не возобновляются.
Природный газ является топливом очень удобным в использовании , но его сложнее транспортировать и хранить, чем, например, газ.в случае угля или сырой нефти. Транспортируется в основном по газопроводам (перекачивается с помощью больших компрессоров, приводимых в действие в основном газовыми турбинами, работающими на том же природном газе). Он также может перевозиться танкерами в сжиженном виде (СПГ). Природный газ, полученный из сырой нефти, иногда просто сжигают на месте добычи, потому что его невыгодно продавать. В некоторых странах это запрещено из-за образования парниковых газов, поэтому газ иногда загоняют обратно в поле для последующего использования.
Природный газ хранится в сжатом виде (КПГ) в подземных резервуарах, построенных на старых соляных выработках, или в сжиженном виде (СПГ) в криотонных резервуарах.
В строительстве, промышленности и энергетике природный газ был заменен бытовым газом, который производился из каменного угля на коммунальных газовых станциях.
Строящийся газопровод для транспортировки природного газа в США. Строительство сети передачи и распределения природного газа является серьезной задачей.Фото: WabbyTwaxx, Flickr.
На польском газовом рынке существует 3 вида природного газа, которые значительно различаются по составу и, следовательно, по параметрам.
Основным и лучшим является высокометановый природный газ, тип Е , в прежней номенклатуре обозначаемый как ГЗ-50 . В соответствии с тарифами PGNiG его теплота сгорания не должна быть менее 38 МДж/м³. Он содержит примерно 98% метана, а всего ок.1% этана, пропана и бутана.
богатый азотом природный газ типа Lw (ранее GZ-41.5 ) имеет худшие параметры. Имеет теплоту сгорания (по тарифу) не ниже 32,8 МДж/м³. Он содержит около 20% азота, что означает более низкую теплотворную способность и более низкое содержание метана. У нас также есть богатый азотом природный газ, тип Ls (ранее GZ-35 ), содержащий около 27% азота, с теплотой сгорания (по тарифу) не ниже 28,8 МДж/м³. Из-за более низкой теплотворной способности богатого азотом природного газа они используются в основном в промышленности.А поскольку его передача на большие расстояния менее выгодна (потому что мы отправляем 20-27% негорючего балласта), его скорее используют непосредственно вблизи источника.
Благодаря довольно разветвленной сети распределения природного газа в Польше, он широко используется в домах для отопления, горячего водоснабжения и приготовления пищи.
Бытовые котельные центрального отопления часто оборудуются газовыми котлами.Современные газовые котлы (так называемые конденсационные котлы) способны конденсировать водяной пар, присутствующий в дымовых газах. В результате их эффективность превышает 100%. Кроме того, газовые горелки имеют большой диапазон модуляции (работа на меньшей или большей мощности), поэтому котел может работать на неполной мощности непрерывно, а не прерывисто.
Даже в городах, в кварталах, снабжаемых теплом для нужд отопления от сетей централизованного теплоснабжения, до сих пор существуют так называемые нагреватели для ванн , т.е. проточные газовые водонагреватели.С другой стороны, квартиры очень часто оборудованы газовыми плитами, работающими на природном газе.
Природный газ может использоваться в автомобильной промышленности, в основном в качестве топлива для замены бензина в двигателях с искровым зажиганием. В подавляющем большинстве случаев используются установки на компримированном природном газе.
Это топливо сгорает чище бензина, но при этом объем топливного бака должен быть больше. По этой причине автомобилей, работающих на сжатом природном газе, немного.
Я даже не упоминаю, что в Польше АГНКС почти нет...
Теоретически природный газ также может использоваться в автомобилях на топливных элементах.
В Польше природный газ очень редко используется для производства электроэнергии. Жаль, потому что современные системы газовых и паровых электростанций (так называемый парогазовый цикл - , сначала имеем классическую систему с газовой турбиной, а потом отработанное тепло из-за турбины испаряет воду в котел, а пар идет на паровую турбину) имеют самый высокий КПД из всех промышленно разработанных.
Но мы много используем газа в промышленности, в т.ч. для производства удобрений, но и для выработки тепла в небольших газовых котлах. А для производства тепла в технологических линиях по производству стекла (плавильные печи), керамики (обжиговые печи) или бумаги.
С точки зрения воздействия на окружающую среду природный газ является более чистым топливом, чем нефть или уголь. При сжигании образуется гораздо меньше парниковых газов - примерно на 45% меньше, чем при сжигании каменного угля.Однако метан, содержащийся в природном газе, сам по себе является довольно агрессивным парниковым газом (с потенциалом парникового эффекта более чем в 20 раз выше, чем у CO 2 ).
.LPG на практике представляет собой смесь газов пропана и бутана, хранимую в жидком виде под давлением. Это топливо получают в результате получения природного газа и сырой нефти из источников или при крекинге, т.е. переработке ее тяжелых фракций в бензин и масла, и в результате гидрогенизации сырой нефти. Поскольку в природных источниках пропан-бутановой смеси мало, СУГ в Польше в основном получают на нефтеперерабатывающих заводах, но в мире более 50% от общего количества СУГ получают путем экстракции. Производство СУГ из природного газа происходит в процессе замораживания последнего, что позволяет выделить из него пропан и бутан. В свою очередь, при получении из сырой нефти ее нагревают в ректификационных колоннах НПЗ и фракционируют, в результате чего, в том числе, мазут (мазут), дизтопливо, авиационный бензин, керосин, ГСМ и ГБО точно. Экстракционный газ качественно лучше: он чище и содержит меньше соединений серы, что выражается в лучшем сгорании и меньшем накоплении так называемыхуглеродистый осадок.
Открытие сжиженного нефтяного газа относится к началу 20 века, его автором был американский химик доктор Уолтер Снеллинг, который в 1910 году проанализировал химический состав бензина с точки зрения его испарения. Проблема заключалась в правильном его хранении в долгосрочной перспективе, а значит, и в финансовых потерях пользователей. В результате исследований выяснилось, что за более быстрое испарение бензина отвечают пропан, бутан и другие углеводороды.Установка для практического разделения жидких и летучих компонентов бензина была построена достаточно быстро, и уже в 1913 г. был запатентован промышленный способ получения пропана. Однако первые записи об использовании относятся к 1918 году; он использовался для резки металлов и в качестве топлива для паяльных ламп. Но 10 лет спустя LPG был реализован для питания двигателя внутреннего сгорания, что открыло путь и ему, в том числе. для питания двигателей дирижаблей; использование топлива с массой, близкой к массе воздуха, не обременяло больше эти самолеты, но и популяризировало его использование в других частях света.Этому способствовала возможность хранения пропана в баллонах. В то же время в американских домохозяйствах появилось установки LPG , где этот газ использовался для приготовления пищи и подогрева воды. В годы Великой Отечественной войны гражданский рынок ГБО по понятным причинам не получил развития. Только после его завершения производство для индивидуальных нужд увеличилось. В 1950-е годы сжиженный нефтяной газ динамично внедрялся в автомобилестроение – его стали использовать предприятия общественного транспорта и таксомоторные корпорации, также автомобильные концерны увидели возможность снабжения автомобилей газом.Топливный кризис 1970-х годов стал следующим важным моментом в истории использования СНГ в больших масштабах. Именно тогда произошел прорыв в торговле сжиженным углеводородным газом: рынок сбыта СУГ превратился из локального в глобальный рынок.
.
Природный газ – это ископаемое газовое топливо, состоящее в основном из метана (70-98%), этана, пропана, монооксида и диоксида углерода, азота и гелия. В зависимости от соотношения компонентов различают несколько видов природного газа. Если содержание метана превышает 85%, то речь идет о высокометановом газе (природный газ Е). Если оно колеблется в пределах от 30% процентов до чуть более 80%, то газ называют азотсодержащим (природный газ Ls).Газ с высоким содержанием метана имеет более высокую теплотворную способность, чем газ с высоким содержанием азота, который, в свою очередь, немного дешевле. Мы также различаем сухой природный газ, в котором общее содержание метана и этана составляет примерно 95 %, и влажный природный газ, содержащий примерно до 30 % более тяжелых углеводородов, таких как пропан и бутан.
В природных условиях природный газ может находиться в месторождениях вместе с сырой нефтью - либо в растворенном виде, либо в виде отдельной фракции. Его добывают из месторождения бурением, а способ его добычи и дальнейшей переработки зависит от формы его залегания в месторождении.Используемый конечными потребителями газ является продуктом многих технологических процессов, в результате которых изменяется его первоначальный состав: удаляются твердые частицы, водяной пар, соединения серы и другие нежелательные вещества.
На большинстве месторождений сырая нефть и природный газ не образуются в породах, из которых они добываются (известных как породы-коллекторы). Процессы их образования происходили в горных породах, называемых материнскими породами.Обычно это темные сланцы с высоким содержанием органики. Затем углеводороды мигрировали в пределах земной коры в зоны более низкого давления наверху, в пористые породы-коллекторы. В них углеводороды разделялись по плотности на более тяжелую фазу — сырую нефть и более легкую фазу — газ. Породы-коллекторы могут быть песчаниками, растрескавшимися доломитами или известняками. Дальнейшая миграция нефти и газа останавливается слоем непроницаемых пород над породами-коллекторами.Затем нефть и газ концентрируются и в результате создается месторождение.
Иногда природный газ не покидал коренную породу, а задерживался в мелких разрозненных порах и микропорах, например, в непроницаемых сланцах. Такие месторождения могут быть очень богатыми, но оценить их ресурсы иногда сложно, а добыча намного дороже, чем из обычных месторождений. Эксплуатация заключается в бурении глубокой вертикальной, а затем горизонтальной скважины.Под высоким давлением так называемая жидкость гидроразрыва вместе с песком или керамическими зернами, вызывающими мелкие трещины в породе. Густая сеть мелких трещин соединяет изолированные поры и пропускает газ, который затем транспортируется на поверхность через скважину.
Еще одним нетрадиционным источником природного газа может быть добыча метана из месторождений каменного угля. Такой газ образуется естественным путем и его присутствие очень опасно, поэтому его необходимо систематически удалять.Иногда его так много, что становится выгодно извлекать его как попутный минерал. В Польше месторождения метана в угольных пластах были зарегистрированы в Верхнесилезском угольном бассейне. В 2019 году добыто 336,06 млн кубометров 90 025 3,9 026 газа.
Природный газ используется в энергетике и химической промышленности. Он имеет множество применений в домашнем хозяйстве, от отопления до газовых плит и таких устройств, как горелки. Газовые транспортные средства также становятся все более популярными.Природный газ используется в производстве аммиака и удобрений, в производстве водорода, а также в производстве стекла, стали и пластика.
В Польше природный газ находится в основном в Польской низменности (67% ресурсов). Он также присутствует в Подкарпатье (28%), в польской экономической зоне Балтийского моря (4% ресурсов) и в Карпатах (1%).
.Что такое СНГ?
Сжиженный газ, LPG (сокращение от Liquefied Petroleum Gas) — это общее название смесей пропана и бутана (в различных пропорциях). Используемый как газ и хранящийся в контейнерах под давлением, это жидкость. Сжиженный нефтяной газ, несомненно, является одним из самых привлекательных видов топлива в мире — эффективным, универсальным и безопасным в использовании. Дает мгновенный нагрев, позволяет легко контролировать пламя и температуру. LPG является одним из самых чистых используемых источников энергии.Он горит чисто и без запаха, а продуктами полного сгорания СУГ являются углекислый газ и вода.
Где используется СНГ?
LPG — один из самых универсальных источников питания. Существует более 1000 приложений LPG, самые популярные из них:
Какой сжиженный газ доступен на рынке?
СНГ получают из двух основных источников.Он образуется в результате естественных процессов в месторождениях природного газа и сырой нефти (природный газ) или получается как один из побочных продуктов в процессе переработки (искусственное происхождение). В Польше доминирующим методом получения жидких газов является процесс переработки сырой нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Пропан-бутан затем производится в ходе процесса, называемого крекингом, и во время гидрирования сырой нефти. Газы, входящие в состав смеси СУГ, также находятся в природных месторождениях природного газа, поэтому СУГ можно получить в момент его добычи.Так же, как добывается природный газ и сырая нефть, так и сжиженный нефтяной газ является результатом естественного превращения живого мусора в углеводороды.
Природный СНГ в Польше
Производством природного сжиженного нефтяного газа в Польше занимается компания Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Газ ПГНиГ С.А. его получают как из месторождений природного газа, так и из месторождений сырой нефти. Однако в Польше подавляющее большинство природного газа импортируется из России. Крупнейшим поставщиком природного газа из России является «Новатэк».Пуровский завод, принадлежащий ПАО «Новатэк», расположенный в Ямало-Ненецком автономном округе, откуда приходится 20% мировой добычи газа, производит аж 1,3 млн тонн СУГ в год.
На что стоит обратить внимание при выборе ГБО
Особое внимание следует уделять содержанию серы при выборе СУГ, так как содержание соединений серы и воды в газе увеличивает коррозию. Диоксид серы SO 2 , образующийся при их сжигании, неблагоприятен для окружающей среды и для систем каталитического сжигания (снижает его способность снижать загрязняющие вещества).В СУГ природного происхождения наблюдается наименьший уровень содержания серы - обычно ниже 30 мг/кг (стандарт PN-EN 589 допускает содержание серы после введения одорирующего вещества на максимальном уровне до 50 мг/кг ).
Преимущества природного сжиженного газа
LPG, полученный в процессе добычи природного газа, благодаря своему природному происхождению обладает уникальными и очень стабильными параметрами качества. Он классифицируется как чрезвычайно чистый газ, что имеет большое значение при его использовании.Кроме того, он характеризуется гораздо меньшим выбросом парниковых газов, что более благоприятно для окружающей среды. Что касается охраны окружающей среды, то стоит обратить внимание на сравнительные данные по суммарным выбросам парниковых газов в течение жизненного цикла СУГ с учетом всех стадий, от производства до его потребления, например, в автомобиле (автогаз). Принимая во внимание как способ добычи, так и транспортировку, сжижение и распределение, в конечном итоге получаем общий выброс, который в случае природного газа почти на 50% ниже по сравнению с газом, полученным в процессах переработки сырой нефти на НПЗ.*
* К. Стиллер, П. Шмидт, В. Вайндорф, З. Матра «ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ РЕЗУЛЬТАТИВНОСТЬ И ПОТЕНЦИАЛЫ СОКРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТА В ГЕРМАНИИ СПГ И СПГ ДЛЯ ЭКОЛОГИИ» ЭКСПЕРТИЗА ERDGAS MOBIL, OMV и SVGW.
.
LPG (сокращение от Сжиженный нефтяной газ ) (известен как пропан-бутан ), бензин - смесь пропана и бутана. Используемый как газ, но хранящийся в контейнерах под давлением, это жидкость.
Наша компания торгует газом пропаном (без примеси бутана), который является высококалорийным и более эффективным газом.
Основным отличием, наиболее важным для любого потребителя LPG, является его температура испарения.Пропан свободно испаряется до температуры -42°С, а бутан только до температуры 0°С. На практике это означает, что в бытовых установках должен быть пропан в наземных резервуарах. Это особенно важно зимой, когда температура опускается ниже нуля, а большинству устройств для работы требуется газовая фаза. Баллоны, используемые для приготовления пищи, могут содержать смесь пропан - бутан, потому что газ в них всегда используется при температуре выше нуля градусов.
Термин "СНГ" используется для таких газов, как пропан, бутан и их смеси. Название происходит от того факта, что эти газы превращаются из летучих в жидкие при комнатной температуре и при относительно низком давлении. Это один из самых универсальных источников энергии. В основном используется как:
Благодаря сжижению газа у нас появляется возможность хранить большое количество в небольших контейнерах, что обеспечивает бесплатную транспортировку. Транспортировка сжиженного газа не требует строительства разветвленных трубопроводных сетей, как в случае с природным газом (метаном). Также стоит помнить, что один литр СУГ (пропан-бутан) в жидкой фазе дает после испарения 250 литров газа. Таким образом, КПД из 11-килограммового баллона составляет 5500 литров (5,5 м³) летучей фазы СУГ.
Вы хотите знать, как добывается сжиженный газ / откуда он берется? См.: Способы получения сжиженного газа
Сжиженный нефтяной газ является неопасным топливом при правильном обращении. В естественном состоянии сжиженный нефтяной газ нетоксичен (в отличие от холодного газа) и не имеет запаха.
Однако дистрибьюторыискусственно одорируют сжиженный газ, чтобы его можно было легко обнаружить в случае утечки.
Сжиженный нефтяной газ/пропан представляет собой газ при комнатной температуре и нормальном давлении.При комнатной температуре он конденсируется при давлении от 2,2 до 4 атм. Он закачивается в баллон под давлением 6 атм. Обычно баллоны, в которых он хранится и транспортируется, заполняются на 85% по объему, чтобы избежать разрыва баллонов жидкостью, расширяющейся при изменении температуры.
.
