Крупнейшие месторождения природного газа в мире: Месторождения природного газа в России

Месторождения природного газа в России

Ни для кого не секрет, что нефтегазовая промышленность – фундамент экономики России. Наша страна – первая в рейтинге экспортеров природного газа, а в толще земной коры на её территории залегает около 25% общемировых запасов этого незаменимого на сегодняшний день ресурса.

Месторождения природного газа – это целая совокупность залежей, охватывающих площади, измеряемые тысячами квадратных километров.

Уренгой, Штокман, Ямбург… Наверняка вы уже слышали эти названия, как слышал о них и весь мир, ведь речь идёт про самые крупные и важные месторождения газа в России. Давайте узнаем немного подробнее о каждом из них. 

Уренгойское

Месторождение газа, расположенное на территории Ямало-Ненецкого округа, вблизи поселка Уренгой. Сейчас там красуется красивый современный город – Новый Уренгой, город нефтяников и газовиков.

Это месторождение – самое крупное в России (более 1300 скважин), а также считается одним из старейших газовых промыслов в стране.

Уренгойские углеводородные ресурсы исчерпаны уже на 70 процентов, притом что общий их объём оценивался в 10,9 триллионов кубометров. Сейчас все усилия направлены на то, чтобы развить добычу газа из глубины Ачимовских отложений – самой глубокой и труднодоступной залежи углеводородов.

Ямбургское (ЯНГКМ)

Месторождение, пролегающее за полярным кругом, в субарктической зоне Ямала, обнаружено в 1969 году. Ямбургский газ покоится на глубине 1-3 км, где первые 400 метров – пласт вечной мерзлоты. На Ямбургском месторождении впервые были протестированы комплексные установки УКПГ. Общие геологические запасы оценены в 8,2 трлн кубометров природного газа.

Бованенковское

Именно это месторождение чаще выбирают журналисты, готовя сюжет о газовом промысле. Бованенково расположено вблизи побережья Карского моря. Вокруг – лишь бескрайняя тундра, редкие поселения ненцев и оленьи стада.

Это месторождение ещё совсем юное, и начало его работы приходится на 2012 год.

Пока что на месторождении только 743 скважины, вдвое меньше, чем на Уренгойском, но, поскольку оно расположено над Ачимовскими залежами, считается очень перспективным. Сегодня запасы газа в Бованенково оцениваются в 4,9 трлн кубометров.

Штокмановское

Это месторождение газоконденсатного типа, названное в честь научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», находится прямо посреди Баренцева моря, в шельфовой зоне между Мурманском и островом Новая Земля. Глубина моря здесь составляет около 340 метров.

Чрезвычайно богато как природным газом, так и газовым конденсатом. Объём этих ресурсов оценен в 3,94 трлн кубометров и 56 миллионов тонн, однако реализовать работу месторождения на полной мощности пока не удалось, но планируется достичь максимального уровня его освоения к 2019 году.

Ковыктинское

Крупнейшее месторождение в Восточной Сибири. Его площадь насчитывает 1500 км

2. В настоящее время по степени промышленной освоенности ещё находится на стадии разведывания. Является ресурсной базой газопровода “Сила Сибири”.

Ленинградское

Гигантское месторождение, расположенное на юго-западе Карского моря. Разведанный объём газа приравнивается к 3 триллионам кубометров. Природный газ здесь выкачивается из Сеноманской толщи и, несмотря на достаточно глубокое залегание слоёв на месторождении (1,7 — 2,6 км), достаётся достаточно легко.

Русановское

Это месторождение, также классифицируемое как гигантское. Запасы газа здесь оцениваются лишь в 779 млрд кубометров, однако из-за многопластовости, присущей этому участку, трудно утверждать наверняка, и есть предположение, что их здесь не менее 3 триллионов кубометров. Богато Русановское также газовым конденсатом, которого здесь насчитали около 8 миллионов тонн. Месторождение облюбовало территорию юго-западной части Карского моря, всего в 70 км от Ленинградского «собрата».

Заполярное

Пятое в мире по объёму запасов газа (общ. – 3,5 трлн кубометров). Было обнаружено в 80 км от Уренгойского в 1965 году.

Именно здесь располагается крупнейшая в мире УКПГ мощностью 35 млрд кубометров.

Медвежье

Старейшее месторождение в Западно-Сибирском регионе и одно из самых крупных. Его площадь – более 2100 квадратных километров. Медвежье месторождение, при начальной объёме ресурсов в 4,7 трлн кубометров, уже на 80% истощено, и в связи с этим планируется сократить количество газовых промыслов с 9 до 6, модернизировав их.

Астраханское

Прикаспийский регион тоже богат углеводородами (разведанные запасы – 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн тонн газового конденсата). Добыча природного газа здесь ведётся на глубине до 4,1 км.

Сахалин – 3

Здесь, в водах Тихого Океана, чуть восточнее острова Сахалин, располагается целых 3 месторождения: Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское. Пока что проект находится на стадии развития, но когда он будет полностью реализован, на Сахалине — 3 планируется добывать порядка 30 млрд кубометров газа в год.

Именно здесь находится самая большая в России плавучая буровая платформа.

EIA: НЕФТЬ И ГАЗ НОРВЕГИИ

Норвегия – крупнейший в Европе производитель жидких углеводородов, третий в мире экспортер природного газа и важный поставщик как ЖУ, так и газа в страны Европы. Помимо этого, Норвегия лидирует по запасам нефти и газа в Европе. В 2013 году страна являлась третьим в мире экспортером газа в мире после России и Катара. В 2014 на нефтяную и газовую отрасль пришлось 45% от экспортных доходов Норвегии и свыше 20% от ВВП страны.

Норвегия – крупнейший в Европе производитель жидких углеводородов, третий в мире экспортер природного газа и важный поставщик как ЖУ, так и газа в страны Европы. Помимо этого, Норвегия лидирует по запасам нефти и газа в Европе.

В 2013 году страна являлась третьим в мире экспортером газа в мире после России и Катара. В 2014 на нефтяную и газовую отрасль пришлось 45% от экспортных доходов Норвегии и свыше 20% от ВВП страны.

Пик добычи нефти и других ЖУ страна прошла в 2001 году при 3,4 млн барр/сут. К 2013 году добыча сократилась до 1,8 млн барр/сут, перед тем как в 2014 году подрасти до 1,9 млн барр/сут. С другой стороны, газодобыча росла почти каждый год начиная с 1993 года, за исключением небольшого снижения добычи г-к-г в 2011 и 2013 гг. В 2014 году газодобыча практически не поменялась в сравнении с 2013 г.

Историческое территориальное соглашение между Норвегией и Россией, которое было подписано в начале 2011 года и определило стран морские границы в Баренцевом море и в акватории Арктики, разрешило 40-летний спор стран. По результатам соглашения Норвегия получила свыше 34 тыс. км2 континентального шельфа. Соглашение также предполагает совместную разработку месторождений нефти и газа, которые простираются за границы стран.

Норвегия – крупнейший производитель и экспортер нефти в Западной Европе. По данным Oil & Gas Journal, по состоянию на 1 января прошлого года страна располагала 5,497 млрд баррелей доказанных запасов нефти, крупнейшими в Западной Европе. Все запасы нефти Норвегии расположены на континентальном шельфе страны (НКШ), который разделен на три части: Северное море, Норвежское море и Баренцево море.

Большая часть нефтедобычи Норвегии происходит в Северном море. Новые проекты в области разведки и добычи в основном имеют место в Норвежском и Баренцевом морях, где сейчас добываются лишь небольшие объемы ЖУ и природного газа.

Разведка и добыча

В 2014 году в Норвегии добывалось 1,9 млн барр/сут нефти и других ЖУ, что на 3% больше, чем в 2013 году. Нефтедобыча в Норвегии с 2001 года постепенно снижается в связи с естественным истощением месторождений. Впрочем, результат 2014 года превысил итог 2013 года. Министерство нефти и энергетики Норвегии (МНЭ) ожидает, что в следующие несколько лет тенденция на понижение сохранится.

В 2014 году тремя крупнейшими добывающими месторождениями страны были Troll (126 тыс.

барр/с), Ekofisk (117 тыс. барр/с), и Snorre (97 тыс. барр./с). Troll и Ekofisk расположены в норвежской части Северного моря, где, собственно, и добывается львиная доля всей нефти страны. Snorre находится немного севернее, в южной части Норвежского моря.

Совокупные капиталовложения в нефтегазовую отрасль снижаются в ответ на падение цен на нефть. Кроме того, инвестиции перенаправляются на отключение и перемещение оборудования со старых месторождений. Также постепенно страна сворачивает поиск и разработку новых месторождений. Общий объем инвестиций в извлечение нефти и газа, а также в трубопроводный транспорт в 2014 году составили 214 млрд норвежский крон ($33 млрд), что на 2 млрд крон больше, чем в 2013 году. Однако в долларовом выражении инвестиции в 2014 году на 6% недотянули до результата за 2013 год.

По состоянию на август 2015 года общий уровень инвестиций в 2015 году в сравнении с 2014 году составили в норвежских кронах примерно на 10% ниже.

Затраты на разведку и разбуривание месторождений в первой половине 2015 года в сравнении с аналогичным периодом 2014 года сократились на 18%. В то же время, расходы на отключение и перемещение оборудования выросли на 70%.

Северное море

Норвегия добывает нефть в Северном море с 1971 года, и на этот регион до сих пор приходится большая часть нефтедобычи страны. Хотя почти все месторождения здесь отдают все меньше нефти, за последние годы в Северном море было сделано несколько значительных открытий. Норвежский парламент в июне 2012 года одобрил совместную разработку нефтегазового месторождения Edvard Grieg компании Lundin и месторождения Ivar Aasen (бывшее название Draupne) компании Det Norske.

Edvard Grieg, планируемое к запуску в эксплуатацию в четвертом квартале 2015 года, оценочно содержит 186 млн баррелей н.э., а добыча с него на пике составит примерно 90 тыс. барр/с.

Доказанные запасы нефти расположенного неподалеку месторождения Ivar Aasen составляют около 188 млн баррелей, оно будет разрабатываться в связке с Edvard Grieg, добыча намечена на четвертый квартал 2016 года.

В 2011 году нефтяное месторождение Johan Sverdrup стало крупнейшим открытием, его доказанные запасы оценивались на уровне между 1,8-2,9 млрд барр. Оно расположено в Северном море примерно в 155 км к западу от города Ставангер. Первоначально предполагалось, что месторождение Johan Sverdrup состояло из двух частей, расположенных в 6,4 км друг от друга — Avaldnes, открытой в 2010 году компанией Lundin, и Aldous, обнаружнной Statoil в 2011 году.

Дальнейшие ГРР показали, что эти части составляют одно гигантское месторождение, которое в 2012 году было переименовано вJohan Sverdrup, когда был подписан договор о сотрудничестве между партнерами по его разработке. Statoil стала тогда оператором месторождения. В список партнеров входят Petoro, Det Norske и Maersk.

Ожидается, что Johan Sverdrup станет самостоятельным перерабатывающим и транспортным центром. Старт добычи здесь запланирован на конец 2019 года. Постепенно производительность месторождения выйдет на пик в 550-650 тыс. барр/с, на него придется 25% от прогнозируемых объемов нефтедобычи на норвежском континентальном шельфе.

Баренцево море

Goliat — первое месторождение, которое будет разрабатываться в Баренцевом море. Открытое в 2000 году, оно содержит примерно 174 млн баррелей доказанных запасов. Eni владеет 65% месторождения и является его оператором, а у Statoil остальные 35%. Месторождение разрабатывается при помощи FPSO- платформы, которая произведена в Южной Корее. В мае 2015 года ее привезли в Хаммерфест (Норвегия), а затем отбуксировали на Goliat.

Начало добычи с месторождения намечено на конец текущего года. Ожидается, что на второй год эксплуатации объемы добычи составят 93 тыс. барр/с, а затем будут быстро сокращаться. Помимо нефти, Goliat содержит запасы природного газа в 282 млрд ф3. Добываемый газ будет повторно закачиваться в пласт для повышения нефтеотдачи.

Месторождение Johan Castberg — это еще одно недавнее открытие в норвежском Баренцевом море. Оно охватывает три открытия, сделанные в 2011, 2012 и 2014 годах. Оценочно Johan Castberg содержит 500 млн баррелей нефти. Оператор месторождения — Statoil – должен был определить план разработки месторождения в 2015 году. Однако, во многом в связи с его удаленным арктическим расположением, разработка месторождения будет относительно дорога. В марте 2015 года Statoil объявила о переносе сроков принятия конструктивной концепции по второй половине 2016 года, а инвестиционное решение будет принято в 2017 году.

Добыча и потребление нефти и других ЖУ в Норвегии, тыс. барр/сут

Экспорт нефти

По данным Статистического управления Норвегии, в 2014 году Норвегия экспортировала 1,28 млн барр/с нефти и конденсата, из которых 98% пошло в европейские страны. Пять топ-импортеров норвежской нефти в 2014 году — Великобритания (41%), Нидерланды (27%), Германия (12%), Швеция (5%) и Дания (3%).

Экспорт Норвегией нефти и конденсата по направлению, 2014 год, %

Нефтепереработка

По состоянию на конец 2014 года Норвегия располагала мощностями переработки в 346 тыс. барр/с. В стране два крупных НПЗ: один в Слагентангене (120 тыс. барр/с, ExxonMobil) и в Монгстаде (порт, крупнейший в стране по тоннажу, на 226 тыс. барр/с, Statoil). Большая часть продукции с этих двух заводов экспортируется. Норвегия — важный поставщик бензина и дизеля в страны ЕС. Statoil доминирует на розничном рынке в Норвегии, а также расширила свое присутствие на других европейский рынках.

Природный газ

Норвегия – третья в мире крупнейшая страна-экспортер природного газа после России и Катара, и седьмой производитель сухого природного газа по состоянию на 2013 г.

По данным Oil & Gas Journal, по состоянию на 1 января 2015 года страна располагала 72 трлн ф³ доказанных запасов газа. Несмотря на истощение крупнейших газовых месторождений в Северном море, Норвегия смогла поддерживать рост газодобычи практически каждый год с 1993 года путем открытия новых месторождений.

В 2014 году Норвегия добывала более 3,8 трлн ф³ газа, это примерно столько же, сколько в 2013. Крупнейшим газовым месторождением страны является Troll, с которого в 2014 году было добыт 1 трлн ф³ (27% от общей газодобычи Норвегии). Кроме Troll, тремя крупнейшими месторождениями газа по добыче в 2014 году стали Ormen Lange (0,7 трлн ф³ ), Åsgard (0,3 трлн ф³ ) и Kvitebjørn (0,2 трлн ф³ ). На эти четыре месторождения пришлось чуть более 60% от газодобычи Норвегии в 2014 году.

Добыча и потребление природного газа в Норвегии

К концу 2016 и 2017 гг. начнется добыча с двух новых газоконденсатных месторождений. Первым в эксплуатацию будет запущено Martin Linge в Северном море. Его запасы составляют 0,7 трлн ф³ газа и около 66 млн баррелей газового конденсата. Месторождение Aasta Hansteen находится в Норвежском море, к северу от Полярного круга, более чем в 290 км от берега. Программа освоения месторождения включает строительство подводного трубопровода протяженностью около 483 км, по которому газ с месторождения будет идти на ГПЗ в городе Нихамна.

Aasta Hansteen содержит 1,6 трлн ф³ извлекаемых запасов газа и небольшое количество газоконденсата. Statoil, основной акционер и оператор месторождения, также открыл вблизи несколько более мелких месторождений.

В 2014 году Норвегия экспортировала около 95% добытого газа. Большая его часть отправилась в страны ЕС по обширной инфраструктуре экспортных газопроводов страны. 0,1 трлн ф³ было экспортировано в ЕС в форме СПГ, а оставшаяся часть (такого же объема) – в другие части мира.

Поставки норвежского СПГ в 2014 году составили приблизительно 184 млрд ф³ , увеличившись с 122 млрд ф³ в 2013 году и с 166 млрд м³ в 2012 году. В страны Европы в 2014 году ушло 60% от экспортного СПГ страны, большая часть из этого была отправлена в Испанию.

Первый норвежский крупный объект СПГ открылся в 2007 году. Он состоит из экспортного терминала СПГ и терминала регазификации и располагается на острове Мелкоя вблизи Хаммерфеста. Проектная мощность объекта составляет 4,2 млн метрических тонн СПГ в год. Газ поступает сюда с месторождения Snohvit в Баренцевом море.

Экспорт норвежского СПГ по направлению, 2014 год

В Норвегии также есть несколько небольших объектов СПГ, включая три маломасштабных завода по сжижению газа общей мощностью в 0,44 млн метрических тон.

Норвегия – передовая в Скандинавии страна по росту отрасли небольших СПГ-заводов. СПГ транспортируется маленькими танкерами и автоцистернами в порты и по внутренним территориям Норвегии, Швеции и Дании. Сейчас строится первый финский некрупный принимающий терминал СПГ, его пуск в эксплуатацию ожидается в 2016 году. СПГ в основном потребляется промышленностью и все чаще используется как судовое топливо.

Растущая газодобыча в Норвегии привела к увеличению выхода газоконденсатных жидкостей (ГКЖ). Страна лидирует по их выпуску в Европе. Производство ГКЖ выросло с 124 тыс. бнэ/с в 2000 году до 327 тысяч в 2014 году. Большая часть ГЖК производится на ГПЗ Kårstø, что находится к северу от Ставангера, и может перерабатывать около 3,1 млрд ф³/с «жирного» газа и непереработанного конденсата, которые завод получает с нескольких месторождений на норвежском континентальном шельфе, включая Åsgard, Sleipner и Mikkel.

В результате значительного уровень производства ГКЖ порт Kårstø стал третьим крупнейшим экспортным объектом сжиженного нефтяного газа (СНГ). Пропан и бутан отсюда отправляют танкерами по всему миру. Однако, в то время как экспорт СНГ в Норвегии растет, их производство постепенно сокращается.

Исторически этан, производимый в Kårstø, отгружался баржами на нефтехимические реакторы в Рафнесе, Норвегия, и в Стенунгсунде, Швеция. Сокращающихся объемов производства этана, однако, уже недостаточно для компаний-операторов заводов в Рафнесе (Ineos) и Стенунгсунде (Borealis). Эти компании собираются запустить эти свои объекты на полную мощность. В поисках новых поставок этана, компания Ineos в 2012 году заключила долгосрочное соглашение по импорту этана из США с Range Resources.

Этан, извлекаемый из природного газа в западной Пенсильвании будет транспортироваться по трубе до терминала Marcus Hook за переделы Филадельфии, Пенсильвания. Отсюда специальные перевозчики будут возить этан на крекинг-установку в Рафнесе, Норвегия. После полной реализации проекта в четвертом квартале 2015 года произойдет самая крупная переброска этана в истории. А Норвегия, традиционный экспортер энергии и исторически важный источник импорта СНГ для США, станет сама импортировать этан из Штатов.

″Газпрому″ везет: Нидерланды сворачивают добычу газа | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW

Рынок природного газа в Западной Европе серьезно меняется в последние месяцы, хотя это происходит для широкой аудитории достаточно незаметно. Нидерланды, один из главных европейских добытчиков газа, впервые за последние десятилетия превратились из экспортера в импортера этого вида топлива.

Существенную роль в этом сыграло решение правительства Нидерландов прекратить добычу газа на месторождении Слохтерен, когда-то считавшемся крупнейшим мировым, да и сегодня являющимся самым крупным в Европе. Слохтерен находится в северной провинции Гронинген на границе с Германией.

Газодобыча в Гронингене вызывала землетрясения

Главная причина прекращения газодобычи — не очень сильные, но регулярные землетрясения, которые при этом наносят существенный ущерб домам и постройкам региона. С 1963 года, когда началась промышленная эксплуатация месторождения, земля здесь просела, многие здания — в трещинах. Постепенно в районе газодобычи стали учащаться землетрясения. Всего их произошло около тысячи, последнее крупное было в январе 2018 года, его сила составила 3,4 балла по шкале Рихтера. В коллективном иске против компании-газодобытчика NAM (совместное предприятие Shell и ExxonMobil), рассмотрение которого началось в апреле 2017 года, говорится, что ущерб нанесен примерно ста тысячам хозяйств. Он оценивается в сумму, превышающую один миллиард евро.

Связь между добычей газа и землетрясениями обнаружили еще в начале 1990-х годов, но компания-оператор месторождения, будучи проинформированной, ничего не предпринимала, утверждают истцы из числа жителей пострадавших районов. В 2014 году начали действовать власти Нидерландов, поняв, что ситуация выходит из-под контроля. Чтобы снизить риски новых землетрясений, они обязали компанию NAM (доля государства в ней — 40 процентов) сокращать объемы добычи в Слохтерене.

Жители Гронингена против газодобычи, разрушающей их дома

Еще в 2013 году они составляли 54 миллиардов кубометров газа ежегодно — сопоставимо с проектировочной мощностью «Северного потока-2» и способно обеспечить потребности в газе такой крупной страны, как, например, Великобритания. Но уже в 2018 году будут составлять не более 21 миллиарда кубометров. План правительства под руководством премьер-министра Марка Рютте предполагает, что к 2022 году промышленная добыча и вовсе сойдет на нет. Это подразумевает снижение объемов добытого газа ниже 12 миллиардов кубометров в год. К 2030 году месторождение должно быть полностью закрыто, как и все угольные электростанции страны — в соответствии с планом по снижению выбросов CO2 в атмосферу.

Замены газовому месторождению Слохтерену, по сути, нет

Некоторые СМИ, вероятно, в спешке написали, что Нидерланды полностью прекращают газодобычу. Это все же не так. Министр экономики Эрик Вибес в первых числах мая заявил, что власти рассматривают ее возможность с помощью технологии гидроразрыва пласта и дали временное разрешение на один из таких проектов. По словам Вибеса, у него на рабочем столе «60 подобных предложений».

Началось строительство немецкого участка газопровода «Северный поток -2»

Оперативно компенсировать нехватку газа из Слохтерена можно с помощью более активной разработки малых месторождений. Суммарно в 2017 году на них было добыто 19 миллиардов кубометров газа. «Запасы малых месторождений иссякают, и поделать тут мы ничего не можем. Но мы можем замедлить этот процесс», — говорит руководитель отдела малых месторождений голландской госкомпании EBN Тийс Старинк. 

Газ из Слохтерена все еще обеспечивает не только миллионы домашних хозяйств в Нидерландах, но и около пяти миллионов домов на северо-западе Германии. Прекращение поставок из соседней страны довольно проблематично для ФРГ уже по той причине, что нидерландский газ — низкокалорийный (с относительно низкой теплоотдачей).

Работающие с ним устройства невозможно просто так переключить на высококалорийный газ, который поступает, например, из Норвегии или России. Поэтому с 2015 года начато постепенное переоборудование газовых приборов на высококалорийный газ. Платят за него операторы, которые перекладывают свои расходы на конечных потребителей. В Минэкономики ФРГ говорят, что процесс продлится еще несколько лет. 

На радость «Газпрому»

Поразительно, но потеря такого крупного поставщика газа — 31 процент всех газовых поставок в Германию по состоянию на 2016 год — не вызывает здесь какого-то интереса со стороны специалистов. Четыре ведущих немецких экономических института ответили отказом на просьбу DW прокомментировать постепенное прекращение поставок газа из Нидерландов, сославшись на «слишком узкий профиль данной темы».

В том же Минэкономики ФРГ DW заявили, что «надежность газоснабжения Германии остается высокой». Хотя очевидно, что из трех китов, на которых держится немецкий импорт газа, — это Нидерланды, Норвегия и Россия, — останутся, по сути, только два.

«Мы исходим из того, что помимо норвежского большее значение получит именно российский газ, который заменит в Германии L-Gas (низкокалорийный газ. — Ред.)», — цитирует газета Die Zeit Фолькера  Дибельса из голландской энергокомпании EWE, которая пока еще снабжает немецкий рынок низкокалорийным газом. В свете происходящего прекращение добычи «голубого топлива» в Гронингене выглядит как веский, хотя и редко используемый, экономический аргумент в пользу того, почему власти Германии поддерживают проект «Северный поток-2». На этой неделе началась подготовка к прокладке труб этого газопровода в Германии.

Смотрите также:

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Рекорды сибирского голубого топлива

  В 2017 году доля «Газпрома» на газовом рынке Европы впервые достигла почти 35 процентов, второй год подряд оказались рекордными поставки в Германию — крупнейший экспортный рынок российской компании. В 2018-2019 годах она намерена одновременно осуществить два газотранспортных мегапроекта. В то же время растущую конкуренцию голубому топливу из Сибири составляют новые технологии.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Главная цель — обойти Украину

  Газопроводы «Северный поток-2» и «Турецкий поток» сооружаются одновременно, оба проекта планируется завершить к концу 2019 года. Именно к этому времени истекает десятилетний российско-украинский договор о транзите газа. Объявленная цель «Газпрома»: пустить экспортные потоки в обход Украины. Чем руководствуется компания: коммерческими соображениями или геополитическими установками Кремля?

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Nord Stream 2: председательствует Шрёдер

  Бывший канцлер ФРГ Герхард Шрёдер (в центре) уже обеспечивал первому газопроводу на Балтике политическую поддержку в Европе, теперь он председательствует и в швейцарской компании Nord Stream 2, прокладывающей «Северный поток-2». На снимке он в Париже рядом с Алексеем Миллером, главой «Газпрома», и Изабель Кошер, гендиректором французской компании Engie, присоединившейся к проекту.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  «Северному потоку-2» нужен EUGAL

  «Северный поток-2» у всех на слуху, про EUGAL мало кто слышал. Однако без этого сухопутного отвода новый газопровод на Балтике не имеет смысла, ведь его конечная точка — побережье Германии. Отсюда российский газ еще надо будет доставлять потребителям в разных странах ЕС. За прокладку двух мощных труб до Чехии отвечает компания Gascade, совместное предприятие немецкой Wintershall и «Газпрома».

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Где греческая труба?

  Первая нитка «Турецкого потока» предназначена для снабжения западной части Турции, куда российский газ сейчас поступает транзитом через Украину. Вторую нитку планировалось дотянуть до границы с Грецией, а оттуда проложить новый газопровод в сторону Италии. Президент России Владимир Путин лоббировал этот проект в Афинах в мае 2016 года, но он застопорился.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  TAP: конкурент на южном маршруте

  Конкурировать с «Газпромом» на важном для него итальянском рынке с 2020 года будет голубое топливо из азербайджанского месторождения «Шах Дениз-2». Согласно международному соглашению, подписанному в Баку в декабре 2013 года, газ, пройдя по Турции, будет поступать в Трансадриатический газопровод (TAP), который сейчас прокладывается через Грецию, Албанию и по дну Адриатического моря в Италию.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Сжиженный газ сдерживает цены

  В разных странах ЕС «Газпрому» все чаще приходится теперь конкурировать с поставщиками сжиженного природного газа. Например, в Литве, где плавучий терминал регазификации СПГ заработал в декабре 2014 года. Топливо, поступающее по морю с других континентов, чаще всего дороже трубопроводного газа из России, а потому вряд ли серьезно его потеснит. Однако наличие такой альтернативы сдерживает цены.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Нет спроса на газовые турбины

  В европейской и особенно немецкой электроэнергетике все более серьезную конкуренцию газу составляют ветер, солнце и биомасса. Бум возобновляемой энергетики привел к тому, что в Евросоюзе почти перестали строить новые газовые электростанции. Резкое падение спроса на турбины для них вынудили компании Siemens и General Electric объявить в конце 2017 года о радикальном сокращении производства.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Топить можно и электричеством

  Природный газ остается в Европе важнейшим источником тепла, но и на этом рынке новые технологии представляют все более серьезную конкуренцию продукции «Газпрома». В Германии и Швейцарии, к примеру, в новых домах все чаще устанавливают не газовое отопление, а тепловые насосы, преобразующие холод в тепло с помощью электроэнергии. А для обогрева воды все чаще используют солнечную энергию.

• Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

  Курс на защиту климата

  Перспективы газа и тем самым «Газпрома» на европейском рынке во многом зависят от того, насколько решительно Евросоюз будет бороться против глобального потепления, стимулируя возобновляемую энергетику и энергосбережение. Соответствующие планы до 2030 года разрабатывают заместитель председателя Еврокомиссии Марош Шевчович и комиссар ЕС по энергетике Мигель Ариас Каньете.

  Автор: Андрей Гурков

Уренгойское месторождение | АО «Ачимгаз»

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно-Сибирском бассейне, входит в тройку крупнейших в мире месторождений на суше. Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Освоение месторождения, открытого в 1966 году, началось в 1977 году, добыча газа осуществляется с 1978 года. Работа газовиков осложняется крайне неблагоприятными условиями окружающей среды — вечная мерзлота, морозы, тундра и хрупкая экосистема.

Уренгойское месторождение протянулось с севера на юг более чем на 230 км, его ширина — от 30 до 60 км, площадь – около 6000 кв. км. Большая часть месторождения расположена за полярным кругом. Разрабатываемые в настоящее время песчаники в основном относятся к верхнемеловому периоду; они образовались 90 млн. лет назад и залегают на глубине более 1200 м. Чтобы свести воздействие на чувствительную экосистему к минимуму, бурение ведётся так называемым кустовым способом. В одном кусте, как правило, насчитывается от двух до семи скважин.

В состав Уренгойского месторождения входит три основных горизонта, содержащих углеводороды: сеноманский, валанжинский и ачимовский.<

Сеноманские

залежи

Сеноманские залежи характеризуются глубиной залегания от 1000-1700 м. Располагаются ниже туронской залежи. Отличаются от валанжинских залежей значительно меньшим содержанием этана, пропана и газового конденсата. Сеноманский газ представляет собой, в основном, метан и является самым легкоизвлекаемым и требующим наименьших затрат на переработку. При разработке сеноманского пласта глубина скважин меньше, а насосно-компрессорные трубы применяются большего диаметра, чем на валанжине.

Валанжинские

залежи

Валанжинские (неокомские) углеводородные залежи расположены на глубине 1700-3200 м. Отличаются от сеноманских залежей значительным содержанием этана, пропана и газового конденсата. Валанжинские залежи образовались во время неокомского периода, также как и берриасские, готеривские и барремские залежи. Берриасская залежь нередко рассматривается как нижний уровень валанжинских залежей. Способы газодобычи и добычи конденсата при таком глубинном залегании предполагают наличие особых конструкций скважин (газопровод-шлейф также должен соответствовать особым требованиям), использование инновационных технологий на установках по комплексной подготовке газа.

Этот газ содержит тяжелые углеводороды, поэтому температура гидратообразования у него более высокая. Газ из этих месторождений необходимо отсепарировать от влаги, механических примесей и понизить до -30 Сº его температуру, чтобы получить итоговый продукт необходимой кондиции. При разработке валанжинского пласта глубина скважин больше, а насосно — компрессорные трубы применяются меньшего диаметра, чем на сеномане. Газопроводы-шлейфы рассчитаны на более высокое давление.

Ачимовские

залежи

Ачимовские отложения залегают на глубинах около 3500-4000 м и имеют гораздо более сложное геологическое строение по сравнению с сеноманскими (находятся на глубине 1100-1700 м) и валанжинскими (1700-3200 м) залежами. Другие газоносные слои находятся на глубине более 3500 м. Речь идёт о нижнемеловых ачимовских залежах, образовавшихся около 140 млн лет назад. Ачимовские песчаники обладают средней пористостью и достаточно низкой проницаемостью. Залежи данного типа являются нефтегазоносными, они широко распространены в Западной Сибири и обнаружены на многих месторождениях.

АО3 «Ачимгаз» является одним из действующих операторов на месторождении. Лицензионный участок 1А площадью 354,689 кв. км, в пределах которого осуществляет деятельность компания, расположен в юго-восточной части Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения к югу от Cеверного полярного круга.

Предприятия компании на карте мира

«Газпром нефть» — одна из крупнейших и наиболее динамично развивающихся компаний нефтегазового сектора России. Самый простой способ оценить темпы этого развития — сравнить карты регионов деятельности компании разных лет. Челябинск и Душанбе, Мурманск и Белград, Волгоград и Бари — только за последние два года в связке с именем «Газпром нефть» стало звучать название нескольких десятков новых стран и городов. Рассказать обо всех регионах деятельности компании, обо всех ее активах на страницах одного номера журнала — задача, конечно, невыполнимая. Однако есть ключевые территории, являющиеся фундаментом бизнеса, базой для развития. Информация о них — на ближайших страницах «Сибирской нефти.

ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ, ЯНАО, ХМАО

ОТ СЕВЕРНОГО ЛЕДОВИТОГО ОКЕАНА ДО КАЗАХСТАНА

Тюменская область — единственный российский регион, простирающийся от государственной границы на юге до Северного Ледовитого океана на севере. Площадь — 1,435 млн кв.км. Граничит с Казахстаном, Республикой Коми, Красноярским краем, Свердловской, Курганской, Омской, Томской, Архангельской областями.

В состав региона входят два равноправных субъекта РФ, имеющих стратегическое значение для «Газпром нефти», — Ханты-Мансийский автономный округ (Югра) и Ямало-Ненецкий автономный округ.

«Газпромнефть-Тюмень» — один из лидеров региона в сфере реализации нефтепродуктов. У предприятия богатая история. Тюменской нефтебазе в 2010 году исполнилось 105 лет, Тобольская нефтебаза существует с 1908 года, Ишимская нефтебаза построена «Товариществом братьев Нобель» в 1912 году. Годом же образования «Газпромнефть-Тюмени» считается 1958 год, когда было образовано Тюменское управление Главного управления по транспорту и снабжению нефтью и нефтепродуктами при Совмине РСФСР. Сегодня под управлением «Газпромнефть-Тюмени» находится 101 АЗС. Предприятие работает в пяти городах и 22 районах юга Тюменской области, в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах, а также в городе Тавда Свердловской области. Кроме того, в активе «Газпромнефть-Тюмени» шесть нефтебаз, а с 2009 году предприятие управляет девятью АЗС и нефтебазой в Ноябрьске. В месяц через автозаправочные станции тюменского сбытового предприятия проходит в среднем до 900 тыс. клиентов.

ЯМАЛО-НЕНЕЦКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ

Ямало-Ненецкий автономный округ расположен в арктической зоне Западно-Сибирской равнины. Граничит с Ненецким автономным округом, Республикой Коми, Ханты-Мансийским автономным округом, Красноярским краем. Площадь — 769,3 тыс. кв. км. Население — 543,7 тыс. чел. Первые сведения о ямальской земле относятся к XI веку. Однако новгородские купцы проникали на Край Земли (так переводится с ненецкого слово Ямал) и раньше. С 1187 года нижняя Обь входила в «волости подданные» Великого Новгорода, а после его падения перешла к московским князьям. В 1595 году один из казацких отрядов построил укрепление под название Обдорск (сегодняшний Салехард). Поступление пушнины из региона приносило российской казне дополнительные доходы. К началу XX века из Обдорска ежегодно вывозилось до 200 тыс. пудов рыбы и около 50 тыс. меховых шкур.

Индустриальное будущее автономного округа определила новая отрасль — геология. Летом 1958 года в Салехарде была создана Ямало-Ненецкая комплексная геологоразведочная экспедиция. Начались интенсивные поиски углеводородных месторождений. 14 апреля 1962 года в Тазовской тундре забил первый газовый фонтан. С 1964 по 1966 год на Ямале были открыты пять крупных месторождений, в том числе Губкинское с запасом 350 млрд кубометров газа и крупнейшее в мире — Уренгойское. 1967 год дал еще три месторождения. Сейчас на Ямале добывается 91% всего природного газа страны (23,7% мировой добычи) и более 14% российской нефти и газоконденсата. При этом гигантская часть природных запасов региона еще ждет промышленного освоения. Одним из глобальных долгосрочных проектов является освоение газовых и нефтяных запасов полуострова Ямал и шельфа Карского моря.

СЕВЕРНЫЙ ЦЕНТР

ЯНАО — основной центр добычи «Газпром нефти», а действующий в регионе «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с филиалом «Муравленковскнефть» — крупнейшее добывающее предприятие компании. За 27 лет существования «Газпромнефть-ННГ» добыл более 670 млн тонн нефти. История «Ноябрьскнефтегаза» началась 19 августа 1973 года, когда бригада бурового мастера Соловьева из Сургутской геологоразведки высадилась в районе будущего Холмогорского месторождения. В октябре была получена первая нефть. 15 апреля 1981 года для обеспечения ускоренного ввода в разработку Муравленковского, Вынгапуровского, Суторминского, Тарасовского и прилегающих к ним нефтяных месторождений Тюменской области было создано производственное объединение «Ноябрьскнефтегаз» с центром в Ноябрьске. В 1981 году было введено в разработку Муравленковское месторождение, в  1982-м — Суторминское и Вынгапуровское, в  1985-м — Пограничное, Ново-Пурпейское, Барсуковское. Осуществлялась опытная эксплуатация Русского месторождения. В 1995 году «Ноябрьскнефтегаз» вошел в состав компании «Сибнефть», а ЯНАО стал центром добычи компании, в 2005 году приобретенной «Газпромом» и преобразованной в «Газпром нефть». Сегодня в 18 подразделениях «Газпром нефти» на Ямале трудится более 20 тыс. человек.

В промышленной эксплуатации «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» находится 31 нефтяное месторождение в ЯНАО и ХМАО. Основные — Вынгапуровское, Сугмутское, Суторминское, Еты-Пуровское, Спорышевское, Чатылькинское. Обеспеченность запасами предприятия при существующих темпах отбора составляет 28 лет. Плановый объем добычи нефти «Газпромнефть-ННГ» в 2010 году — 18,237 млн тонн. Бизнес компании в ЯНАО непрерывно развивается. Новое направление — добыча газа. Сейчас предприятие реализует проект обустройства и ввода в эксплуатацию Муравленковского и Новогоднего газовых месторождений с суммарной годовой добычей около 4 млрд кубометров газа в год. Перспективны проекты освоения Равнинного, Валынтойского, Северо-Романовского месторождений. Масштабные планы связаны с освоением арктической части ЯНАО. Уже ведется подготовка к освоению Мессояхской группы месторождений (совместно с ТНКBP) и Новопортовского месторождения «Газпрома».

ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ

Ханты-Мансийский автономный округ занимает центральную часть Западно-Сибирской равнины. Граничит с Ямало-Ненецким автономным округом, Красноярским краем, Тюменской, Томской, Свердловской областями и Республикой Коми. Площадь — 534,8 тыс. кв.км. Население — 1,539 млн человек.

Первое письменное сообщение о заселении этих территорий датировано 1096 годом. Как и в случае с другими сибирскими территориями, история заселения округа русскими связана с походом Ермака. Осенью 1585 года в устье Иртыша было основано первое русское укрепленное поселение — Обской городок, в 1592 году — города Пелым, Березов, а в  1594-м — Сургут. В начале XVIII века Березов и Сургут вошли в Сибирскую губернию, а позднее — в Тобольскую. На рубеже XIX–XX веков промышленность Обь-Иртышского Севера была представлена несколькими полукустарными рыбоконсервными предприятиями. Дальнейшее развитие экономики региона определило предсказание о наличии нефти и газа на территории округа, сделанное академиком Иваном Губкиным в 1934 году. Бурение опорных скважин началось в 1951 году, а 21 сентября 1953 года геологоразведочная скважина в Березово дала мощный газовый фонтан. В июне 1960 года из скважины Р-6 Шаимской нефтеразведочной экспедиции ударил фонтан нефти с суточным дебитом 300 тонн — было открыто первое в Сибири месторождение промышленной нефти. Затем были открыты Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Покурское, Ватинское, Мамонтовское, Салымское, Правдинское и многие другие месторождения.

В 1965 году стало известно об открытии Самотлорского месторождения, которое по запасам нефти входит в первую десятку крупнейших месторождений мира. В  80-е годы прошлого века на территории округа ежедневно добывалось уже около 1 млн тонн нефти. Накопленная добыча нефти с 1964 по 2010 год составила около 9,5 млрд тонн. И сейчас на месторождения ХМАО приходится более половины общероссийской добычи нефти.

ЛИДЕР ПО РОСТУ ДОБЫЧИ

Добывающее предприятие «Газпромнефть-Хантос», разрабатывающее Приобское, Пальяновское и Зимнее месторождения в ХМАО и Тюменской области, — одно из основных добывающих предприятий «Газпром нефти» и лидер по темпам прироста нефтедобычи среди «дочек» компании. В 2010 году югорские нефтяники планируют добыть 9,6 млн тонн, что на 13% больше, чем в прошлом. При этом более 800 тыс. дополнительных тонн нефти уже добыто за счет проведения более 300 геолого-технических мероприятий.

В 2011 году в «Газпромнефть-Хантосе» предполагают преодолеть рубеж нефтедобычи в 10 млн тонн. За пять с половиной лет деятельности предприятия значительно улучшилось качество строительства скважин, существенно снизилось воздействие на окружающую среду.

С 2009 года, после приобретения пакета акций компании Sibir Energy (SE), у «Газпром нефти» появились еще несколько активов в Ханты-Мансийском автономном округе. Крупнейший — группа Салымских месторождений (запасы по категории АВС1 97,2 млн тонн нефти), разработкой которых компания занимается совместно с Shell. На Южном и Ореховском месторождениях (запасы АВС1 8,2 млн тонн нефти), а также Колтогорском участке (резервы С2 41 млн тонн нефти) работает компания «Магма», входящая в SE.

Восточное Средиземноморье — новый конкурент российскому газу в Европе?

Менее чем за десять лет в странах Восточного Средиземноморья — Израиле, Кипре, Египте — были обнаружены значительные запасы газа, и вот уже говорят о скором начале его экспорта в Европу. Когда, в каких объемах и как можно организовать такие поставки, и не потеснит ли левантийское «голубое топливо» позиции России на европейском рынке?

Менее чем за десять лет в странах Восточного Средиземноморья — Израиле, Кипре, Египте — были обнаружены значительные запасы газа, и вот уже говорят о скором начале его экспорта в Европу. Когда, в каких объемах и как можно организовать такие поставки, и не потеснит ли левантийское «голубое топливо» позиции России на европейском рынке?  

Сколько средиземноморцы могут предложить?

Регион привлек к себе внимание в 2009 г., когда израильтяне нашли газовое месторождение «Тамар», доказанные запасы которого составили 280 млрд куб. м. Годом позже было обнаружено еще более крупное месторождение «Левиафан» с объемами запасов в 620 млрд куб. м, а затем в особой экономической зоне Кипра была открыта «Афродита» с 120 млрд куб. м газа. Следующим счастливчиком стал Египет, который в 2015 г. удивил мир открытием «аз-Зухр» (также известно как «аз-Зор») с 850 млрд куб. м сырья.

Таким образом, достаточные для коммерческого экспорта запасы природного газа существуют у Египта — более 2,7 трлн куб.м [1], Израиля — порядка 1 трлн куб. м и Кипра — 120 млрд куб. м. Совокупно страны Левантийского бассейна имеют как минимум 3,8 трлн куб. м. Это примерно в восемь раз меньше, чем у России или Катара, в пять раз меньше, чем у Туркменистана, сопоставимо с Ираком и в несколько раз больше, чем у Азербайджана или Норвегии. Отметим, что при этих объемах запасов экспорт в Европу и другое дальнее зарубежье будет рентабельным именно при совместном экспорте стран Леванта.

Рис. 1. Границы Левантийского бассейна (источник: eia.com)

Разведка на шельфе Восточного Средиземноморья только набирает обороты, и в ней участвуют крупнейшие мировые игроки. В Израиле и Кипре наиболее сильные позиции у американской NobleEnergy и израильской DelekGroup, которым принадлежат контролирующие доли в «Левиафане», «Тамаре» и «Афродите». Именно монопольное положение этих двух компаний тормозило принятие программы развития газового сектора Израиля. На подавляющей части Израиля и Кипра разведка не проводилась, но работы ведутся и будут расширяться. На Кипре, например, с июля 2016 г. начался третий раунд лицензионных торгов: иностранным инвесторам предлагают поучаствовать в разведке трех морских блоков.

В Египте добычей углеводородов занимаются BP, Eni, Total и другие лидеры отрасли. Правительство страны в июле 2015 г. заявило о приоритизации разведки и доразведки углеводородов.

В Ливане были проведены лишь 2D и 3D исследования, однако там не пробурено ни одной скважины. Примечательно, что когда в 2013 г. ливанцы планировали провести лицензионные торги, предквалификацию прошли такие гиганты как Total, ExonnMobil, Eni, Shell, Statoil, Chevron и «Роснефть». И это несмотря на существующий территориальный спор Ливана с Израилем и общую напряженную политическую обстановку в этой стране. В том, что на шельфе страны есть газ, кажется, мало кто сомневается, однако в среднесрочной перспективе ожидать выхода сырья на рынок не стоит: даже если правительство страны выйдет из политического тупика, на проведение тендеров, разведку и начало добычи уйдет не менее семи лет. Поэтому далее в статье Ливан оставим за скобками.

Газовая отрасль на Кипре, в Израиле и Египте находится на разных этапах развития. На Кипре природный газ еще не добывают и даже не потребляют. У израильтян больше опыта: уже много лет идет добыча на нескольких мелких месторождениях, а с 2013 г. и на проекте «Тамар», который полностью обеспечивает потребности страны в природном газе (чуть более 8 млрд куб. м/год). Тем не менее развитие отрасли затягивают бюрократические проволочки. Лишь в июне 2016 г. была принята долгожданная программа по разработке газовых месторождений, которая дала зеленый свет началу добычи на «Левиафане», при этом международные эксперты считают, что реализовываться проект будет медленно. Экспортную, да и добывающую инфраструктуру в этих странах только предстоит возводить, что означает удорожание и без того недешевого шельфового газа.

В Египте ситуация сложилась специфическая: начиная с 2014 г., эта страна превратилась из нетто-экспортера газа в нетто-импортера. Дошло до того, что построенные заводы для экспорта сжиженного природного газа (СПГ) оказались «не у дел», а стране пришлось арендовать терминал для импорта этого топлива. Дефицит сырья для внутреннего рынка на 2015 г. оценивался в 5–7 млрд куб. м/год, а к 2018 г. должен вырасти до 10 млрд куб. м.

Подчеркнем, что вопрос потребления важен для понимания объемов газа, которые страны Левантийского бассейна готовы дать рынку. Дело в том, что в Египте и Израиле темпы роста спроса на газ очень высокие: за десять лет в Египте этот показатель увеличился на 50%, в Израиле — в четыре раза, и эксперты значительного снижения темпов потребления для этих стран не прогнозируют [2]. Все это означает сокращение объемов газа, свободных для экспорта.

О том, сколько «голубого топлива» Израиль, Кипр и Египет будут добывать в ближайшие пять лет, можно говорить, только исходя из заявлений и планов компаний. Наиболее крупные месторождения будут запущены к 2019–2020 гг. По оценкам правительств и компаний (априори позитивным) добыча Израиля к 2020 г. должна вырасти на 12,4 млрд куб. м/год, месторождений Египта — на 20 млрд куб. м; Кипра — до 8,3 млрд куб. м. Вычтем из этих показателей примерные объемы дополнительного потребления (13,7 млрд куб. м/год [3]) и получим около 27 млрд куб. м/год свободных для экспорта углеводородов. Для сравнения, российский «Газпром» в 2015 г. экспортировал в Европу почти 160 млрд куб. м. Даже если бы весь восточно-средиземноморский газ в ближайшие пять лет направили в Европу, его доля в европейском газовом импорте не достигла бы и 8%.

Рис.2. Крупные месторождения Левантийского бассейна

Привлекательна ли Европа, или куда еще можно продавать газ?

Европа в ближайшие годы будет наращивать потребление газа. По прогнозу специалистов из Оксфорда, спрос на импортный газ к 2030 г. вырастет на 88 млрд в год. Главной причиной тому будет использование природного газа как буферного топлива при переходе на возобновляемые источники энергии. При этом после 2035 г. прогнозируют снижение спроса. Поэтому (и в свете продолжающейся политики ЕС по диверсификации импорта) европейский рынок будет привлекательным для израильтян, киприотов и египтян.

Однако не Европой единой. Более быстрые темпы роста спроса на голубое топливо в последние годы зафиксированы у ближневосточных соседей средиземноморцев. О том, что близлежащие страны станут первыми получателями углеводородов, говорят и сухие факты: первые договоренности об экспорте израильтяне намерены подписать с Иорданией, Египтом (причем соглашение не было аннулировано после обнаружения «аз-Зор»), Палестинской автономией и местными компаниями.

Европа в более отдаленном будущем, безусловно, — привлекательный рынок для стран Леванта, и газ туда поставляться будет. Однако для организации экспорта необходимо возвести дорогостоящую инфраструктуру, а до этого — найти наиболее удобные маршруты, что совсем непросто.    

Таблица 1. Общие запасы природного газа Израиля, Кипра и Египта и наиболее крупные открытые месторождения с 2009 г. Источник: EIA, BP, Eni, Noble Energy, Delek Group

Страна (общие доказанные запасы*)	Месторождение	Открыто (г.)	Доказанные запасы (млрд куб. м)	Начало добычи (г.)
Израиль (1 трлн куб. м)	Tamar	2009	280	2013
	Leviathan	2010	580–620	конец 2019**
Кипр (120–200 млрд куб. м)	Aphrodite	2011	120–200	2020**
Египет (2,7 трлн куб. м)	Zohr	2015	850	2018**
	Месторождения концессии West Nile Delta	2010–2015	142	2017**
	Atoll	2018**	42	2018**

 * оценка компании ВР по доказанным запасам + последние данные компаний о новых месторождениях.

** согласно последним сообщениям добывающих компаний.

Какими путями и по какой цене?

Восточно-средиземноморские страны по состоянию на начало августа 2016 г. не определили приоритетные для себя варианты экспорта сырья. Однако будущая схема, возможно, уже начинает вырисовываться: Кипр и Египет в конце августа подписали рамочное соглашение о строительстве газопровода для поставок «голубого топлива» с кипрской «Афродиты» в Египет. В первую очередь сырье по этому маршруту направится на внутренний рынок Египта, реэкспорт возможен, но в сравнительно незначительных объемах (без участия Израиля в этой схеме).

Пока этот проект находится на начальной стадии и не включает всех игроков, поэтому рассмотрим другие варианты маршрутов, о которых говорят правительства и международные эксперты: 1) строительство трубопровода Израиль – Кипр – Греция; 2) строительство СПГ-завода в Израиле либо использование СПГ-инфраструктуры Египта израильтянами и киприотами; 3) присоединение восточно-средиземноморских стран к проекту «Южный газовый коридор», реализуемого для экспорта азербайджанского сырья в Европу через территорию Турции; 4) трубопроводный экспорт транзитом через Турцию.

С точки зрения политических рисков и перспектив быстрого заключения договора лучше всего выглядят первые два варианта — газопровод из Израиля и Кипра в Европу либо СПГ. В апреле 2016 г. Еврокомиссия уже выделила 2 млн евро на технико-экономическую оценку первого маршрута. Строительство инфраструктуры для сжижения газа привлекательно тем, что обеспечит вывод израильского сырья на мировые рынки далеко за пределы Европы. Это может быть необходимым в случае обнаружения новых запасов сырья в регионе. До тех пор строительство СПГ-завода будет слишком затратным, а строительство трубопроводов для подключения к египетскому газу — слишком рискованным, учитывая сложную экономическую ситуацию в этой стране. Кроме того, не в пользу СПГ говорят прогнозы экспертов о скором перенасыщении этого рынка.  

Подключение к «Южному газовому коридору» логично лишь с учетом того, что Азербайджан сам не способен полностью обеспечить наполняемость газопровода. За последний год появлялись сообщения о желании целого ряда стран подключиться к ЮГК. Об этом говорили как в Египте, Кипре, Израиле, так и в Ираке, Иране и Туркменистане. Тем не менее в мае 2016 г. глава энергетического ведомства Азербайджана говорил о том, что никакие серьезные предложения от этих стран о присоединении к проекту не поступали.

Эксперты отмечают [4], что наименее затратным с чисто экономической точки зрения является транзит через Турцию (без подключения к ЮГК). О минусах этого варианта речь пойдет чуть ниже.

Сейчас сложно делать прогнозы по ценам на восточно-средиземноморский газ, ведь пока неизвестно, какова будет стоимость добычи, какая инфраструктура будет выстроена, а главное — какие условия сложатся на европейском рынке сырья к моменту, когда эти вопросы будут решены.

Турецкий вопрос

Географическое расположение Турции предоставляет ей прекрасные шансы для того, чтобы стать энергетическим хабом для транзита ближневосточных, среднеазиатских и российских углеводородов в Европу.  Однако Ближний Восток не был бы Ближним Востоком, каким мы его знаем, если бы не хитросплетения его этно-религиозной политики, заложником которой часто становится экономика. Турция в этом смысле не отстает от других государств региона, особенно при сохранении существующей власти во главе с Р. Эрдоганом. В контексте потенциального транзита левантийского газа проблемы у турецкой дипломатии существуют и «на входе», и «на выходе»: отношения по разным причинам осложнены и со странами-производителями, и со странами-импортерами газа.

Турция не может похвастаться качественным сотрудничеством ни с Кипром, ни с Израилем, ни с Египтом. Отношения с Никосией находятся не на высоком уровне из-за кипрского вопроса. Показательно, что последние саммиты глав стран Восточного Средиземноморья, на которых обсуждалась в первую очередь энергетика, проходили без участия Турции: либо в составе Республика Кипр – Египет – Греция, либо — Республика Кипр – Израиль – Греция. Кстати, 22 июля 2016 г. появились сообщения о том, что власти Кипра отозвали разрешение на прокладку газопровода из Израиля в Турцию.

Сотрудничество Анкары с Тель-Авивом, ранее находившееся на высоком уровне, сошло на нет после инцидента с турецкой «Флотилией свободы» в 2010 г. , когда израильский спецназ штурмовал турецкое судно, пытающееся прорвать блокаду Газы. В июне 2016 г. отношения были урегулированы. Однако маловероятным кажется то, что они вернутся на прежний уровень. А в таких условиях дорогостоящие инфраструктурные проекты реализовать не получится.

Что касается Египта, то турецкие власти до сих пор не признают легитимность правительства Абдель Фаттах ас-Сиси, пришедшего на смену поддерживаемых Анкарой «Братьев-мусульман». Раздражение у Каира и Тель-Авива вызывает и лояльная политика турков к проиранскому ХАМАС. И можно было бы надеяться, что ради экономической выгоды египтяне, турки и израильтяне пойдут на уступки в этих вопросах, но ведь за «Братьями-мусульманами» стоит Катар, а Египет зависит от щедрой помощи Саудовской Аравии. С учетом продолжающейся негласной войны за влияние в регионе ожидать налаживания отношений в этом многоугольнике в ближайшее время не стоит.

Политика Турции в последнее время делает ее менее желательным партнером и для импортеров сырья. Еврокомиссия уже дала добро одному из проектов транзита по турецкой территории — проекту «Южный газовый коридор». Эта дорогостоящая инфраструктура ($45 млрд) обеспечит поставки 10 млрд куб. м газа в год. Захотят ли европейцы получать еще больше газа через Турцию — теперь под большим вопросом. Непредсказуемость политики Анкары, как внешней, так и внутренней, сильно подрывает имидж Турции. Причем после попытки государственного переворота в июле 2016 г. и последующих за этим событий перспектив улучшения этого имиджа не намечается. Очевидно, что турецкий прорыв по линии отношений с Россией и Израилем, произошедший в июне 2016 г., свидетельствует о том, что руководство Турции понимает необходимость налаживать отношения с соседями. Но эти соседи в ближайшие годы будут по-новому оценивать риски и, соответственно, рентабельность турецких проектов.

Однако в долгосрочной перспективе совсем исключать турецкий маршрут нельзя. Помимо чисто экономической выгоды и географической целесообразности, в его пользу до последнего времени говорила и поддержка со стороны США. Американцы активно лоббируют идею укрепления восточно-средиземноморского сотрудничества на базе экономических (точнее, газовых) интересов. Причем в этот регион они упорно включают Турцию, надеясь таким образом решить некоторые политические вопросы.

Так чего же ждать?  

Пока для выделения конкретных вариантов развития событий в левантийском уравнении слишком много переменных: запасы только начинают разведывать, технико-экономическая оценка ни одного из экспортных маршрутов не проведена, да и газовый рынок переживает трансформацию, становясь все более глобальным и связанным с рынком нефти.

Обозначим лишь общие черты трех сценариев на ближайшие 5–10 лет. Негативный подразумевает экспорт израильского газа в соседние страны, продолжение роста потребления в Египте, которое будет отдалять переход к экспорту газа; отсутствие новых крупных открытий в регионе и затягивание строительства трубопровода в Европу из-за его малой рентабельности или невозможности стран согласовать условия участия.

В позитивном сценарии страны, в том числе Ливан, откроют новые запасы газа, что сделает рентабельным строительство мощной экспортной инфраструктуры. Причем экспорт страны будут осуществлять совместно. Некоторые эксперты отмечают, что особую роль мог бы сыграть Египет, выступив «энергетическим хабом» между Восточным Средиземноморьем и Европой.

Наиболее же вероятным кажется следующий вариант. Израиль к 2018 г. начинает экспорт газа в соседние страны. Лишь через несколько лет (в зависимости от роста потребления) Египет становится нетто-экспортером сырья. К тому времени появятся новые данные о запасах; возможно, разведку начнет Ливан. В случае новых открытий возможно создание единой региональной инфраструктуры для экспорта газа в ЕС. Определенно сотрудничества стоит ожидать от Кипра и Израиля, скорее всего — Египта, учитывая, что египтяне и киприоты в конце августа уже подписали рамочное соглашение.

Также исключим вариант форсированного строительства трубопровода через Турцию, либо подключение восточно-средиземноморцев к «Южному газовому коридору». Это маловероятно из-за существования целого ряда препятствий, так или иначе связанных с турецкой политикой.

Таким образом, опираясь на данные, можно утверждать, что в ближайшие 5–7 лет левантийский газ не окажет какого-либо значимого влияния на позиции России на европейском рынке. Зато в более отдаленной перспективе Израиль, Кипр, Египет и Ливан могут стать крупными поставщиками газа.

Правда, для этого им необходимо будет пройти долгий путь: Египту придется удерживать потребление энергоресурсов, Кипру — выстроить с нуля национальную газовую отрасль, Израилю — прекратить вставлять палки в колеса формирующемуся сектору, а Ливану для начала стоит избрать президента и ускорить работу своего разрозненного правительства. Кстати, и ситуация на рынке газа к тому времени точно изменится, и, вполне возможно, Россию намного больше будут заботить совсем другие конкуренты, которые уже сейчас (Катар) или в скором времени (США) будут влиять на снижение цен на газ на европейском рынке.

 

1. Данные BP Statistical Review of World Energy June 2016, а также неучтенные в статистике BP предполагаемые запасы месторождения «аз-Зор».

2. Nikos Tsafos Egypt: a Market for Natural Gas from Cyprus and Israel? //The German Marshall Fund of the United States. 2015. С.3

3. Цифра включает предполагаемый прирост потребления в Египте — на 3,3 млрд куб. м/год и в Израиле — 11,9 млрд куб. м/год. Показатель Израиля рассчитан исходя из предположения, что в среднем ежегодный рост потребления в ближайшие годы составит в среднем порядка 7% в год.

4. Hydrocarbon Developments in the Eastern Mediterranean: The Case for Pragmatism / Atlantic Council, Global Energy Center and Dinu Patriciu Eurasia Center. P. 2

как месторождения газа в Средиземноморье вызывают конфликты на Ближнем Востоке — РТ на русском

Обнаружение крупных месторождений природного газа в Восточном Средиземноморье ведёт к обострению тлеющих конфликтов в регионе, считают эксперты. За месторождения борются Турция, Греция, Кипр, Израиль, Ливан и Египет. На кону интересы крупнейших мировых нефтегазовых гигантов. Не исключено, что результат противостояния изменит баланс на мировом энергетическом рынке. К чему может привести возникновение нового очага международной напряжённости и составит ли средиземноморский газ конкуренцию российскому, выяснял RT.

Угрозы силой

Итальянская нефтегазовая компания Eni заявила, что продолжит бурение в районе острова Кипр, несмотря на противодействие турецких властей. Об этом 15 марта 2018 года сообщило Министерство иностранных дел Кипра по итогам встречи главы дипломатического ведомства страны Никоса Христодулидеса и исполнительного вице-президента Eni Лапо Пистелли.

В феврале 2018 года турецкие военные корабли остановили принадлежавшее Eni судно, занимавшееся разведкой нефтегазовых ресурсов на шельфе Кипра. Тогда Турция заявила, что работы нарушают права турок-киприотов на пользование кипрскими углеводородами.  

Также по теме

Кардак в отношениях: как далеко может зайти противостояние Греции и Турции на фоне военной операции Анкары в Африне

Делёж углеводородов и операция в сирийском Африне способствовали возобновлению старого спора между Турцией и Грецией, считают…

В последовавший затем дипломатический скандал были втянуты Европейский союз и США. Еврокомиссия потребовала от Анкары избегать угроз в отношении стран — членов ЕС. В свою очередь, турецкий президент Реджеп Тайип Эрдоган сравнил ситуацию в сирийском Африне, где турки проводят военную операцию, с обстановкой в Эгейском море.

«Наши права в Эгейском море и на Кипре те же самые», — подчеркнул он. Действия и заявления Турции осудила Греция. США, в свою очередь, подчеркнули необходимость уважения прав Кипра на добычу полезных ископаемых.

Причиной обострения традиционно напряжённых греко-турецких отношений стало обнаружение геологоразведочным судном Eni за неделю до инцидента залежей природного газа на кипрском шельфе, запасы которых оцениваются в 170—230 млрд куб. м. Месторождение итальянская компания планирует развивать совместно с французской Total.

В разведке и эксплуатации газовых богатств Кипра активно участвуют и американские компании ExxonMobil и Noble Energy. 11 марта 2018 года к работе на шельфе Кипра приступили два судна Exxon. Одновременно в этом районе были замечены корабли десантной группы «Иводзима» 6-го флота ВМС США. Однако, несмотря на действия американцев, Турция по-прежнему продолжает заявлять, что считает неприемлемыми односторонние действия по эксплуатации ресурсов Кипра.

Лакомый кусок

В 2011 году на шельфе Кипра было найдено первое крупное месторождение газа, получившее название «Афродита». Сейчас его запасы оценивается в 200 млрд куб. м. Это одно из множества месторождений Левантийского бассейна — перспективного региона газодобычи, расположенного поблизости от ёмкого европейского газового рынка. Первое крупное открытие в этом районе — израильское месторождение «Тамар» с запасами в размере около 200 млрд куб. м — было сделано в 2001 году. За этим последовало обнаружение более крупных месторождений, самыми значимыми из которых стали израильский «Левиафан» с запасами до 650 млрд куб. м газа и египетский «Зохр» — 850 млрд куб. м.

«Газ действительно нашли в этом регионе, — отметил в беседе с RT генеральный директор Института национальной энергетики Сергей Правосудов. — Сейчас решают, куда он пойдёт, ищут рынки сбыта».

Интерес к разработке Левантийского бассейна проявили крупнейшие мировые газовые компании. Так, уже упоминавшаяся компания Noble Energy, помимо Кипра, работает на израильских месторождениях. «Зохр» разрабатывают Eni, «Роснефть» и BP.

Также по теме

«Опасность прямого столкновения»: кому достанутся нефтяные поля Дейр эз-Зора

Сирийская армия штурмует Дейр эз-Зор с востока. С запада к городу подошли формирования Сирийских демократических сил, представленные в. ..

Собирается начать добывать газ на своём шельфе и Сирия. В конце 2017 года министр нефти и природных ресурсов страны Али Ганем заявил, что газ начнут извлекать уже в начале 2019 года. По его словам, Дамаск уже согласовал контракты по добыче топлива с «дружественными странами».

31 января 2018 года Россия и Сирия подписали «дорожную карту» энергетического сотрудничества. Как отмечает Минэнерго, документ «предусматривает поэтапную реализацию стратегически важных проектов по восстановлению, модернизации, а также строительству новых энергообъектов на территории Сирии». По данным Геологической службы США, на сирийском шельфе может залегать до 700 млрд куб. м газа — в два раза больше, чем в материковой части страны.

В феврале 2018 года в нефтегазовую гонку включился Ливан. Права на поиски газа на его шельфе получила российская компания НОВАТЭК в консорциуме с Total и Eni. По ожиданиям ливанских властей, в их исключительной экономической зоне залегают также 700 млрд куб. м газа.

Битва за шельф

Этот шаг Ливана тут же вызвал негативную реакцию в Израиле. Дело в том, что принадлежность зоны, где должны идти поиски голубого топлива, оспаривается еврейским государством. Министр обороны Израиля Авигдор Либерман подчеркнул, что исследуемый кусок шельфа «по всем стандартам наш», и предостерёг иностранные компании от работы в этом районе.

Либерману ответили не только официальные ливанские власти, но и военизированное шиитское движение «Хезболла». Его лидер шейх Хасан Насралла заявил, что будет защищать морские границы Ливана от израильских посягательств и готов за пару часов остановить производство на израильских морских платформах.

• Лидер «Хезболлы» Хасан Насралла
• Reuters

После выступления Насраллы Израиль укрепил меры безопасности в местах добычи углеводородов, а в израильских СМИ появились заголовки о грядущей «Третьей ливанской войне».  

«Открытие невероятных богатств трансформирует Восточное Средиземноморье в геополитическую горячую точку, и столкновения кажутся неизбежными, поскольку Россия и США могут использовать эту арену в своём постоянно возрастающем соперничестве», — отмечает саудовское издание Arab News.

К ливано-израильским противоречиям и вопросам, связанным с Кипром, добавляется традиционная напряжённость между Турцией и Грецией. Анкара и Афины придерживаются разных позиций относительно того, как должна проходить морская граница между странами в Эгейском море. Особое значение имеют так называемые серые зоны — незаселённые острова, принадлежность которых оспаривают и турки, и греки.

В начале февраля 2018 года Анкара объявила, что и она включается в газовую гонку. «Искать и исследовать эти ресурсы — наше суверенное право, — заявил министр иностранных дел Турции Мевлют Чавушоглу в интервью греческой газете «Катимерини». — Мы планируем начать в ближайшем будущем бурение в регионе Восточного Средиземноморья». В конце 2017 года Турция получила первое современное буровое судно — Deepsea Metro II.

• Корабль турецких ВМС
• Reuters

Глава турецкого МИД подчеркнул, что Анкара не признаёт договор между Кипром и Египтом о разделе морского шельфа и будет действовать без оглядки на это соглашение. Отношения между Египтом и Турцией были фактически прерваны после отстранения от власти в Каире в 2013 году правительства «Братьев-мусульман» во главе с Мухаммедом Мурси.

«Это мощнейший фактор конфликтного потенциала в регионе», — прокомментировал в интервью RT влияние нефтегазового фактора на политику стран Восточного Средиземноморья преподаватель НИУ ВШЭ Григорий Лукьянов. Причём, по словам эксперта, проблема выходит за границы только тех стран, что борются за морской шельф.

Арабо-израильский конфликт 2.0

«Те государства, которые не являлись газовыми и нефтяными гигантами, теперь представляют собой угрозу для сложившихся в регионе социально-экономических и политических отношений», — отмечает Лукьянов.

По словам эксперта, ключевая проблема в том, что энергетической державой может стать Израиль. Ранее он был импортёром энергоресурсов, сейчас же за счёт высокого инновационного потенциала еврейское государство превратится в реального конкурента арабских стран.

«Он может подавить их энергетические комплексы, что выводит на первый план новую вариацию арабо-израильского конфликта», — подчёркивает политолог.

По его мнению, фактор Ливана, где в лице «Хезболлы» сильно иранское присутствие, создаёт дополнительную проблему.

Также по теме

Полвека на разгадку: что могло послужить причиной гибели подлодок Франции и Израиля 50 лет назад в Средиземном море

Прошло полвека с тех пор, как в Средиземном море при невыясненных обстоятельствах затонули израильская подводная лодка Dakar и…

Политические и идейные разногласия Тель-Авива и Тегерана неизбежно наложатся на спор по поводу ресурсов. Интересы Турции, в свою очередь, вносят дополнительную сумятицу в возникающий в Восточном Средиземноморье клубок противоречий.

«Возникновение компромисса между Турцией и Ираном по Сирии даёт основание полагать, что эти страны могут договориться друг с другом», — отмечает эксперт. По его словам, это создаст проблемы для Израиля. И наоборот, опыт взаимодействия с Анкары с Москвой и Тегераном по Сирии может помочь обойти острые углы тогда, когда начнётся разработка сирийского шельфа, прямо граничащего с исключительной экономической зоной Турции.

По словам политолога, несмотря на глубокие противоречия, из-за того, что все страны региона, кроме Израиля, ослаблены другими конфликтами, возникновение полномасштабных войн из-за газа маловероятно. «Однако баталии в юридическом поле в различных арбитражах, на дипломатическом уровне будут достаточно жаркими и болезненными», — подчёркивает Лукьянов.

Глобальный конкурент

По словам эксперта, Израиль может попытаться изменить баланс на глобальном энергетическом рынке и превратиться в конкурента для России, Ирана и Катара как экспортёр газа.

«Этот газ может пойти в Южную Европу и стать прямым конкурентом «Турецкого потока», — утверждает эксперт.

Однако противоречия между державами региона пока осложняют реализацию проектов по доставке газа конечным потребителям.

Так, поддержанный США в 2016 году проект трубопровода, который должен был соединить израильские месторождения газа с турецкой газотранспортной системой с перспективой выхода в Европу, до сих пор находится в подвешенном состоянии.

Министр энергетики Израиля Юваль Штайниц в июле 2017 года обещал, что договор по проекту будет подписан до конца 2017 года, однако этого не произошло.

В 2017 году активно обсуждался на уровне министров энергетики всех заинтересованных стран и получил поддержку Евросоюза проект доставки израильского, египетского и кипрского газа по подводному трубопроводу в материковую Грецию и оттуда в Европу.

• Сейсмическое судно у берегов Ливана
• AFP

Однако 9 марта 2018 года Штайниц заявил, что ожидает окончательного решения по проекту не раньше 2019 года. Дело в том, что пока ни одна компания не проявила заинтересованности в строительстве «Восточно-средиземноморского трубопровода» из-за его высокой себестоимости — $7,4 млрд.

«Есть базовая версия, что израильский и кипрский газ пойдёт на заводы по сжижению, расположенные в Египте», — отмечает Сергей Правосудов. Однако, по его словам, пока никто из экспертов не может сказать, куда пойдёт этот газ — на растущий рынок Ближнего Востока, в Европу или вообще в Китай. «Конкуренция будет, но вопрос — какая, — отмечает эксперт. — Прогнозы пересматриваются каждый год». 

• Мировые запасы природного газа по странам, 2020 г.

• Мировые запасы природного газа, по странам, 2020 г. | Статистика

Пожалуйста, создайте учетную запись сотрудника, чтобы иметь возможность отмечать статистику как избранную. Затем вы можете получить доступ к своей любимой статистике через звездочку в шапке.

Зарегистрироваться

Пожалуйста, авторизируйтесь, перейдя в «Мой аккаунт» → «Администрирование». Затем вы сможете пометить статистику как избранную и использовать оповещения о личной статистике.

Аутентификация

Сохранить статистику в формате .XLS

Вы можете скачать эту статистику только как Премиум пользователь.

Сохранить статистику в формате .PNG

Вы можете скачать эту статистику только как Премиум пользователь.

Сохранить статистику в формате .PDF

Вы можете скачать эту статистику только как Премиум пользователь.

Показать ссылки на источники

Как пользователь Premium вы получаете доступ к подробным ссылкам на источники и справочной информации об этой статистике.

Показать подробности об этой статистике

Как пользователь Premium вы получаете доступ к справочной информации и подробностям о выпуске этой статистики.

Статистика закладок

Как только эта статистика обновится, вы немедленно получите уведомление по электронной почте.

Да, сохранить как избранное!

….и сделать мою исследовательскую жизнь проще.

Изменить параметры статистики

Для использования этой функции требуется как минимум одиночная учетная запись .

Базовая учетная запись

Знакомство с платформой

У вас есть доступ только к базовой статистике.
Эта статистика не включена в вашу учетную запись.

Однозначный аккаунт

Идеальный счет входа для отдельных пользователей

• 7 Мгновенный доступ
• Статистика мгновенного доступа до 1 м.
• Скачать в XLS, PDF & PNG Формат
• Подробные Список литературы

$ 59 $ 39 / месяц *

в первые 12 месяцев

Корпоративный счет

Полный доступ

Корпоративное решение со всеми функциями.

* Цены не включают налог с продаж.

Самая важная статистика

самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Дополнительная статистика

Узнайте больше о том, как Statista может помочь вашему бизнесу.

ВР. (8 июля 2021 г.). Страны-лидеры по доказанным запасам природного газа в мире в 2010 и 2020 годах* (в триллионах кубометров) [График]. В Статистике. Получено 10 января 2022 г. с https://www.statista.com/statistics/265329/countries-with-the-largest-natural-gas-reserves/

BP. «Страны-лидеры по доказанным запасам природного газа в мире в 2010 и 2020 годах * (в триллионах кубометров)». Диаграмма. 8 июля 2021 г. Статистика. По состоянию на 10 января 2022 г. https://www.statista.com/statistics/265329/countries-with-the-largest-natural-gas-reserves/

BP.(2021). Страны-лидеры по доказанным запасам природного газа в мире в 2010 и 2020 годах* (в триллионах кубометров). Статистика. Statista Inc.. Дата обращения: 10 января 2022 г. https://www.statista.com/statistics/265329/countries-with-the-largest-natural-gas-reserves/

BP. «Страны-лидеры по доказанным запасам природного газа в мире в 2010 и 2020 годах * (в триллионах кубических метров)». Statista, Statista Inc., 8 июля 2021 г., https://www.statista.com/statistics/265329/countries-with-the-largest-natural-gas-reserves/

BP, Страны-лидеры по доказанным запасам природного газа в мире. в 2010 и 2020 годах* (в триллионах кубометров) Statista, https://www.statista.com/statistics/265329/countries-with-the-largest-natural-gas-reserves/ (последнее посещение 10 января 2022 г.)

В ОАЭ обнаружено крупнейшее в мире газовое месторождение с 2005 г.

Энтони ДиПаола, 03. 02.2020

ДУБАЙ (Блумберг) — Дубай и Абу-Даби открыли месторождение природного газа, которое может стать крупнейшим в мире с 2005 года, поскольку два крупнейших шейха в Объединенных Арабских Эмиратах стремятся подтолкнуть страну к самообеспечению энергией.
Водохранилище Джебель-Али, расположенное между двумя эмиратами, обладает запасами газа в 80 триллионов кубических футов, согласно твитам шейха Мохаммеда бин Заида Аль Нахайяна, наследного принца Абу-Даби, и шейха Мохаммеда бин Рашида Аль Мактума, премьер-министра ОАЭ и правителя Дубая. Страна стремится стать самодостаточной в поставках газа к 2030 году, что позволит ей избавиться от зависимости от импорта из Катара, с которым она уже два с половиной года находится в дипломатическом споре.

«Это огромное открытие для ОАЭ», — сказал Лиам Йейтс, аналитик консалтинговой компании Wood Mackenzie Ltd. По его словам, это месторождение может удовлетворить все потребности страны в газе в течение почти трех десятилетий, в зависимости от количества газа, которое можно извлечь из резервуара.

Abu Dhabi National Oil Co., государственный энергетический гигант, известный как Adnoc, будет совместно разрабатывать резервуар с дистрибьютором Dubai Supply Authority.

ОАЭ, член ОПЕК и крупный экспортер нефти, ищут газ и другие источники энергии для диверсификации и гарантии надежности поставок. Растущий ближневосточный деловой и туристический центр строит атомные, солнечные и угольные электростанции, а Adnoc пригласила международные компании помочь в разработке ранее недоступных месторождений газа.

По словам Йейтса из WoodMac, открытие Джебель-Али является крупнейшим с тех пор, как 15 лет назад в Туркменистане было открыто месторождение Галкыныш. Объявленные ресурсы сделают его четвертым по величине газовым месторождением на Ближнем Востоке после катарского Северного месторождения и иранского Южного Парса, которые являются частью того же месторождения в Персидском заливе, которое составляет крупнейшее в мире морское газовое месторождение. По данным WoodMac, месторождение Баб в Абу-Даби является третьим по величине.

В то время как ОАЭ входят в десятку крупнейших в мире обладателей запасов газа, проект Джебель-Али знаменует собой первый случай, когда Adnoc ведет разведку топлива в Дубае.Компания пробурила более 10 скважин, чтобы сделать свое открытие, и будет использовать как стандартные, так и нетрадиционные методы бурения для откачки топлива, говорится в сообщении.

Factbox: Катар и Иран разделяют крупнейшее в мире газовое месторождение ).

Катар привлек международные фирмы и использовал месторождение, чтобы стать крупнейшим в мире экспортером сжиженного природного газа (СПГ), в то время как разработка Ираном Южного Парса была затруднена из-за длительных задержек, отчасти из-за международных санкций.

Иран и Катар занимают соответственно второе и третье место в мире по запасам природного газа после России.

По данным Международного энергетического агентства, их газовое месторождение Южный Парс/Северное месторождение содержит около 50,97 трлн кубометров природного газа и около 50 млрд баррелей конденсата.

Занимает площадь 9700 квадратных километров, из которых 3700 квадратных километров (Южный Парс) находится в территориальных водах Ирана и 6000 квадратных километров (Северное поле) — в территориальных водах Катара.

Далее собраны факты о Северном поле Катара.

ПРОИЗВОДСТВО СПГ

Производство СПГ в Катаре разделено между двумя компаниями, Qatargas и Rasgas. Государственная нефтяная компания Qatar Petroleum (QP) владеет контрольным пакетом акций обоих, а международные нефтяные компании владеют меньшими долями в отдельных производственных линиях.

RasGas на 70 процентов принадлежит QP и на 30 процентов ExxonMobil XOM.N, а Qatargas принадлежит консорциуму, включающему QP, Total TOTF.PA, ExxonMobil, Mitsui 8031.T, Marubeni 8002.T, ConocoPhillips COP . N и Royal Dutch Shell RDSa.L.

Qatar Gas Transport Company (известная как «Nakilat», что в переводе с арабского означает «перевозчики») предоставляет суда для перевозки катарского СПГ. СПГ, природный газ, охлажденный до жидкого состояния для экспорта танкерами, производится на крупных объектах, известных как поезда.

РАСШИРЕНИЕ

Катар рассчитывает достичь цели по сжижению 77 миллионов тонн природного газа в год к концу года, завершив масштабный план расширения, который сделал его крупнейшим в мире экспортером СПГ всего через 14 лет после поставки свой первый груз.

МОРАТОРИЙ

В 2005 году Катар объявил мораторий на разработку Северного месторождения, чтобы дать стране время изучить влияние такого быстрого увеличения добычи на резервуар.

Мораторий, который, как ожидается, продлится до 2014 года, распространяется только на катарскую сторону, но не на иранскую. Приоритетом Катара является обеспечение долговечности водохранилища, заявил в январе министр энергетики Катара.

Репортаж Риган Э. Доэрти; Под редакцией Барбары Льюис и Майкла Уркарта

землетрясений сотрясают Нидерланды.Виной всему газовое бурение.

ГРОНИНГЕН, Нидерланды. Проезжая по полям низменных голландских сельскохозяйственных угодий, вы случайно проезжаете странные группы серебристых труб и резервуаров. Это единственный видимый признак того, что глубоко под этим северо-восточным уголком Нидерландов находится одно из крупнейших в мире месторождений природного газа.

Если только вы не заедете в один из близлежащих фермерских домов, ослабленных землетрясениями, связанными с добычей газа. В своем красивом доме в деревне Аппингедам Николь ван Эйкерн указала на провисшие внешние стены и потрескавшиеся потолки.Тяжелые балки подпирают ее дом внутри и снаружи, и его планируется снести.

«За 10 лет он превратился из хорошего дома в руины», — сказала она.

Землетрясения поражают территорию площадью 350 квадратных миль, где когда-то ветряные мельницы приводили в действие дома и фермы. Многие из 585 000 жителей, которые наслаждались многовековым пейзажем, теперь сожалеют о богатстве под ногами.

Месторождение Гронинген, открытое в 1959 году компаниями Exxon Mobil и Royal Dutch Shell и до сих пор эксплуатируемое совместным предприятием этих двух гигантов, долгое время было рогом изобилия, что сделало эту маленькую страну чем-то вроде нефтяной державы.Начиная с 1960-х годов газ был источником отечественного и относительно чистого топлива, которое принесло современные удобства, такие как центральное отопление, в Нидерланды и северо-западную Европу.

Это помогло стране отказаться от угля, а доходы от продажи газа увеличили национальный бюджет на сотни миллиардов евро, позволив создать щедрое государство всеобщего благосостояния.

Теперь эти преимущества кажутся спорными.

Их перевесили побочные эффекты газообразования.Десятилетия добычи снизили давление на газоносные породы под поверхностью, заставив их сжаться. Это привело к тому, что земля опустилась примерно на фут, и начались землетрясения. С середины 1980-х годов было зарегистрировано более тысячи подземных толчков. Были повреждены тысячи домов и построек, в том числе некоторые из богатых в регионе средневековых церквей. Жители с готовностью говорят, что опасаются вреда, если землетрясения сотрясут дымоходы или потолки.

Хотя большинство толчков были небольшими, около 100 имели магнитуду 2 балла.0 или выше, что может привести к повреждению имущества. Жители вспоминают о землетрясениях по названиям населенных пунктов, которые пострадали больше всего: в деревне Хейзинге в 2012 году произошел толчок силой 3,6 балла, который, по словам аналитиков, настроил общественное мнение против газовой отрасли.

Каждое землетрясение отличается, сказала Анке Картер, администратор университета из деревни ’т Зандт. Иногда мебель «трясется и двигается». Иногда слышен грохот, похожий на «раскаты грома». И одно землетрясение взволновало плоскую голландскую сельскую местность «как волна на море», сказала она.

В кирпичной кладке дома мисс Картер, построенного в начале 20-го века, проходят трещины, а для стабилизации к стенам прикручены деревянные балки.

Эта медленная катастрофа вынуждает правительство Нидерландов сократить добычу газа с последствиями, которые могут иметь серьезные последствия для ее экономики. Чтобы успокоить сейсмическую активность, потоки газа были сокращены примерно на две трети, начиная с 2013 года. В сентябре правительство заявило, что намерено полностью прекратить добычу к середине 2022 года.

«Это конец эпохи», — сказал Тим Бурсма, научный сотрудник Центра глобальной энергетической политики Колумбийского университета. «На протяжении десятилетий добыча газа была важным структурным элементом экономики Нидерландов».

Судьба Гронингенского месторождения может предвещать, с чем столкнутся нефтяные компании и нефтедобывающие страны по мере усиления дебатов об изменении климата. Уже есть дорогостоящие требования о ремонте от домовладельцев, многие из которых говорят, что энергетические компании и правительство проигнорировали или отклонили их жалобы.

Некоторые домовладельцы подали несколько исков, поскольку новые землетрясения часто приводят к новым повреждениям.

Правительство Нидерландов отреагировало на общественный резонанс в 2018 году, когда оно взяло на себя принятие решений о производстве Shell и Exxon Mobil. Их совместное предприятие Nederlandse Aardolie Maatschappij, или NAM, по-прежнему несет ответственность за все расходы, связанные с разведкой месторождения.

NAM до 2018 года отвечала за оценку и оплату ремонта. Эту роль также взяли на себя государственные учреждения, которые оценивают ущерб и выставляют счета совместному предприятию.

NAM приостановил выплату дивидендов своим акционерам для наращивания своих финансовых резервов до решения проблем. По данным Shell, расходы NAM, связанные с землетрясением, , выплаченные с 2012 года, теперь составляют 2,7 миллиарда евро. Генеральный директор Shell Бен ван Берден сообщил акционерам в этом году, что совместное предприятие, занимающееся другими нефтяными операциями, имеет средства для оплаты «любых расходов, связанных с землетрясением, при всех сценариях».

Газ, все еще хранящийся в Гронингенском месторождении — примерно 17 лет потребления Нидерландами по текущим ценам — соответствует описанию «бесполезного актива», нефтяных месторождений, которые нельзя продать и использовать в качестве топлива.Компании не получат компенсацию за свои убытки, оцениваемые в 70 миллиардов долларов, и правительство также понесет удар.

Обновлено 

10 января 2022 г., 10:00 по восточноевропейскому времени

Голландское государство владеет 40-процентной долей в компании, отвечающей за разработку месторождения Гронинген, и в течение многих лет зарабатывало 90 процентов прибыли. Теперь он будет получать 73 процента прибыли и оплачивать такую ​​же долю расходов.

Процесс закрытия Гронингена продвигается быстрее, чем планы по его замене.Политики рассматривают ситуацию как возможность избавиться от привычки использовать ископаемое топливо. (Газ горит чище, чем нефть или уголь, но он по-прежнему является источником выбросов углерода. ) Крупные потребители энергии, такие как производители химической продукции и фабрики, «все знают, что им нужен новый взгляд», — сказала Ниенке Хоман, региональный министр Гронингена по переходу к энергетике и климату. «Для них это будет новая эра».

Наряду с поддержкой ветряных и солнечных проектов власти делают ставку на водород, чистое топливо, которое можно производить с использованием электричества.Г-жа Хоман работала над получением 90 миллионов евро от правительств, в том числе Европейского Союза, и промышленности для создания «водородной долины» в районе Гронингена. Газопроводы будут модернизированы для подачи водорода на грузовики, автомобили и заводы.

Большая часть этой новой энергии материализуется в далеком будущем. Более непосредственным последствием закрытия Гронингена станет увеличение импорта из России не только для Нидерландов, но и для потребителей в Германии и других частях Северной Европы.

Но этот импортный газ все равно нуждается в доработке. Нидерланды строят завод по добавлению азота в импортируемый газ в соответствии с местными промышленными стандартами. Gasunie, государственный дистрибьютор газа, также поддерживает терминал сжиженного природного газа в Брунсбюттеле, на реке Эльба в северной Германии, который планирует принимать экспорт из США и других стран.

«Нам нужен российский газ, — сказал Ханс Коэнен, вице-президент Gasunie по корпоративной стратегии, — но политики также хотят иметь определенную страховую премию от слишком большого количества российского газа.Политики как в Европе, так и в Соединенных Штатах обеспокоены тем, что Москва может использовать газ в качестве политического рычага.

Сокращение производства в Гронингене, по-видимому, снижает вероятность землетрясений, но опасность сохраняется. Ласло Эверс, глава отдела сейсмологии Королевского метеорологического института Нидерландов, исследовательской организации, сказал, что он ожидает снижения частоты и интенсивности сейсмической активности, но это не исключает землетрясений, таких как землетрясение силой 3,4 балла в мае.

«Никто не знает», г.Сказал Эверс, когда его спросили, как долго могут продолжаться землетрясения. «Если речь идет о годах или десятках лет, я думаю, что ни у кого нет четкого ответа на этот вопрос».

Разочарование по поводу ремонта и компенсации продолжается. Местная газета задокументировала страдания домовладельцев в книге под названием «Ik Wacht» или «Я жду».

«Проблема людей заключается в бюрократии — в том, что они не могут контролировать свою жизнь», — сказала Сьюзан Топ, директор организации Gasberaad, которая координирует запросы на ремонт.

Домовладельцы вытаскивают стопки корреспонденции, датированной годом за годом, с государственными учреждениями и инженерными фирмами. По словам местных жителей, даже после устранения неполадок свежий толчок может означать новые повреждения. Мисс Топ сказала, что бесконечный процесс «делает людей больными».

Жители частично винят в своем затруднительном положении удаленность от крупных городов страны.

«Никто в Гааге долгое время не понимал, что происходит», — сказала Жанетт Юбельс, сотрудник службы безопасности соседней промышленной зоны, чей дом в Вестеремдене нуждается в капитальном ремонте. «Я полагаю, это потому, что мы находимся на севере, а не в районе Амстердам-Роттердам».

Некоторые, кто может позволить себе быстро заплатить за ремонт, надеются, что смогут возместить затраты позже. На днях Ниенке и Яап Пастур руководили заменой поврежденного кирпичного сарая на своей молочной ферме.

«Сначала думаешь: «О! Движение неприсоединения заплатит», — сказал г-н Пастур. Но NAM работает медленно, добавил он, и ни один бизнес не может позволить себе такую ​​задержку.

«Вы должны заплатить за это сами или в банке, и просто продолжайте», — сказал он.

Питер Спийкерман, высокопоставленный правительственный чиновник и директор Национального координатора по Гронингену, подсчитал, что до 23 000 зданий потребуют проверки безопасности. Из первых 200 домов, проверенных его агентством в Лопперсуме, который считается центром зоны землетрясения, 80 процентов требовали сноса.

«Я проработал на государственной службе 30 лет, и у меня никогда не было такого большого мандата на трату денег», — сказал г-н Спийкерман.

В центре Лопперсюм, г.Спийкерман прошел мимо целых улиц домов, которые нужно было снести или укрепить. В Аппингедаме поселок из 230 субсидируемых арендных квартир планируется снести и заменить новым жилым комплексом. 44-летняя жительница Моник Аннаарс сказала, что некоторые соседи надеялись на лучшее жилье, в то время как другие были в состоянии шока.

«Их жизнь похожа на землетрясение, немного шаткая», — сказала она.

Этот регион стал своего рода примером того, что происходит с сообществами, когда в отрасли возникают проблемы.Два социальных психолога, Кэтрин Стробе и Том Постмес из Университета Гронингена, подсчитали, что тысячи людей страдают от проблем со здоровьем, связанных со стрессом, поскольку они вынуждены переезжать, беспокоиться о безопасности или пробиваться через голландскую бюрократию.

«Мы ожидаем, что большая группа людей будет испытывать более низкое качество жизни и более высокие расходы на здравоохранение», — говорится в исследовании, опубликованном в 2018 году. больше, чем физический ущерб.

«Мы разрушаем не только их дома, но и их жизни», — сказала Джудит Бойджинк, руководитель проекта национального координатора в Лопперсуме.

Что такое газовое месторождение? Крупнейшее газовое месторождение в мире

Газовое месторождение — это месторождение, богатое газом. Другими словами, область с большим количеством газа, который мы можем добывать. В этом контексте газ относится к природному газу, а не к бензину. Некоторые люди, особенно в Северной Америке, используют термин « месторождение природного газа ».Точно так же, как мы называем месторождение, богатое нефтью, нефтяным месторождением, месторождения, богатые газом, называются газовыми.

Мы можем записать этот термин двумя способами. Мы можем записать его одним словом, т. е. газовое месторождение , или двумя словами, т. е. газовое месторождение .

Словарь Merriam-Webster говорит, что месторождение газа:

«Район, где природный газ добывается в промышленных количествах.

Однако Oil & Gas UK является более конкретным; там написано что газовое месторождение это:

«Месторождение, содержащее природный газ , но не содержащее нефть .

Нефтегазовые глубины

Обычно органические отложения на глубине от 1000 до 6000 метров ниже поверхности земли образуют нефть. Эти отложения образуют нефть при температуре от 60°C до 150°C. Отложения глубже генерируют газ и при более высоких температурах.

Чем глубже источник природного газа, тем он суше. Другими словами, чем меньше доля конденсатов в газе.

Нефть и газ легче воды. Поэтому они имеют тенденцию подниматься из своих источников.Поднимающиеся нефть или газ либо попадают в непроницаемую стратиграфическую ловушку, либо просачиваются на поверхность.

За последнее десятилетие Северная Америка широко вышла на сцену нефтегазовых месторождений. (Изображение: адаптировано с сайтаtransformsw.com)

Мы извлекаем нефть или газ, которые не просочились на поверхность, путем бурения.

Термин «газовое месторождение» относится как к наземным, так и к морским географическим районам, где мы можем выгодно добывать природный газ. На берегу означает на суше, а на море означает в море.

Крупнейшее газовое месторождение

Газовое месторождение Южный Парс/Северный купол на сегодняшний день является крупнейшим в мире. Он принадлежит Катару и Ирану.

Международное энергетическое агентство (МЭА) сообщает, что месторождение содержит приблизительно 51 триллион кубических метров или 1800 триллионов кубических футов природного газа in-situ . Он также содержит около 7,9 млрд кубометров или 50 млрд баррелей конденсата природного газа.

Россия, Ближний Восток и Северная Америка доминируют в мировой добыче природного газа.(Изображение: взято из Википедии)

Фактически, месторождение Южный Парс/Северный Купол содержит больше извлекаемого газа, чем все остальные месторождения в мире вместе взятые. Он занимает площадь в 3700 квадратных миль (9700 квадратных километров).

В России находятся второе и третье по величине газовые месторождения в мире.

Цена на природный газ выросла в начале этого века. Впоследствии бурильщики повторно посетили месторождения, которые нефтегазовые компании ранее считали экономически нецелесообразными. Если бизнес, проект, газовое месторождение и т.является жизнеспособным, это означает, что мы ожидаем, что он будет приносить прибыль из года в год.

Компания McMoran Exploration, например, пробурила скважину на глубину более 32 000 футов (9 754 метра) ниже поверхности Земли. Это была самая глубокая испытательная скважина в истории разведки газа. Исследование Макморана проводилось на участке Черная Борода в Мексиканском заливе.

» Разведка NaturalGas.org

Разведка

Практика обнаружения месторождений природного газа и нефти резко изменилась за последние 20 лет с появлением чрезвычайно передовых, оригинальных технологий. На заре существования отрасли единственным способом обнаружения подземных месторождений нефти и природного газа был поиск поверхностных признаков этих подземных образований. Те, кто искал залежи природного газа, были вынуждены рыскать по земле в поисках просачивающихся нефти или газа, выбрасываемых из-под земли, прежде чем они поняли, что под ними есть залежи. Однако из-за того, что такая небольшая доля залежей нефти и природного газа фактически просачивается на поверхность, это сделало процесс разведки очень неэффективным и сложным.Поскольку спрос на энергию из ископаемого топлива резко возрос за последние годы, возникла необходимость в более точных методах обнаружения этих месторождений.

Источники данных

Технология

позволила значительно повысить вероятность успешного обнаружения месторождений природного газа. В этом разделе будет описано, как геологи и геофизики используют технологии и знания о свойствах подземных месторождений природного газа для сбора данных, которые впоследствии можно интерпретировать и использовать для обоснованных предположений о том, где существуют залежи природного газа. Однако следует помнить, что процесс разведки месторождений природного газа и нефти, как правило, является неопределенным из-за сложности поиска того, что часто находится на глубине тысяч футов под землей.

Разведка природного газа обычно начинается с изучения геологами структуры поверхности земли и определения областей, где с геологической точки зрения могут существовать залежи нефти или газа. В середине 1800-х годов было обнаружено, что «антиклинальные склоны» имеют особенно повышенную вероятность наличия залежей нефти или газа.Эти антиклинальные склоны представляют собой участки, где земля сложилась сама по себе, образуя куполообразную форму, характерную для большого числа водохранилищ. Изучая и нанося на карту поверхностные и подповерхностные характеристики определенной области, геолог может экстраполировать, какие области с наибольшей вероятностью содержат залежи нефти или природного газа. Для этого в распоряжении геолога есть множество инструментов: от выходов горных пород на поверхность или в долины и ущелья до геологической информации, полученной в результате вырезания горных пород и образцов, полученных при рытье арыков, водяных колодцев и других объектов. нефтяные и газовые скважины.Вся эта информация объединяется, чтобы позволить геологу делать выводы о содержании жидкости, пористости, проницаемости, возрасте и последовательности формирования горных пород под поверхностью определенной области. Например, на показанном рисунке геолог может изучать выходы горных пород, чтобы получить представление о геологии подповерхностных областей.

Для получения дополнительной информации о геологии посетите Геологическую службу США. Для получения дополнительной информации о нефтяной геологии посетите Американскую ассоциацию геологов-нефтяников (AAPG).

После того, как геолог определил область, в которой с геологической точки зрения возможно существование залежи природного газа или нефти, можно провести дальнейшие испытания для получения более подробных данных о потенциальной площади резервуара. Эти тесты позволяют более точно картировать подземные формации, особенно те формации, которые обычно связаны с резервуарами природного газа и нефти. Эти тесты обычно выполняются геофизиком, который использует технологии для поиска и картирования подземных горных пород.

Возможно, самый большой прорыв в разведке нефти и природного газа произошел благодаря использованию фундаментальной сейсмологии. Сейсмология относится к изучению того, как энергия в форме сейсмических волн движется через земную кору и по-разному взаимодействует с различными типами подземных образований. В 1855 Л. Пальмьер разработал первый «сейсмограф» — прибор для обнаружения и регистрации землетрясений. Это устройство смогло уловить и записать колебания земли, возникающие во время землетрясения.Однако только в 1921 году эта технология была применена в нефтяной промышленности и использовалась для обнаружения подземных пластов ископаемого топлива.

Основная концепция сейсмологии довольно проста. Поскольку земная кора состоит из разных слоев, каждый со своими свойствами, энергия (в виде сейсмических волн), распространяющаяся под землей, по-разному взаимодействует с каждым из этих слоев. Эти сейсмические волны, излучаемые источником, будут проходить сквозь землю, но также будут отражаться обратно к источнику различными подземными слоями.С помощью сейсмологии геофизики могут искусственно создавать вибрации на поверхности и записывать, как эти вибрации отражаются обратно на поверхность, раскрывая свойства геологии под ней.

Аналогия, которая интуитивно понятна, — это подпрыгивание резинового мяча. Резиновый мяч, брошенный на бетон, будет отскакивать совершенно иначе, чем резиновый мяч, брошенный на песок. Точно так же сейсмические волны, отправленные под землю, будут отражаться от плотных слоев горных пород совершенно иначе, чем от чрезвычайно пористых слоев горных пород, что позволяет геологу делать выводы из сейсмических данных, какие именно слои существуют под землей и на какой глубине.Хотя фактическое использование сейсмологии на практике немного сложнее и технологичнее, эта основная концепция по-прежнему актуальна.

Вот более подробный обзор сейсморазведки.

Береговая сейсмология

На практике использование сейсмологии для исследования береговых территорий включает искусственное создание сейсмических волн, отражение которых затем улавливается чувствительными частями оборудования, называемыми «геофонами», которые заглубляются в землю.Данные, собранные этими сейсмоприемниками, затем передаются на сейсморегистратор, который записывает данные для дальнейшей интерпретации геофизиками и инженерами-нефтяниками. На чертеже показаны основные компоненты сейсмической партии. Источник сейсмических волн (в данном случае подземный взрыв) создает волны, которые отражаются от различных слоев Земли, улавливаются сейсмоприемниками на поверхности и передаются на сейсморегистратор для интерпретации и регистрации.
Хотя сейсмограф изначально был разработан для измерения землетрясений, было обнаружено, что почти такие же вибрации и сейсмические волны можно создавать искусственно и использовать для картирования подземных геологических образований. В первые дни сейсморазведки сейсмические волны были

создан с использованием динамита. Эти тщательно спланированные небольшие взрывы создавали необходимые сейсмические волны, которые затем улавливались геофонами, генерируя данные для интерпретации геофизиками, геологами и инженерами-нефтяниками.

В последнее время из-за экологических проблем и усовершенствованных технологий часто больше нет необходимости использовать заряды взрывчатых веществ для создания необходимых сейсмических волн. Вместо этого большинство сейсмических бригад используют технологию невзрывной сейсморазведки для получения необходимых данных.Эта невзрывная технология обычно состоит из большой тяжелой колесной или гусеничной машины со специальным оборудованием, предназначенным для создания сильного удара или серии вибраций. Эти удары или вибрации создают сейсмические волны, подобные тем, которые создает динамит. В показанном сейсмическом грузовике большой поршень в середине используется для создания колебаний на поверхности земли, посылая сейсмические волны, которые используются для получения полезных данных.

Морская сейсмология

Такой же процесс используется при морской сейсморазведке.При разведке природного газа, который может находиться на глубине в тысячи футов ниже морского дна, а сам он может находиться на высоте тысяч футов ниже уровня моря, используется несколько иной метод сейсморазведки. Вместо грузовиков и сейсмоприемников для сбора сейсмических данных используется корабль, а для сбора сейсмических волн под водой используются гидрофоны. Эти гидрофоны буксируются за кораблем в различных конфигурациях в зависимости от потребностей геофизика. Вместо динамита или ударов по морскому дну сейсморазведчик использует большую воздушную пушку, которая выпускает под водой потоки сжатого воздуха, создавая сейсмические волны, которые могут проходить сквозь земную кору и генерировать необходимые сейсмические отражения.

Магнитометры

Помимо использования сейсмологии для сбора данных о составе земной коры, можно измерять магнитные свойства подземных образований для получения геологических и геофизических данных. Это достигается за счет использования магнитометров, которые представляют собой устройства, которые могут измерять небольшие различия в магнитном поле Земли. На заре магнитометров устройства были большими и громоздкими и могли одновременно обследовать только небольшую площадь.

Гравиметры

Помимо использования вариаций магнитного поля Земли, геофизики могут также измерять и записывать разницу в гравитационном поле Земли, чтобы лучше понять, что находится под землей. Различные подземные образования и типы горных пород по-разному влияют на гравитационное поле, окружающее Землю. Измеряя эти мельчайшие различия с помощью очень чувствительного оборудования, геофизики могут анализировать подземные образования и получить более четкое представление о типах образований, которые могут находиться под землей, а также о том, могут ли образования содержать углеводороды, такие как природный газ.

Разведочные скважины

Наилучший способ получить полное представление о геологии недр и потенциале существования месторождений природного газа в данной области – пробурить разведочную скважину. Это заключается в раскопках земной коры, чтобы позволить геологам подробно изучить состав подземных слоев горных пород. Помимо поиска месторождений природного газа и нефти путем бурения разведочной скважины, геологи также исследуют буровой шлам и флюиды, чтобы лучше понять геологические особенности района.Каротаж, описанный ниже, является еще одним инструментом, используемым как в разрабатываемых, так и в разведочных скважинах. Бурение разведочной скважины требует больших затрат времени и средств. Поэтому разведочные скважины бурятся только в районах, где другие данные указывают на высокую вероятность наличия нефтегазоносных образований. Для получения дополнительной информации о процессе бурения скважин на природный газ нажмите здесь.

Регистрация

Каротаж относится к проведению тестов во время или после процесса бурения, чтобы позволить геологам и буровым операторам контролировать ход бурения скважин и получить более четкое представление о подземных пластах. На самом деле существует множество различных типов журналирования; можно выполнить более 100 различных каротажных испытаний, но в основном они состоят из множества испытаний, которые освещают истинный состав и характеристики различных слоев породы, через которые проходит скважина. Регистрация также необходима в процессе бурения. Журналы мониторинга могут гарантировать, что используется правильное буровое оборудование и что бурение не будет продолжено, если возникнут неблагоприятные условия.

В задачи данного веб-сайта не входит подробное описание различных типов тестов журналирования, которые можно выполнить.Различные типы испытаний включают стандартные, электрические, акустические, радиоактивные, плотностные, индукционные, штангенциркули, пеленгационные и ядерные каротажи, и это лишь некоторые из них. Два наиболее продуктивных и часто выполняемых теста включают стандартный каротаж и электрический каротаж.

Стандартный каротаж состоит из изучения и записи физических аспектов скважины. Например, буровой шлам (кусочки породы, перемещенные при бурении скважины) исследуются и регистрируются, что позволяет геологам физически исследовать подповерхностную породу.Кроме того, образцы керна берутся путем подъема образца неповрежденной подземной породы на поверхность, что позволяет исследовать различные слои породы и их толщину. Эти вырезки и керны часто изучают с помощью мощных микроскопов, которые могут увеличить горную породу до 2000 раз. Это позволяет геологу изучить пористость и содержание жидкости в подповерхностной породе, а также лучше понять грунт, в котором бурится скважина.

Электрический каротаж состоит из опускания устройства, используемого для измерения электрического сопротивления слоев горных пород в забойной части скважины.Это делается путем пропускания электрического тока через горную породу и измерения сопротивления, с которым он сталкивается на своем пути. Это дает геологам представление о составе и характеристиках жидкости. Более новая версия электрического каротажа, называемая индукционным электрическим каротажем, обеспечивает практически те же типы показаний, но более легко выполняется и предоставляет данные, которые легче интерпретировать.

Пример данных, полученных с помощью различных форм регистрации, показан ниже.В этом представлении разные столбцы указывают результаты разных типов тестов. Данные интерпретируются опытным геологом, геофизиком или инженером-нефтяником, который может извлечь уроки из того, что выглядит как «волнистые» линии на показаниях скважинных данных.

Бурение разведочной или эксплуатационной скважины является первым контактом геолога или инженера-нефтяника с реальным содержанием подземной геологии. Ведение журнала во многих его формах использует эту возможность, чтобы получить более полное представление о том, что на самом деле лежит под поверхностью.В дополнение к предоставлению информации, относящейся к этой конкретной скважине, существуют обширные архивы исторических журналов для геологов, интересующихся геологическими особенностями данной или подобной области.
Чтобы получить более подробную и техническую информацию о каротаже скважин, нажмите здесь.

Интерпретация данных

Существует множество источников данных и информации, которые геологи и геофизики могут использовать при разведке углеводородов. Однако сами по себе эти необработанные данные были бы бесполезны без тщательной и методичной интерпретации.Подобно сборке головоломки, геофизик использует все доступные источники данных для создания модели или обоснованного предположения о структуре слоев горных пород под землей. Некоторые методы, в том числе сейсморазведка, хорошо подходят для построения визуальной интерпретации подземной формации, созданной вручную или с помощью компьютера. Другие источники данных, такие как полученные из керна или каротажа, учитываются геологом при определении подповерхностных геологических структур.Несмотря на удивительную эволюцию технологий и методов разведки, единственный способ убедиться в существовании залежей нефти или природного газа — это пробурить разведочную скважину. Геологи и геофизики могут делать свои предположения о местонахождении резервуаров, но они не безошибочны.

2-D сейсмическая интерпретация

Двумерная сейсмическая визуализация относится к геофизикам, использующим данные, собранные в ходе сейсморазведочных работ, для построения картины поперечного сечения подземных скальных образований. Геофизик интерпретирует сейсмические данные, полученные в полевых условиях, делая записи вибрации сейсмографа и используя их для разработки концептуальной модели состава и толщины различных слоев горных пород под землей. Этот процесс обычно используется для картирования подземных образований и для оценки на основе геологических структур, чтобы определить, где, вероятно, могут существовать залежи.

Другой метод, использующий базовые сейсмические данные, известен как «прямое обнаружение».В середине 1970-х годов было обнаружено, что на полосах сейсмической записи часто появляются белые полосы, называемые «яркими пятнами». Эти белые полосы могут указывать на залежи углеводородов. Природа пористой породы, содержащей природный газ, часто может приводить к более сильным отражениям сейсмических волн, чем обычная, заполненная водой порода. Следовательно, в этих условиях фактический резервуар природного газа может быть обнаружен непосредственно по сейсмическим данным. Однако это не выполняется повсеместно. Многие из этих «ярких пятен» не содержат углеводородов, а многие залежи углеводородов не обозначены белыми полосами на сейсмических данных.Поэтому, несмотря на добавление нового метода обнаружения месторождений нефти и природного газа, прямое обнаружение не является полностью надежным методом.

Разведка с помощью компьютера

Одним из величайших нововведений в истории разведки нефти является использование компьютеров для компиляции и объединения геологических данных в связную «карту» недр. Использование этой компьютерной технологии называется «CAEX», что является сокращением от «компьютерная разведка».

С развитием микропроцессора стало относительно легко использовать компьютеры для сбора сейсмических данных, собранных в полевых условиях. Это позволяет обрабатывать очень большие объемы данных, повышая достоверность и информативность сейсмической модели. Существует три основных типа компьютерных разведывательных моделей: двумерные (2-D), трехмерные (3-D) и, совсем недавно, четырехмерные (4-D). Эти методы построения изображений, основанные в основном на сейсмических данных, полученных в полевых условиях, становятся все более и более сложными.Компьютерные технологии продвинулись настолько далеко, что теперь можно включать данные, полученные в результате различных типов испытаний, таких как каротаж, информация о добыче и гравиметрические испытания, которые можно объединить для создания «визуализации» подземного пласта. Таким образом, геологи и геофизики могут объединить все свои источники данных, чтобы составить одно ясное и полное представление о геологии недр. Показан пример этого, когда геолог использует интерактивную компьютерную визуализацию трехмерных сейсмических данных для исследования подповерхностных слоев.

Трехмерная сейсмическая визуализация

Одним из крупнейших достижений в компьютерной разведке стала разработка трехмерных (3-D) сейсмических изображений. Трехмерное изображение использует данные сейсмического поля для создания трехмерной «картины» подземных образований и геологических особенностей. Это, по сути, позволяет геофизику и геологу увидеть четкую картину состава земной коры в той или иной местности. Это чрезвычайно полезно для разведки нефти и природного газа, поскольку фактическое изображение можно использовать для оценки вероятности существования пластов в конкретной области и характеристик этого потенциального пласта.Эта технология оказалась чрезвычайно успешной в повышении успешности разведочных работ. По оценкам, использование 3-D сейсморазведки повышает вероятность успешного определения местонахождения коллектора на 50 процентов.

Хотя эта технология очень полезна, она также очень дорогая. Трехмерная сейсмическая визуализация может стоить сотни тысяч долларов за квадратную милю. Генерация трехмерных изображений требует сбора данных из нескольких тысяч мест, в отличие от двумерных изображений, для которых требуется всего несколько сотен точек данных.Таким образом, трехмерное изображение является гораздо более сложным и длительным процессом. Поэтому его обычно используют в сочетании с другими методами разведки. Например, геофизик может использовать традиционное двухмерное моделирование и изучение геологических особенностей, чтобы определить вероятность наличия природного газа. После использования этих основных методов трехмерное сейсмическое изображение можно использовать только в тех областях, которые с высокой вероятностью содержат резервуары.

Трехмерная сейсмическая визуализация позволяет не только определять местоположение нефтяных резервуаров, но и более точно размещать скважины, которые необходимо пробурить.Это увеличивает производительность успешных скважин, позволяя извлекать больше нефти и природного газа из-под земли. Фактически, 3-D сейсморазведка может увеличить коэффициент извлечения продуктивных скважин до 40-50 процентов, в отличие от 25-30 процентов при использовании традиционных методов 2-D разведки.

Трехмерная сейсмическая визуализация позволяет не только определять местоположение нефтяных резервуаров, но и более точно размещать скважины, которые необходимо пробурить. Это увеличивает производительность успешных скважин, позволяя извлекать больше нефти и природного газа из-под земли.На самом деле, трехмерная сейсморазведка может повысить коэффициент нефтеотдачи продуктивных скважин до 40–50 процентов и более, в отличие от 25–30 процентов при использовании традиционных методов двухмерной разведки.

Трехмерная сейсмическая съемка

стала чрезвычайно важным инструментом в поиске природного газа. К 1980 г. было проведено всего 100 тестов трехмерной сейсмической визуализации. Однако к середине 1990-х ежегодно выполнялось от 200 до 300 3-D сейсморазведочных работ. В 1996 году в Мексиканском заливе, одном из крупнейших газодобывающих районов США.С., почти 80 процентов скважин, пробуренных в Персидском заливе, основаны на данных трехмерной сейсморазведки. В 1993 г. в 75% всех проведенных на суше разведочных работ использовалась трехмерная сейсмическая визуализация.

Двухмерная сейсмическая визуализация

Двумерная (2-D) компьютерная разведка включает в себя создание изображения подповерхностной геологии почти таким же образом, как и при обычной интерпретации 2-D данных. Однако с помощью компьютерных технологий можно создавать более подробные карты быстрее, чем традиционным методом.Кроме того, с помощью 2-D CAEX можно использовать цветные графические дисплеи, созданные компьютером, для выделения геологических особенностей, которые могут быть не видны при использовании традиционных методов 2-D сейсмической визуализации.

Хотя двухмерное сейсмическое изображение менее сложное и менее подробное, чем трехмерное, следует отметить, что методы трехмерного изображения были разработаны до двухмерных. Таким образом, хотя это и не кажется логическим продолжением методов, более простые методы двумерной визуализации на самом деле были расширением трехмерных методов, а не наоборот.Поскольку 2D-визуализация проще, она намного дешевле и проще и быстрее выполняется, чем 3D-визуализация. Из-за этого 2-D визуализация CAEX может использоваться в областях, которые с некоторой вероятностью содержат залежи природного газа, но не настолько, чтобы оправдать все затраты и временные затраты, необходимые для 3-D визуализации.

Четырехмерная сейсмическая визуализация

Одним из последних достижений в области сейсморазведки и моделирования подземных горных пород стало введение четырехмерных (4-D) сейсмических изображений.Этот тип визуализации является расширением технологии трехмерной визуализации. Однако вместо получения простого статического изображения подземной части в 4D-изображении наблюдаются изменения структур и свойств подземных образований с течением времени. Поскольку четвертым измерением в 4D-изображении является время, его также называют 4D-изображением с интервальной съемкой.

Различные сейсмические данные определенной местности снимаются в разное время, и эта последовательность данных вводится в мощный компьютер. Различные изображения объединяются, чтобы создать «фильм» о том, что происходит под землей.Изучая, как сейсмические изображения меняются с течением времени, геологи могут лучше понять многие свойства горных пород, включая поток подземных флюидов, вязкость, температуру и насыщенность. Хотя 4-D сейсмические изображения очень важны в процессе разведки, они также могут использоваться геологами-нефтяниками для оценки свойств резервуара, в том числе того, как ожидается его истощение после начала добычи нефти. Использование 4-D визуализации коллектора может увеличить коэффициент извлечения по сравнению с тем, что может быть достигнуто при использовании 2-D или 3-D визуализации.Там, где коэффициенты восстановления с использованием этих двух типов изображений составляют от 25 до 30 процентов и от 40 до 50 процентов соответственно, использование 4-D изображений может привести к коэффициентам восстановления от 65 до 70 процентов.

Теперь, когда мы рассмотрели, как находят месторождения природного газа, следующим шагом в линии природного газа является процесс добычи. Нажмите здесь, чтобы узнать, как природный газ добывается из-под земли и доставляется на поверхность.

Как Нидерланды отказываются от природного газа

Сжигание растительности на заводах по производству биомассы — еще один изучаемый источник централизованного теплоснабжения, но он имеет свои сложности. Хотя в настоящее время на него приходится 60% возобновляемых источников энергии в стране, дебаты среди политиков об устойчивости сжигания лесной биомассы для получения энергии привели к замораживанию новых субсидий на эту технологию.

Закон о климате Нидерландов стоит особняком от законов других стран о климате, когда речь идет о роли местных муниципалитетов. Соглашение возлагает на районы ответственность за выбор своей системы отопления, что является ключевым принципом окончательного соглашения. «Это новинка для муниципалитетов, — говорит Тигчелаар.«Источник их энергоснабжения не был чем-то, чем они раньше занимались».

Элс Стуйвинг, основатель перспективного местного энергетического кооператива в Паддеполе, считает, что необходимость просить жителей сменить источник тепла является в такой же степени социальной проблемой, как климатической или технологической. «Представьте, что кто-то постучал в вашу дверь и сказал, что ваш район собирается перекопать дорогу и заменить ваше отопление чем-то новым», — говорит Стьювинг. «Возможно, у вас возникнет несколько вопросов.»

Неспособность достичь местного консенсуса и поддержки приводит к тому, что некоторые из пилотных районов без газа отстают от графика строительства 50 000 домов на несколько тысяч домохозяйств. Это отставание привело к спорам о том, следует ли сделать централизованное отопление обязательным. Но это не единственный вариант, говорит Тигчелаар. «Вы можете начать с большей финансовой поддержки и субсидий. На данный момент ни один из вариантов не является достаточно конкурентоспособным по сравнению с природным газом».

Около 7% домохозяйств в Нидерландах, около 550 000 домов, живут в условиях энергетической бедности.Рост цен на газ увеличивает этот показатель до 9% – еще 150 000 домохозяйств. «Большой вопрос для районного подхода заключается в том, как мы можем помочь людям, которые просто не могут позволить себе инвестировать в свои дома», — говорит Тигчелаар. «Изоляция, в частности, должна быть более дешевой и доступной для людей, которые в ней нуждаются, посредством субсидий. В планах перехода необходимо лучше учитывать домохозяйства с низким доходом». Но он считает, что пилотные проекты были ценными, несмотря на задержки. «Живые лаборатории показывают нам, что работает, а что нет», — говорит он.

Эти пилотные проекты создают ощущение, что ранее абстрактные климатические цели теперь соответствуют реальной реальности домов и образа жизни людей. «Очень важно, чтобы это было сделано таким образом, чтобы улучшить качество жизни жителей», — говорит Струивинг. «Чтобы переход произошел, вам нужно взять с собой всех».

—

Исследование и визуализация данных, Кайса Розенблад

Анимация Адама Проктора

—

На пути к чистому нулю

Как страны выполняют свои климатические обязательства после подписания Парижского соглашения? На пути к Net Zero анализируется прогресс девяти стран, основные климатические проблемы и их уроки для остального мира по сокращению выбросов.

—

Выбросы от путешествия, которое потребовалось, чтобы написать эту историю, составили 0 кг CO2. Цифровые выбросы от этой истории оцениваются в 1,2-3,6 г CO2 на просмотр страницы. Узнайте больше о том, как мы рассчитали эту цифру здесь .

—

Присоединяйтесь к миллиону миллионов будущих поклонников, понравив нас на Facebook , или следуйте зами на Twitter или Instagram .

Если вам понравилась эта история, подпишитесь на еженедельный bbc.com информационный бюллетень под названием «The Essential List». Отдачный выбор историй от BBC Bute , , , , , Travel и RUE каждую пятницу.