Изменит ли гигантский завод «Газпрома» на Ямале приоритеты
Речь идет о производстве полимеров на базе Бованенковского кластера месторождений, который включает в себя три месторождения – Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. Они составляют основу нового центра газодобычи, в развитие которого на Ямале «Газпром» активно инвестирует последние 10 лет. После 2030 года «Газпром» планирует довести добычу газа на кластере до 217-223 млрд куб. м, что более чем двое превышает план на 2019 год – 95,5 млрд куб. м.
Как пишут «Ведомости» со ссылкой на четырех человек, знакомых с планами «Газпрома», запасы компании на Ямале позволяют добывать намного больше, чем требуется для заполнения новых экспортных газопроводов – «Северного потока» и «Северного потока – 2». А потому правительство рассматривает газохимию как один из вариантов монетизации этих ресурсов.
Проект «Газпрома» отличается от обычной газохимической цепочки с переработкой газа на ГПЗ и выделением из него этана для производства полимеров. Завод планируется построить на основе технологии МТО, которая позволяет производить этилен и пропилен из сухого газа через предварительное получение метанола.
К масштабному проекту планируется привлечь иностранные компании. Среди возможных участников проекта называются саудовская нефтехимическая корпорация SABIC и азербайджанская SOCAR.
Компания Михельсона на протяжении последних лет развивала нефтехимию в Тобольске, где расположен один из крупнейших центром нефтехимии страны. Свой первый участок ШФЛУ-провода от Пуровского завода до «Тобольск-Нефтехима» СИБУР и НОВАТЭК запустили в 2014 году.
В этом у НОВАТЭКа была своя логика. В газопроводы, тянущиеся в Тобольск от самого Пурпе, попутно «добавлялся» газ с месторождений ХМАО. Кроме того, Тобольск – это возможность транспортировки ресурсов железной дорогой и близость рынков сбыта, вплоть до Китая.
Но теперь у «Газпрома» есть «Северный поток», по которому продукты передела углеводородов также легко можно довести до Китая. Кроме того, европейский рынок пластмасс для «Газпрома» становится ближе, чем для «Тобольск-Нефтехима» СИБУРа.
« Газпром», который всегда «славился» транспортировкой газа по трубе и очень «обиделся» на НОВАТЭК за его транспортировку сжиженного газа танкерами, фактически наносит компании Михельсона ответный удар: гоните свое сырье с Ямала до Тобольска по трубам и цистернами по железной дороге, а мы будем свое сырье прямо на Ямале перерабатывать и потом кораблями за границу отвозить », — прокомментировал ситуацию «ЯмалPRO» знакомый с ней источник.
С учетом этого, отмечают наблюдатели, позиция Дмитрия Артюхова и Дмитрия Кобылкина может измениться уже в ближайшие годы. НОВАТЭК рискует лишиться «куратора» в лице федерального министра, а существенный объем льгот, которыми компания пользуется на Ямале, может перейти «Газпрому». Тем более, что масштабный проект «Газпрома» получил поддержку федеральных властей уже на этапе разработки.
«Арктик СПГ 2»: что, где, когда и с чьим участием
5 сентября «Новатэк» объявил , что участники ООО «Арктик СПГ 2» приняли окончательное инвестиционное решение. Это означает завершение подготовительной стадии инвестпроекта и начало активного финансирования. Блог ТГД предлагает читателям внимательнее изучить, что представляет собой очередной газовый мега-проект в российской Арктике.
Суть проекта
«Арктик СПГ 2» предполагает разработку на полуострове Гыдан месторождения Утреннее и строительство завода по сжижению природного газа на терминале Утренний в Обской губе Карского моря.
Завод будет включать в себя три технологические линии общей производительностью 19,8 млн т СПГ в год. Линии будут находиться на основаниях гравитационного типа (ОГТ), расположенных в акватории Обской губы.
Вывоз СПГ с терминала Утренний будет производиться танкерами-газовозами усиленного ледового класса.
Сроки и стоимость
Запуск первой очереди «Арктик СПГ 2» запланирован на 2023 год. Вторая очередь проекта должна заработать в 2024 году, третья – в 2026 году.
По данным «Новатэка», на месторождении на Гыдане уже начато бурение эксплуатационных скважин, строительство дорог и инфраструктуры.
Капитальные вложения для запуска проекта на полную мощность оцениваются в 21,3 млрд долларов.
Участники
Как и в первом крупном арктическом СПГ-проекте «Новатэка» «Ямал СПГ», в новом проекте есть иностранные участники. При этом контрольный пакет «Новатэк» вновь сохранил за собой.
Доли в «Арктик СПГ 2» распределены следующим образом:
Произведённый СПГ будет приобретаться участниками в объёмах, пропорциональных долям владения.
Линии по производству СПГ
ОГТ с технологическими модулями будут изготавливаться в Центре строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС), расположенном возле села Белокаменка в Мурманской области.
В настоящее время на территории верфи ведутся активные строительные работы. На первом этапе на объекте будут созданы сухой док и площадка для сборки ОГТ. На втором этапе строительства ЦСКМС появится площадка для сборки верхних строений.
Что касается исполнителей, то за проектирование и строительство СПГ-завода отвечает консорциум компаний TechnipFMC (Франция), Saipem (Италия) и «НИПИгаз» (Россия).
За проектирование и изготовление ОГТ (каждая платформа имеет размеры 300х152х70 м и вес 440 тыс. т) отвечает компания «Сарен» (Saren) – совместное предприятие компании Renaissance Heavy Industries Russia (подконтрольна турецкому холдингу Renaissance) и Saipem S.p.A.
Основное оборудование
Как следует из сообщения «Новатэка» от 5 сентября, уже законтрактовано более 90% оборудования длительного срока изготовления.
Три компрессорных агрегата сырьевого газа и шесть компрессорных агрегатов отпарного газа поставит Siemens. Причём оборудование для третьей линии должно быть локализовано в РФ.
Для обслуживания «Арктик СПГ 2» будут использоваться танкеры-газовозы, аналогичные по своим характеристикам судам типа «Кристоф де Маржери» для проекта «Ямал СПГ».
Серия из 15 танкеров-газовозов будет строиться на судостроительном комплексе «Звезда» (управляется консорциумом «Роснефти» и Газпромбанка) в г. Большой Камень. Технологическим партнёром станет южнокорейская компания Samsung Heavy Industries (SHI).
Контракт на строительство пилотного газовоза для «Арктик СПГ 2» между ССК «Звезда» и судоходной компанией «Совкомфлот» был заключен в апреле 2019 года. Закладка судна ожидается в 2021 году. Газовоз должен быть поставлен заказчику в первом квартале 2023 года.
Перспективы
В отличие от проекта «Ямал СПГ», где помимо трёх основных линий, запланирована четвёртая с использованием отечественного оборудования, «Арктик СПГ 2» пока ограничится тремя очередями.
Однако новые линии по сжижению газа на терминале Утренний, скорее всего, появятся. Это будут мощности для обслуживания проекта «Арктик СПГ 1». 30 августа «Новатэк» объявил о победе в аукционе на право пользования участком, который позволит сформировать ресурсную базу для «Арктик СПГ 1». Судя по иллюстрациям компании, завод будет включать в себя две линии.
Понравилась статья? Не забывайте ставить лайки и подписываться на канал ТГД. Недавно здесь рассказывали о проектах судов-краболовов для предстоящих аукционов.
Ямал
Ямал
Бованенковская промышленная зона
Тамбейская промышленная зона
Южная промышленная зона
Система транспортировки углеводородов
Инфраструктура
Количество месторождений — 32.
Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений полуострова Ямал: 26,5 трлн куб. м газа, 1,6 млрд тонн газового конденсата, 300 млн тонн нефти.
Видео о мегапроекте «Ямал», 3 минуты
В 2019 году — 96,3 млрд куб. м газа.
В перспективе — до 360 млрд куб. м газа в год.
Структура мегапроекта
Бованенковская промышленная зона
Обладает основным добычным потенциалом и включает три месторождения — Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). Валовая добыча здесь оценивается в 217 млрд куб. м газа и 4 млн тонн стабильного конденсата в год.
Тамбейская промышленная зона
Состоит из шести месторождений: Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского, Малыгинского (лицензии принадлежат Группе «Газпром»), Южно-Тамбейского и Сядорского.
Южная промышленная зона
Включает девять месторождений: Новопортовское (лицензия принадлежит Группе «Газпром»), Нурминское, Мало-Ямальское, Ростовцевское, Арктическое, Средне-Ямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское. Зона рассматривается как первоочередной объект для добычи нефти с максимальным годовым уровнем в 7 млн тонн.
Система транспортировки углеводородов
Для вывода газа с полуострова Ямал в Единую систему газоснабжения России создан газотранспортный коридор нового поколения от Бованенковского месторождения до Ухты. Круглогодичный вывоз нефти осуществляется через морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики».
Инфраструктура
Сформирована полноценная система промышленного и жизнеобеспечения: автомобильные дороги, электростанции, вахтовый поселок, промышленные базы, железная дорога «Обская — Бованенково — Карская» протяженностью 572 км, аэропорт.
Реализация проекта
Газовый промысел № 1 Бованенковского месторождения
В 2012 году введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Бованенково — Ухта», в начале 2017 года — газопровод «Бованенково — Ухта — 2».
Схема газопроводов «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2»
В 2016 году введено в промышленную эксплуатацию Новопортовское нефтяное месторождение и морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики».
Президент России дал старт отгрузке первого танкера с нефтью через «Ворота Арктики», 6 минут (Россия 24)
Передовые технические решения
Преодолевая тяжелые природно-климатические условия Ямала, «Газпром» сделал полуостров плацдармом для применения высокоэффективных, безопасных, инновационных технологий и технических решений.
Мегапроект «Ямал» не имеет аналогов по уровню сложности. Углеводороды сосредоточены в труднодоступном районе с исключительно тяжелыми климатическими условиями. Полуостров характеризуется наличием вечной мерзлоты, продолжительным зимним периодом и низкими температурами (до −50 °C). В летний период 80% территории Ямала покрыто озерами, болотами и реками, что значительно ограничивает участки, где можно надежно располагать промышленные объекты. «Газпром» применил на полуострове высокоэффективные, безопасные, инновационные технологии и технические решения. Многие из них по заказу компании разрабатывались специально для Ямала ведущими российскими научными институтами и отечественными предприятиями.
Технологии добычи
На Бованенковском месторождении впервые в России используется единая производственная инфраструктура для добычи газа из сеноманских (глубина залегания 520–700 м) и апт-альбских (глубина залегания 1200–2000 м) залежей. Такой подход дает значительную экономию средств на обустройство, сокращает время строительства и повышает эффективность эксплуатации месторождения.
Разработка месторождения началась с нижних залежей газа, имеющих более высокое пластовое давление. По мере выравнивания давления вводятся в разработку залежи, расположенные выше. Низконапорная сеноманская залежь запускается в разработку в последнюю очередь для компенсации естественного снижения добычи газа из аптских отложений. Соответственно для разных залежей создаются раздельные группы добывающих скважин, которые поэтапно подключают к единой газосборной сети.
Сложные ландшафтные условия предопределили необходимость актуализации нормативной базы проектирования строительства скважин. Новые нормативы позволили сблизить устья скважин в кусте с 40 м до 15–20 м, минимизировать площади отвода и объемы инженерной подготовки территорий под кусты скважин, подъездные дороги и другие коммуникации и обеспечить при этом необходимый уровень промышленной безопасности.
На промыслах Бованенковского месторождения достигнут высокий уровень автоматизации технологических процессов с применением малолюдных технологий. В частности, впервые в «Газпроме» внедрены в эксплуатацию автоматизированные модули технологической обвязки скважин (МОС-2), предназначенные для контроля и управления фонтанными арматурами и обеспечения надежного режима работы скважин в условиях проявления гидратообразования.
Подготовка добытого газа к транспортировке осуществляется наиболее современным и экологически чистым методом низкотемпературной сепарации с применением отечественных турбодетандеров.
Технологии транспортировки
Ямальский газ транспортируется в Единую систему газоснабжения России по газопроводам нового поколения под давлением 11,8 Мпа (120 атм.). Достичь рекордного для сухопутных газопроводов давления удалось в первую очередь за счет использования разработанных по заказу «Газпрома» отечественных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием.
Наиболее технически сложным участком при строительстве системы транспортировки газа стал подводный переход через Байдарацкую губу. Она отличается особыми природно-климатическими условиями: при незначительной глубине характеризуется частой штормовой погодой, сложными донными отложениями и промерзанием до дна в зимний период. Здесь использовались обетонированные трубы диаметром 1219 мм, рассчитанные на давление 11,8 Мпа. Прокладка газопровода в столь сложных природных условиях и с такими техническими параметрами стала первым подобным опытом строительства не только в России, но и в мировой практике.
Работа трубоукладочного судна MRTS Defender в Байдарацкой губе
Морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», расположенный в акватории Обской губы, также является уникальным сооружением. Терминал рассчитан на работу в экстремальных условиях: температура в регионе опускается даже ниже −50 °C, толщина льда может превышать два метра. Он имеет двухуровневую систему защиты и отвечает самым жестким требованиям в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Оборудование терминала полностью автоматизировано и надежно защищено от гидроударов. Специальная система позволяет мгновенно производить расстыковку терминала и танкера, сохраняя герметичность разъединяемых элементов. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в акваторию Обской губы, что крайне важно для сохранения экологии Арктики. Кроме того, подводный трубопровод, соединяющий терминал с прибрежным резервуарным парком, защищен дополнительной бетонной оболочкой.
Отгрузка ямальской нефти через морской терминал «Ворота Арктики»
Технологии при создании инфраструктуры
Надежную всепогодную связь полуострова Ямал с материком и круглогодичные грузопассажирские перевозки обеспечивает специально построенная «Газпромом» железная дорога «Обская — Бованенково — Карская» (572 км). Аналогов этой железной дороге с учетом климатических условий, в которых ей приходится функционировать, в мире нет.
Для сохранения несущей способности вечной мерзлоты строительство основных объектов осуществлялось только при отрицательных температурах. Насыпь железной дороги возводилась из влажного пылеватого песка, который под воздействием низких температур приобретает необходимую прочность. Для обеспечения устойчивости конструкции земляного полотна в летние месяцы разработана и применена послойная уникальная система термоизоляции (поверх замерзшего песка уложен пенополистерол, сооружены обоймы из геотекстиля).
Мостовой переход через пойму реки Юрибей стал самым сложным участком железной дороги. Он не имеет аналогов в практике мостостроения как по особенностям конструкции, так и по климатическим и геокриологическим условиям строительства и эксплуатации, и является самым длинным мостом в мире за Полярным кругом (протяженность 3,9 км).
Мост через реку Юрибей
Мост удалось возвести на грунте, практически не пригодном для строительства — это вечная мерзлота с вкраплениями криопегов (соле-пылевые растворы, находящиеся в толще вечной мерзлоты и не замерзающие даже при отрицательных температурах от −10 до −30 °C). Пролеты и фермы моста смонтированы на опорах из металлических труб диаметром от 1,2 до 2,4 метра, заполненных армированным бетоном. Опоры уходят в вечную мерзлоту на глубину от 20 до 40 метров. Благодаря современным технологиям и специальной заморозке (термостабилизации) опоры в буквальном смысле смерзаются со льдом (вечной мерзлотой), что обеспечивает мосту дополнительную устойчивость.
Строительство мостового перехода через реку Юрибей
Забота о природе
При строительстве объектов «Газпром» в первую очередь заботится о сохранении уникальной ямальской природы. Под технологические объекты отведена минимально возможная площадь, а парожидкостные термостабилизаторы и теплоизолированные трубы для скважин значительно снижают воздействие на вечную мерзлоту. Замкнутые системы водоснабжения исключают загрязнение водоемов и почвы. Проводится постоянный экологический мониторинг.
При строительстве газовых скважин реализована технологическая схема переработки отходов бурения методом отверждения с получением строительного материала. В основе технологии лежит способ капсулирования бурового шлама на специализированной установке смешивания. Строительный капсулированный материал применяется при обустройстве объектов Бованенковского месторождения, а именно для отсыпки кустовых площадок, формирования и поддержания обвалования откосов дорог.
Ямальские месторождения расположены на исконной территории проживания оленеводов-кочевников, поэтому «Газпром» ведет производственную деятельность, учитывая интересы жителей тундры. Компания уделяет большое внимание организации и проведению мероприятий, способствующих социально-экономическому развитию и сохранению традиционной культуры коренных малочисленных народов Севера. В частности, определены места стоянок оленеводческих бригад и пути каслания оленей, где сооружены специальные переходы для оленей через инженерные коммуникации.
В летние месяцы оленьи стада стремятся на север
Реализуется программа по увеличению популяции северных промысловых рыб.
Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер: «Ни одна страна в мире не создавала ничего подобного в арктических широтах. Это беспрецедентный проект в истории мировой газовой промышленности. Создав принципиально новый центр газодобычи за Полярным кругом Россия на деле доказала, что в Арктике ей нет равных».