Что такое бованенковское нгкм
Бованенковское месторождение
Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение – крупное месторождение углеводородов, расположенное на полуострове Ямал.
Запасы
Начальные разведанный запасы Бованенковского месторождения на момент открытия составили 4,9 млрд м3 газа, что сделало его крупнейшим месторождением на Ямале.
Согласно заявлениям «Газпрома» запасов газа на месторождении хватит более, чем на 100 лет – компания планирует разрабатывать месторождение до 2128 года.
Добыча
В разработке сеноманские (глубина залегания 520 – 700 м) и апт-альбские (глубина залегания 1200 – 2000 м) залежи. В будущем (в середине 2020-х годов) планируется начать добычу из неоком-юрских залежей, что позволит довести уровень добычи до 140 млрд м3 газа в год.
Транспортировка
Добываемый на месторождении газ выводится двумя параллельными газопроводами:
Бованенковское НГКМ вместе с Южно-Русским месторождением составляет ресурсную базу для «Северного потока» и «Северного потока – 2».
История месторождения
Бованенковское месторождение было открыто 7 октября 1971 года Ямальской геологоразведочной экспедицией треста «Главтюменьгеология». Первоначальный дебет скважины составил 251,1 тыс. м3 в сутки. Месторождение было названо в честь управляющего «Ямалнефтегазразведка» Вадима Дмитриевича Бованенко.
Работы по освоению месторождения начались в 1990 году. В планах было подготовить его к запуску в 1997 году, однако этому не суждено было сбыться. В 1995 году работы по обустройству были приостановлены, скважины, оборудование и постройки – законсервированы.
В 2002 году компания «Газпром» в связи с истощением месторождений Надым-Пур-Тазовского района объявило о планах создания нового центра газодобычи на Ямале. В конце 2008 года было объявлено о начале обустройства Бованенковского месторождения и прокладке газотранспортной системы «Бованенково – Ухта» для присоединения региона к Единой системе газоснабжения.
Первый газ с месторождения планировалось получить в третьем квартале 2011 года, однако фактически это произошло годом позже. 23 октября 2012 года газ с Бованенковского НГКМ пошел в газопровод «Бованенково – Ухта».
В том же 2012 году началось строительство еще одного параллельного первому газопровода «Бованенково – Ухта – 2».
На начальном этапе на месторождении действовал один газовый промысел, который давал 30 млрд м3 газа в год. В планах компании было довести годовой уровень добычи до 115 млрд м3 газа к 2017 году. Однако в 2017 году «Газпром» признал, что максимальный уровень добычи на месторождении при действующих на тот момент уже двух газовых промыслах не может превышать 90 млрд м3 газа в год. При этом глава ПАО «Газпром» Алексей Миллер заявил, что до 2019 года на Бованенковском месторождении будет запущен 3-ий газовый промысел, и к 2022 году месторождение выйдет на обозначенный ранее объем в 115 млрд м3 газа в год, что составляет около ¼ всей газодобычи ПАО «Газпром».
«Бованенковское месторождение»
Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение — это самое крупное месторождение природного газа на Ямальском полуострове, одном из наиболее стратегических регионов России по добыче нефти и газа. Бованенковское НГКМ является одним из двух месторождений, ставших ресурсной базой для строящегося газопровода из России в Германию «Северный поток — 2».
Расположение
Месторождение расположено на северо-западном побережье Ямальского полуострова в 40 км от побережья Карского моря в нижнем течении рек Надуй-Яха, Мордыяха и Сё-Яха.
На карте Бованенковское месторождение находится на территории Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа, рядом с поселком Бованенковский.
Общая площадь месторождения составляет 1397 км2.
Месторождение на карте
История разработки
Открытие Бованенковского НГКМ произошло в 1971 году, а добыча природного газа осуществляется с 2012 года.
На 2020 запланировано обустройство кустовой площадки месторождения и бурение скважин для снятия геологических неопределенностей.
Запасы Бованенковского месторождения
При разведке месторождения на начальном этапе разработки запас залежей оценивался в 4,9 трлн куб. м природного газа, сразу став самым крупным месторождением полуострова. Геологические запасы составляют 866,2 млрд м3 газа.
Объем добычи газа
Сейчас добыча газа ведется из апт-альбских и сеноманских залежей. В первый год было добыто 4,9 млрд природного газа, а через четыре года уровень добычи составил 67,4 млрд м3 газа.
Инфраструктура и экология
В работах на месторождении используется новейшая производственная инфраструктура, часть которой была разработана отечественными научными институтами по заказу «Газпрома».
Для уменьшения воздействия на вечную мерзлоту применяются безопасные технологии: парожидкостные термостабилизаторы и теплоизолированные трубы для скважин.
Перспективы
Ожидается, что к 2022 году проектная мощность добычи составит 115 млрд куб. м газа. Перспективный уровень должен будет вырасти до 140 млрд. м3 с учетом добычи из неоком-юрских залежей к 2025 году (их разработка ведется уже с 2020 года).
Прогнозируется, что годовой объем добычи природного газ будет равен 20 млрд. м3 к 2031 году. Сейчас на территории Бованенковского НГКМ начаты работы по подготовке и обустройству кустовых площадок.
Материалы по тегу
По запросу ничего не найдено.
Убедитесь, что все слова написаны без ошибок.
Попробуйте использовать другие ключевые слова.
Попробуйте использовать более популярные ключевые слова.
Бованенковское НГКМ и система магистральных газопроводов Бованенково — Ухта
Освоение Бованенковского нефтегазокондексатного месторождения — небывалый проект в истории мировой газовой промышленности: России удалось создать центр газодобычи за Полярным кругом, в сложнейших природно-климатических условиях.
Бованенковское месторождение, названное в честь известного советского геофизика В.Д.Бованенко, было открыто в 1971 году, но подготовка к разработке началась только в годы перестройки. В 1985 году Министерство газовой промышленности СССР поручило проектному институту ВНИПИгаздобыча выполнить технико-экономическое обоснование обустройства Бованенковского месторождения на добычу газа 160 млрд куб. м в год. Кроме института ВНИПИгаздобыча к этой работе были привлечены также другие крупные проектные организации: ТюменНИИгипрогаз, Фундаментпроект, Ленаэропроект, Гипроречтранс.
Условия полуострова Ямал оказались еще более сложными, чем условия Уренгоя и Ямбурга. Специфику технических решений проекта определили высокая засоленность, изрезанный рельеф, льдистость грунтов и опасность паводкового подтопления основной части Бованенковского месторождения. Необходимых геологических данных по запасам газа и его составу, а тем более по технике бурения на Ямале на тот момент не было, поэтому одновременно с началом разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) были начаты инженерные изыскания на полуострове.
Две первые полевые партии осуществили сьемку площадки кустов скважин и головных сооружений, прошли «коридором коммуникаций» от кустов скважин до сборных пунктов (УКПГ). Ценой невероятных усилий к августу 1987 года специалисты выполнили первоочередные изыскания, которые позже дали возможность в сжатые сроки начать проектирование обустройства месторождения. В ТЭО были сформулированы концепция освоения Ямала и основные технико-технологические решения, однако по ряду причин реализация мегапроекта была приостановлена практически до начала XXI века.
Сотрудники полевых изыскательских партий на аэродроме
Новая эпоха освоения Ямала началась в 2002 году. Генеральным проектировщиком по обустройству Бованенковского и Харасавэйского месторождений стал институт ВНИПИгаздобыча.
В 2004 году завершилась разработка обоснования инвестиций в обустройство Бованенковского месторождения на полуострове Ямал и транспорт газа. На базе обоснования инвестиций институтом были разработаны два основных проекта: «Обустройство сеноманаптских залежей Бованенковского НГКМ» и «Строительство системы магистральных газопроводов Бованенково — Ухта». Саратовским проектировщикам удалось найти такие технические решения, которые сделали освоение Бованенковского месторождения рентабельным, экологичным и безопасным. Например, в конструкциях кустов газовых скважин были использованы комбинированные решения по теплоизоляции и термостабилизации для сохранения криогенного литологического ресурса. Температура транспортируемого газа, не превышающая —2°C, позволила защитить от таяния вечную мерзлоту. Компрессорные станции было решено расположить на значительном удалении от населенных пунктов.
Переход от традиционного давления в 7,5 МПа к повышенному рабочему давлению 11,8 МПа за счет применения труб из стали повышенной прочности позволил сократить затраты на строительство на 20–25%. Именно для мегапроекта «Ямал» российские трубные заводы освоили производство уникальных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием.
30 декабря 2008 года проект «Обустройство сеноманаптских залежей Бованенковского НГКМ» был утвержден решением ОАО «Газпром». Началась практическая часть реализации мегапроекта.
Создание газотранспортного коридора от Бованенковского месторождения на Ямале до Ухты по праву считается одним из самых масштабных и сложных проектов за всю историю трубопроводного строительства в мировой и отечественной практике. Трасса газопровода Бованенково — Ухта пересекла Байдарацкую губу Карского моря, покрытого льдом большую часть года. На этом технически сложном участке впервые в мире были использованы обетонированные стальные трубы диаметром 1219 мм, рассчитанные на давление 120 атм. Еще один рекорд проекта — не имеющий аналогов самый длинный мост в мире за Полярным кругом протяженностью 3,9 км, построенный для того, чтобы железная дорога «Обская — Бованенково» смогла преодолеть пойму реки Юрибей. Для свободной миграции оленей проектировщиками был предложен подземный способ прокладки труб с последующей рекультивацией земель.
В 2012 году Бованенковское НГКМ было пущено в промышленную эксплуатацию. Параллельно были запущены линейная часть и компрессорные станции системы магистральных газопроводов Бованенково — Ухта.
Сварка стыка газопровода Бованенково — Ухта
Строительство второй нитки газопровода Бованенково — Ухта началось в 2012 году. 18 января 2017 года в эксплуатацию были введены новые добычные мощности Бованенковского месторождения и магистральный газопровод Бованенково — Ухта-2. Общая протяженность газопровода с учетом резервных ниток подводных переходов составила около 1200 км, а суммарная проектная производительность двух газопроводов — 115 млрд куб. м в год.
«Газпром нефть» начинает разработку Бованенково
В конце 2019 года стало известно о нескольких новых проектах, которые «Газпром нефть» планирует реализовать на лицензионных участках «Газпрома» — Уренгойском, Харасавэйском и Бованенковском месторождениях. Масштаб проектов таков, что по объему инвестиций они могут стать крупнейшими для компании, а ввод их в промышленную эксплуатацию ожидается в совсем не далекой перспективе: 2024–2026 годах
В основе сотрудничества с материнской компанией — уже отработанная схема долгосрочного рискового операторского договора, позволяющая без смены недропользователя вести работы по проектам фактически на условиях владения лицензией. Но есть и особенности: для компании это первые преимущественно газовые проекты, а основным видом жидких углеводородов здесь будет газовый конденсат.
Речь идет о трех крупнейших месторождениях — Бованенковском и Харасавэйском на полуострове Ямал и Уренгойском в Надым-Пур-Тазовском регионе (ЯНАО). «Газпром» разрабатывает здесь сухой газ Сухой газ — природный газ, преимущественно состоящий из метана, с низким содержанием более тяжелых углеводородов и других примесей. сеноманских пластов. Интерес же «Газпром нефти» к этим проектам в первую очередь связан с жидкими углеводородами — газовым конденсатом, которым богаты более глубокие неоком-юрские (на Ямале) и ачимовские пласты (на Уренгойском месторождении).
Впрочем, в пласте газовый конденсат находится в газообразном состоянии, в смеси с природным газом (см. справку на стр. 45). А это уже что-то новенькое: ранее «Газпром нефти» не приходилось заниматься разработкой в чистом виде газовых и газоконденсатных запасов (если не считать участие в совместных предприятиях). Впрочем, здесь вполне применим опыт, полученный компанией на Новопортовском месторождении. У проектов много общего как с точки зрения геологии, так и инфраструктуры.
Но главное, что на всех трех новых проектах «Газпром нефть» сможет применить компетенции, развитием которых в компании активно занимались все последние годы: работа с геологически сложными запасами, которые требуют использования современных технологических решений, а также реализация масштабных добычных проектов в сжатые сроки.
Бованенково + Харасавэй
В «Газпром нефти» считают, что обеспечить необходимые для рентабельной разработки объемы добычи газа на этих проектах будет не сложно. Больше вопросов по конденсатной составляющей. «Компонентный состав конденсата и его содержание в каждом из многочисленных пластов будут существенно влиять на экономику проектов», — говорит заместитель генерального директора по ранней проектной проработке «Газпромнефть-Развития» Сергей Нехаев. Впрочем, само по себе наличие в целевых горизонтах значительной газоконденсатной составляющей не вызывает сомнений. Согласно имеющимся данным исследований, даже для наименее богатых конденсатом пластов его содержание составляет Для сравнения, на Новопортовском месторождении этот показатель составляет но и там добыча конденсата остается рентабельной.
«Если среднее содержание конденсата принять за 100 г/кубометр, это даст 3,8 млн т газового конденсата в год — и это только наиболее уверенные запасы, подтвержденные большим количеством скважин», — поясняет исполнительный директор проекта «Харасавэй — Бованенково» в «Газпромнефть-Заполярье» Валдас Косяк.
В общей сложности на Харасавэйском и Бованенковском месторождениях будет пробурено порядка 250 скважин. Накопленная добыча газа (к 2040 году) составит более 650 млрд кубометров газа и 70 млн т газового конденсата. «Проекты потребуют очень больших объемов инвестиций, возможно, рекордных для компании, — отмечает Сергей Нехаев. — Базовый кейс мы сможем подтвердить достаточно быстро, однако дальнейшее развитие проекта будет определяться в процессе разбуривания месторождений, а основные технические решения планируется сделать вариативными».
Бованенковское месторождение
Крупнейшее по разведанным запасам газовое месторождение на полуострове Ямал. Начальные запасы газа составляют 4,9 трлн куб. м. «Газпром» начал здесь добычу в 2012 году. Проектный уровень добычи газа на Бованенковском месторождении — 115 млрд куб. м в год. В перспективе — до 140 млрд куб. м в год за счет подключения неоком-юрских залежей. Для вывода ямальского газа в Единую систему газоснабжения России «Газпром» построил новый газотранспортный коридор от Бованенково до Ухты.
Харасавэйское месторождение
Месторождение расположено на полуострове Ямал севернее Бованенковского месторождения, преимущественно на суше полуострова и частично — в акватории Карского моря. По размеру запасов газа относится к категории уникальных — 2 трлн куб. м. В марте 2019 года «Газпром» начал полномасштабное освоение сеноман-аптских залежей газа Харасавэйского месторождения. Начало добычи запланировано на 2023 год.
Уренгойское месторождение
Уренгойское месторождение — третье в мире по величине начальных газовых запасов. Они превышают десять триллионов кубических метров. Месторождение было открыто в июне 1966 года. Добыча газа началась в В 1997 году здесь началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведется добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.
Ямальская автономия
Оба месторождения труднодоступны и более чем на 300 км удалены от той части полуострова Ямал, где уже присутствует «Газпром нефть». Связь Бованенковского месторождения с Большой землей обеспечивает железная дорога: проложенная по вечной мерзлоте ветка от станции Обская, расположенной рядом с городом Лабытнанги. Она дает возможность круглогодичной доставки грузов на промысел. Персонал можно привозить авиатранспортом: на месторождении есть обустроенный аэропорт.
Необходимо решить вопрос с транспортировкой крупногабаритных грузов: колонного оборудования, газоперекачивающих агрегатов. В период навигации их можно доставить морским путем, однако Бованенково находится не на побережье, а движение барж от Карского моря по реке Сеяхе возможно лишь в период высокой воды, в течение одного месяца в году. В компании прорабатывают разные варианты доставки крупногабаритного оборудования, включающие использование водного пути, строительство зимних дорог и ликвидацию узких мест на железной дороге.
В компании все активнее реализуются проекты, включающие в себя разработку газоконденсатных залежей. Это новая ресурсная база, возможность создания новых продуктовых цепочек, увеличения масштабов добычи. К Харасавэйскому, Бованенковскому и Уренгойскому месторождениям «Газпромнефть-Заполярье» получило доступ в июле прошлого года. Сейчас идет ускоренная подготовка к промышленному освоению разведанных запасов. И параллельно с этим мы будем проводить доизучение дополнительного потенциала, что позволит в будущем удерживать полку добычи. Программа опытно-промышленных работ, которую мы начинаем в этом году, позволит снять геологические и технологические неопределенности. Предстоит переинтерпретировать имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства.
Новые крупные проекты: Бованенковское, Харасавэйское, Уренгойское месторождения
Неоком-юрские залежи на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях
Нефтяные оторочки Уренгойского месторождения
Ситуация на Харасавэе сложнее: месторождение находится в полной автономии. В настоящее время существует лишь небольшая причальная стенка для разгрузки судов, прибывающих по Карскому морю, а также вертолетная площадка. К концу 2023 года планируется строительство автомобильной дороги от Бованенково, однако основной объем грузов «Газпром нефть» планирует доставлять уже в годах — по морю или по зимникам.
Нефтяные оторочки Уренгойского месторождения
План на год
В 2020 году «Газпром нефть» планирует построить на месторождениях по одной кустовой площадке и пробурить на каждом из них по две разведочные скважины, которые позволят снять основные геологические неопределенности. Бурение начнется в июле. «Ближайшая задача — подтвердить характеристики интересующих нас пластов, — рассказывает Валдас Косяк. — На каждой скважине запланированы отбор керна и глубинных проб, расширенный комплекс геофизических исследований скважин, лабораторное изучение флюидов».
Одна из основных целей опытно-промышленных работ — наиболее богатые газовым конденсатом (содержание — но менее изученные нижние пласты. На них будет направлена одна из двух разведочных скважин на каждом месторождении.
Кроме того, в ближайший год предстоят большие камеральные работы. Необходимо переинтерпретировать всю имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства, чтобы уже в 2021 году начать проектно-изыскательские работы.
Вывоз жидких
Транспортировка природного газа с Бованенковского и Харасавэйского месторождений — вопрос решенный. Ямальский центр газодобычи с Единой системой газоснабжения уже связывают магистральные газопроводы «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2». Осталось лишь построить участок трубы до Харасавэя протяженностью около 100 км. Ключевая задача проектов — организация инфраструктуры для вывоза жидких углеводородов. «Речь идет о создании нового транспортного хаба, причем не только для этих двух проектов, но для всего севера полуострова Ямал. По соседству еще немало подобных запасов, но без налаженных каналов сбыта начать их разработку невозможно», — отмечает Сергей Нехаев.
В «Газпром нефти» рассматривают несколько возможных путей. Один из них — железнодорожный, предполагающий расширение существующей дороги от станции Обская в связи с растущим грузопотоком. Другой вариант — строительство нефтеналивного терминала в районе мыса Харасавэй. Напомним, ранее «Газпром нефть» уже реализовала проект уникального нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» для отгрузки на танкеры нефти Новопортовского месторождения. «Одна из задач на 2020 год — оценить возможности размещения терминала в акватории Карского моря, выбрать подходящую конструкцию и оценить стоимость», — говорит Валдас Косяк.
Новости Уренгоя
Еще один новый проект компании на Уренгойском месторождении отличается от Бованенково и Харасавэя во всем, кроме, пожалуй, того, что здесь компания также будет добывать газ с высоким содержанием газового конденсата. Правда, на этот раз речь идет о газе из ачимовских отложений, а значит, главные вызовы проекта связаны со сложностями геологии, присущими этому типу запасов.
Гигантское Уренгойское месторождение давно разрабатывается «Газпромом» и другими недропользователями. Объем добычи составляет более 90 млрд кубометров газа и около 12 млн тонн конденсата в год. Здесь нет проблем с инфраструктурой, логистикой, подрядчиками. Месторождение хорошо изучено, а опыт работы других компаний, в том числе разрабатывающих запасы ачимовской свиты, без сомнения, будет использован при подготовке проекта. Тем более что одна из этих компаний — совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа» «Арктикгаз», который уже несколько лет ведет в регионе добычу газа и газового конденсата на Самбургском, Уренгойском и Яро-Яхинском месторождениях. Именно «Арктикгаз» первым начал использовать на Уренгойском месторождении горизонтальные скважины с многостадийным ГРП — решение, которое планирует применить и «Газпром нефть».
Участок, полученный «Газпром нефтью», находится в южной части Уренгойского месторождения и относится к краевой зоне. Целевой ачимовский горизонт расположен на глубине характеризуется аномально высоким пластовым давлением 600 атмосфер. На участке ранее пробурено более 30 разведочных скважин, есть материалы сейсмических исследований и ГИС, керн и глубинные пробы. «Задача 2020 года — снять оставшиеся неопределенности по насыщению и дебитам. Для этого мы планируем пробурить 2 скважины. Также в ближайших планах — концептуальная проработка обустройства месторождения и внешнего транспорта», — говорит руководитель проекта «Уренгой» Вадим Столяров.
Уже в 2021 году начнется реализация первой фазы проекта, предполагающей строительство 24 скважин с горизонтальным стволом 1500 метров и ГРП. К 2024 году планируется выход на полку добычи: 5 млрд кубометров и 1,5 млн т газового конденсата. Накопленная добыча, по оценкам, составит 70 млрд кубометров и 10,5 млн т газового конденсата.
Кроме газа и конденсата на участке присутствуют значительные запасы нефти в нефтяной оторочке. Ее разработка должна стать второй фазой проекта. «Главные сложности второй фазы связаны с малыми нефтенасыщенными толщинами и низким пластовым давлением, — говорит Вадим Столяров. — Сейчас готовится программа расконсервации разведочных скважин, после испытания которых будет приниматься решение по выбору оптимальной концепции разработки нефтяной оторочки».
Стоит отметить, что недалеко от нового участка «Газпром нефть» уже реализует проект разработки нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского месторождений, а в ближайшее время начнет осваивать и ачимовские отложения Песцового месторождения, геологически очень близкие к уренгойской ачимовке. Это дает возможности более эффективно использовать создаваемую инфраструктуру и благотворно сказывается на экономике проектов.
Ценный конденсат
Газовый конденсат — смесь жидких углеводородов (бензино-керосиновые фракции, реже — более высокомолекулярные компоненты нефти), которые в пластовых условиях при высоком давлении и температуре могут находиться в парообразном состоянии. При добыче газа его давление и температура снижаются, и эти компоненты переходят в жидкое состояние. Образуется конденсат. Из полученного таким образом первичного продукта удаляют растворенные в нем газы, получая так называемый стабильный газовый конденсат — ценное газохимическое сырье, которое используется также для производства бензинов, авиационного топлива, для улучшения характеристик сырой нефти.