Интегрированный проект по добыче, сжижению и реализации газа Ямал СПГ реализуется на полуострове Ямал за Полярным кругом на базе Южно-Тамбейского месторождения.
Конкурентные преимущества по данным НОВАТЭКа:
- традиционные запасы высокой концентрации, расположенные на суше;
- хорошо изученная геология и отработанные технологии разработки;
- очень низкий уровень затрат на разработку и добычу;
- высокая эффективность процесса сжижения благодаря низкой среднегодовой температуре;
- доступ к рынкам стран Европы и АТР;
- государственная поддержка, в том числе налоговые льготы.
Окончательное инвестиционное решение (ОИР) принято в декабре 2013 г.
Оператор Ямал СПГ — совместное предприятие НОВАТЭКа с долей участия 50,1%, Total — 20%, CNPC (Китайская Национальная Нефтегазовая Корпорация) -20% и Фонда Шелкового пути (9,9%).
Проект разработки месторождения предусматривает наклонно- направленное бурение 208 скважин (с длиной горизонтального участка не менее 500 м) на 19 кустовых площадках.
Добываемый природный газ будет поставляться на международный рынок в форме СПГ, для чего непосредственно на Южно-Тамбейском газоконденсатном месторождении (ГКМ) на берегу Обской губы построен завод Ямал СПГ, состоящий из 4 х технологических линий производительностью 5,5 млн т/год СПГ каждая.
Доказанные и вероятные запасы газа Южно-Тамбейского ГКМ по стандартам PRMS составляют 926 млрд м 3 .
Проектный уровень добычи — около 27 млрд м 3 / год газа в течение не менее 20 лет.
Углеводородная смесь со скважин поступает на единый интегрированный комплекс подготовки и сжижения природного газа.
Интегрированный комплекс включает в себя также:
- установки фракционирования СУГ,
- парки хранения стабильного газового конденсата и хладагентов,
- электростанцию (ТЭС) мощностью 376 МВт,
- общезаводские инженерные системы,
- факельные установки.
В реализации проекта Ямал СПГ участвуют более 600 российских предприятий.
Для транспортировки СПГ будут использоваться специальные танкеры — газовозы усиленного ледового класса Arc7, позволяющие осуществлять круглогодичную навигацию без ледокольной проводки в западном направлении и в течение арктического лета — в восточном направлении по Северному морскому пути (СМП).
Танкер — газовоз обладает системой двойного действия — носовая часть приспособлена для навигации в открытой воде и в условиях тонкого льда, а кормовая оптимизирована для самостоятельной навигации в сложных ледовых условиях.
Инфраструктура для отгрузки СПГ — отгрузочная эстакады с 2 мя причалами в порту Сабетта, оборудованном ледозащитными сооружениями.
Строительство морского порта Сабетта может быть продлено до конца 2018 г.
Порт Сабетта, расположенный на западном берегу Обской губы Карского моря, предназначен для обеспечения перевалки углеводородного сырья Южно-Тамбейского ГКМ с Ямала в страны Западной Европы, Северной и Южной Америки и страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
В федеральной собственности (заказчик строительства ФГУП Росморпорт) находятся:
Портовыми объектами Ямал СПГ являются:
Стоимость проекта оценивается в 69,6 млрд руб.
На первоначальном этапе порт Сабетта обеспечит вывоз 16 млн т СПГ, в перспективе этот показатель увеличится до 30 млн т.
Учитывая высокую степень законтрактованности будущих объемов СПГ, строительство ускоряется — 2 ю линию Ямал СПГ планируется ввести на 3 месяца раньше срока, 3 ю — на 6-9 месяцев.
Специально для проекта Уралмашем были разработаны и изготовлены буровые установки Арктика.
Установки предназначены для работы в сложных природно-климатических условиях Ямала, они полностью защищены от ветров, что обеспечивает качественно иные условия труда для персонала и непрерывность бурения, независимо от погодных условий.
НОВАТЭК серьезно изучает возможность создания комплекса по перевалке и маркетингу СПГ в Камчатском крае.
Завод Ямал СПГ начал производство СПГ на 1 й технологической линии (train) мощностью 5,5 млн т/год СПГ 5 декабря 2017 г.
8 декабря 2017 г Ямал СПГ в присутствии В. Путина произвел отгрузку 1 й партии СПГ на танкер-газовоз Кристоф де Маржери.
Поставки по долгосрочным контрактам с Ямал СПГ начнутся в апреле 2018 г.
«Ямал СПГ»
«Ямал СПГ» – крупный российский комплекс, объединяющий мощности по добыче, сжижению и поставкам полученного сжиженного природного газа, расположенные в северо-восточной части полуострова Ямал на побережье Обской губы.
Структура проекта «Ямал СПГ»
- Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение
- Завод по производству сжиженного природного газа
- Морской порт Сабетта для отгрузки продукции
Для полноценного функционирования проекта были также построены инфраструктурные объекты:
- Аэропортовый комплекс, включающий «Международный аэропорт Сабетта»
- Вахтовый поселок Сабетта
Собственники
Оператор проекта и собственник всех активов – ОАО «Ямал СПГ», акционерами которой являются следующие компании:
- ПАО «НОВАТЭК» — 50,1%
- «Total» — 20%
- CNPC – 20%
- Фонд Шелкового пути – 9,9%
Ресурсная база
Природный газ для переработки и транспортировки добывается на Южно-Тамбейском газоконденсатном месторождении, расположенном на северо-востоке полуострова Ямал. Лицензией на разведку и добычу месторождения до 2045 года владеет ОАО «Ямал СПГ».
На конец 2018 года запасы месторождения оценивались: доказанные по классификации SEC — 707 млрд м 3 природного газа и 24 млн тонн жидких углеводородов, доказанные и вероятные по классификации PRMS – 1 002 млрд м 3 газа и 37 млн тонн жидких углеводородов.
Проектный уровень добычи Южно-Тамбейского месторождения – 27 млрд м 3 газа и до 1,2 млн тонн стабильного газового конденсата в год.
Завод по производству сжиженного газа
Мощности по сжижения природного газа располагаются в непосредственной близости от месторождения. В настоящий момент (конец 2019 года) завод состоит из трех действующих линий общей мощностью 16,5 млн тонн СПГ в год.
В планах компании строительство дополнительной линии мощностью 0,9 млн тонн в год, при реализация которой будет задействован запатентованная «НОВАТЭКом» технология сжижения газа «Арктический каскад».
Таким образом, общая планируемая мощность завода Ямал СПГ составляет 17,4 млн тонн сжиженного природного газа в год.
Схема работы комплекса
Добываемая углеводородная смесь со скважин поступает на единый интегрированный комплекс подготовки и сжижения природного газа.
На выходных сооружениях комплекса производится сепарация смеси – отделение механических примесей, воды, метанола и конденсата. В этом же блоке включены установки регенерации метанола и стабилизации конденсата.
Отсепарированный газ подается на технологические линии сжижения, где производится его очистка от кислых газов и следов метанола, осушение и удаление ртути и извлечение сжиженных углеводородных газов. После этого газ направляют на предварительное охлаждение и сжижение. Предварительное охлаждение осуществляется с помощью пропанового холодильного контура, непосредственно для сжижения используется контур со смесевым хладагентом.
Сжиженный природный газ поступает на хранение в криогенные резервуары. Всего их на проекте 4, общим объемом 160 000 м 3 .
В состав комплекса также входят установки фракционирования СУГ, парки хранения стабильного конденсата и хладагентов, электростанция, общезаводские системы и факельные установки.
Порт Сабетта и отгрузка продукции
В рамках проекта в непосредственной близости от основных сооружений построен порт Сабетта. Сам порт и его основная инфраструктура находится в федеральной собственности. Сюда входят оградительные ледозащитные конструкции, операционная акватория, подходные каналы, системы управления движения судов и навигационного обеспечения, а также здания морских служб.
Отгрузка подготовленной продукции осуществляется через специальные технологические причалы по перевалке сжиженного природного газа и газового конденсата, которые входят в состав построенного рядом с основными объектами порта, и являются собственностью «Ямал СПГ». Помимо этого компании принадлежат причалы накатных и строительных судов, причалы портофлота, административно-хозяйственная зона, в том числе, складские помещения, инженерные сети и коммуникации.
Порт сооружался в два этапа. На подготовительном этапе был построен грузовой порт, который использовался для приемки строительных грузов и технологических модулей. Второй, основной, этап заключался в сооружении технологических причалов для отгрузки СПГ и газового конденсата.
Транспортировка СПГ
Для транспортировки продукции проекта «Ямал СПГ» были спроектированы специальные танкеры класса «Yamalmax», что соответствует «Arc7» по российской классификации. Габариты класса «Yamalmax» позволяют пройти через подходной канал порта Сабетта (ширина канала 295 м, глубина 15,1 м). Класс судов «Arc7» предполагает их самостоятельное плавание в сплоченных однолетних арктических льдах толщиной до 1,4 м в зимне-весенний и до 1,7 м в летне-осенний периоды навигации, а также следование за ледоколом в однолетних арктических льдах при их толщине до 2,0 м в зимне-весенний и до 3,2 м в летне-осенний периоды навигации.
Таким образом, суда данного класса способны совершать транспортировку СПГ непосредственно из порта Сабетта в Китай по Северному Морскому Пути, в том числе, без сопровождения Ледокола.
В рамках проекта было заказано 15 газовозов общей стоимость $5,5 млрд у российских и зарубежных компаний.
Совкомфлот (Россия):
Dynagas LNG Partners (Греция):
TC LNG (совместное предприятие канадской Teekay LNG и China LNG Shipping (Holdings) Limited»):
СП корейской Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и китайской China COSCO Shipping Corporation Limited:
В 2018 году с целью уменьшения логистического плеча для танкеров класса Arc7 и, соответственно, оптимизации транспортных затрат и обеспечения своевременной отгрузки производимой продукции, была реализована схема перевалки СПГ с танкеров Arc7 на танкеры обычного типа в северной части Норвегии в районе порта Хоннингсвог.
Аэропорт Сабетта
В связи с удаленностью объекта основным средством транспортировки людей является специально построенный аэропорт, включающий также международный сектор. Аэропорт принимает регулярные рейсы из Нового-Уренгоя. Москвы и Самары.
Поселок Сабетта
В непосредственной близости от производственного комплекса «Ямал СПГ» был создан поселок Сабетта, который включает всю необходимую для проживания инфраструктуру.
История проекта
11 октября 2010 г. Правительство РФ отдало распоряжение № 1713-р о принятии Комплексного плана по развитию производства сжиженного природного газа на полуострове Ямал. Согласно принятому плану начало строительства завода по сжижению природного газа было установлено на 2012 год, сдача объекта – 2018 год.
Также правительства дало проекту налоговые привилегии – освободило добываемый в рамках проекта природный газ, предназначенный для сжижения, от налога на добычу полезных ископаемых до достижения объема добычи в 250 млрд м 3 при условии, что срок разработки не превысит 12 лет с момента старта производства СПГ.
В 2011 году компания «Chicago Bridge & Iron Company» выиграла конкурс на базовое проектирование завода. В марте 2013 года проектный институт «НИПИгазпереработка» произвело адаптацию проекта к российским правилам и нормам, а также разработало проектную документацию для прохождения государственной экспертизы.
В апреле 2013 года «Ямал СПГ» заключило соглашение с «Yamgaz SNC» (совместное предприятие французской Technip и японской JGC Corp.) на проектирование и поставку оборудования, материалов и комплектующих, а также строительство и ввод в эксплуатацию комплекса по подготовке и сжижению природного газа.
18 декабря 2013 года компания «НОВАТЭК» сообщила о принятии Советом директоров ОАО «Ямал СПГ» окончательного инвестиционного решения по проекту.
Строительные работы на объекте начались в 2013 году. Несмотря на некоторое опоздание с началом строительства, объект удалось сдать раньше срока – первая техническая партия СПГ была произведена и отправлена на внутренние нужды завода 9 ноября 2017 года.
29 ноября 2017 года компания ОАО «Ямал СПГ» получила государственное разрешение на ввод в эксплуатацию основных технологических объектов первой очереди завода по сжижению природного газа.
5 декабря 2017 года – запуск в эксплуатацию первой линии завода мощностью 5,5 млн тонн/год.
2-ая и 3-яя линии запущены в эксплуатацию в июле и ноябре 2018 года соответственно.
На полную запланированную мощность проект вышел в декабре 2018 года.
Ямал
Бованенковская группа
Тамбейская группа
Южная группа
Приямальская группа
Система транспортировки углеводородов
Инфраструктура
Количество месторождений Группы «Газпром» — 18.
Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений Группы «Газпром» на полуострове Ямал и приямальском шельфе Карского моря: 20,4 трлн куб. м газа, 1 млрд тонн газового конденсата и нефти.
Уникальные по запасам месторождения Ямальского центра газодобычи — Бованенковское и Харасавэйское — будут обеспечивать потребителей газом более 100 лет.
Видео о мегапроекте «Ямал», 3 минуты
В 2020 году — 99,25 млрд куб. м газа.
Структура мегапроекта
Бованенковская группа
Обладает основным добычным потенциалом и включает ключевые три месторождения — Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское, а также месторождения-сателлиты — Восточно-Бованенковское, Северо-Бованенковское и Южно-Крузенштернское.
Тамбейская группа
Включает Тамбейское и Малыгинское месторождения, по размеру запасов газа сопоставимы с месторождениями Бованенковской группы.
Южная группа
Состоит из Новопортовского, Каменномысского, Мало-Ямальского, Ближненовопортовского и Хамбатейского месторождений. Зона рассматривается как первоочередной объект для добычи жидких углеводородов.
Приямальская группа
Пять месторождений: Ленинградское и Русановское, а также открытые «Газпромом» Нярмейское, им. В. А. Динкова и «75 лет Победы».
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
Самым крупным ямальским месторождением по разведанным запасам газа является Бованенковское. Первоочередной объект освоения — сеноман-аптские залежи. В 2012 году на месторождении был введен в эксплуатацию первый газовый промысел (ГП-2) , в 2014 году — второй (ГП-1), в 2018 году — третий (ГП-3). Суммарная проектная производительность трех промыслов — 115 млрд куб. м газа в год.
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».
В 2019 году «Газпром» приступил к полномасштабному обустройству Харасавэйского месторождения, где начало добычи газа запланировано на 2023 год.
В 2021 году подписано соглашение с компанией-партнером об условиях реализации совместного проекта по разработке Тамбейского месторождения с началом добычи газа с 2026 года.
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 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».