Архив меток: trubagaz.ru

Туркмения: Газовое месторождение Галкыныш


4769×3403


7321×7321


http://mazamascience.com/OilExport/


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=TX#ng

Туркмения: газ, текущие новости (2010)
Туркмения: общие сведения, нефть и газ (2010)
Нефтегазовый комплекс Туркменистана (2010)
Экономика стран б.СССР (2012)
dolgikh: Крупнейшие газовые месторождения мира (2010)

— — — — —
Иолотань : список словарных статей

wikipedia.org: Газовое месторождение Галкыныш

Галкыныш — зоны супергигантского газонефтяного месторождения Туркменистана, расположенное в Марыйском велаяте. Эксплуатация начнется летом 2013 года.
В связи с открытием на территории Туркменистана сверхгигантской зоны газовых месторождений и ее освоением, 18 ноября 2011 года Президент Туркменистана подписал Постановление, предписав именовать месторождения Южный Ёлотен-Осман, Минара и прилегающие месторождения газовым месторождением «Галкыныш».

Южный Иолотань, Южный Йолотен — супергигантское газонефтяное месторождение Туркмении, расположенное в Марыйской области, в юго-восточной части страны, в 50 км от областного центра Мары вблизи города Иолотань. Открыто в ноябре 2006 года.

Супергигантское месторождение Иолотань раскинулось на площади в 1800 км2. По предварительной оценке толщина продуктивного пласта здесь более 1200 м. Иолотань связан с нефтегазовым месторождением Осман, они оба являются одной структурой. Залежи располагаются на глубине 3,9-5,1 км. Нефтегазоносность связана с меловыми и юрскими отложениями.
В Иолотане идут разведочные работы во всех направлениях: на севере — до месторождения Минара, на юге — до месторождения Осман, на западе — до площади Газанлы и на востоке — до месторождения Яшлар.

Кроме газа здесь также сосредоточены значительные запасы нефти, промышленная разработка которых началась 2007 году, на порядок увеличив объем выпускаемых нефтепродуктов на Сейдинском НПЗ. Эта нефтяная залежь отличается уникальными характеристиками, здесь в черном золоте практически не присутствуют посторонние примеси, что в практике нефтедобычи встречается крайне редко. Относится к Туранской нефтегазоносной провинции Мургабской нефтегазоносной области.

По оценке компании Gaffney, Cline & Associates (Великобритания) начальные запасы природного газа составляют 21,2 триллионов кубических метров. Запасы нефти составляют 300 млн. тонн.

Добыча природного газа в 2009 году составила 40 млрд. м3.

Оператором разработки является туркменская государственная компания «Туркменгаз». Первый президент Туркменистана Сапармурат Ниязов пригласил китайский CNPC и турецкий Çalik Enerji участвовать в исследовании и развитии месторождении и предложил для транспортировки газа из Иолотаня в Европу расширение газопровода «Средняя Азия — Центр»

Минара (до 1991 г. — Майск) — газовое месторождение Туркмении, расположенное в Марыйской области, в юго-восточной части страны. Майск открыто в 1970 году, а Минара открыто в июле 2009 году. Различие Майска и Минары, это строения: Майск — надсолевой, а Минара — подсолевой.
Газоносность связано с нижнемеловыми и верхнеюрскими отложениями. Залежи на глубине на 2,9-4,1 км. Начальные запасы природного газа составляет 200 млрд м3. Оператором разработки является туркменская государственная компания Туркменгаз.

12 октября 2011
Месторождение Южный Иолотань

По результатам второго этапа независимого аудита запасов месторождений Туркменистана начальные геологические запасы зоны газовых месторождений Южный Иолотань (Южный Ёлотен) – Осман, Мианара и Яшлар подтверждены в максимальном объеме 26,2 трлн куб. м газа.

Такую оценку 11 октября озвучил представитель британской аудиторской компании «Gaffney, Cline & Associates» (GCA) Джим Гиллетт.
По его словам, эти данные не окончательные, запасы могут быть выше. На сегодня еще не определены пределы северо-западной, южно-восточной и западной границ месторождении Южный Иолотань (Южный Ёлотен)

Самым крупным из оцененных месторождений является Южный Иолотан, пишет сегодня Коммерсант. По данным GCA, его запасы составляют минимум 13 трлн куб. м, а максимум 21 трлн куб. м газа (раньше разброс составлял 4-14 трлн куб. м). Такой объем запасов ставит Южный Иолотань на второе место в мире после Южного/Северного Парса (28 трлн куб. м, поделено между Ираном и Катаром). На третьей позиции Уренгойское месторождение «Газпрома» с 7 трлн куб м..
В настоящее время госконцерн «Туркменгаз» совместно с привлеченными на сервисных условиях компаниями из Китая, Республики Корея и ОАЭ реализует проект по первоначальному обустройству Южного Иолотаня на общую сумму около $10 млрд, отмечает Trend. Разработка началась на основании первоначального аудита, представленного GCA в 2008 г., когда приблизительные запасы этого месторождения оценивались в пределах 14 трлн куб. м газа.

trubagaz.ru: Южный Иолотань


Рис. 1. Геологическая карта района Мургабской впадины


Рис. 2. Глубина залегания кровли пород-коллекторов месторождения Южный Иолотань


Рис. 3. Строение месторождения Южный Иолотань по данным бурения

Супергигантское газовое месторождение Южный Иолотань расположено в юго-восточной части Туркменистана в непосредственной близости от границы с Ираном и Афганистаном. В геологическом отношении эта территория приурочена к Мургабской нефтегазоносной области – крупной одноименной позднемезозойской впадине, располагающейся на южной оконечности молодой эпипалеозойской Туранской плиты. Впадина на севере, западе и юге ограничена разломами, а на востоке прослеживается в район северо-западной части Афганистана.

Мургабская впадина условно делится на Байрам-Алийский (северный) и Кушкинский (южный) районы. Здесь промышленные притоки газа и нефтегазопроявления установлены в отложениях мелового, а также юрского возрастов. В Байрам-Алийском районе крупные залежи газа открыты на площадях Байрам-Али, Шихитли, Майская, а нефти – на площадях Шараплы и Кели. В Кушкинском районе газ с небольшим содержанием конденсата получен на площадях Ислим и Карачоп.

Собственно платформенный чехол начинается с трансгрессивно залегающих юрских отложений, представленных в нижней части карбонатным комплексом, а в верхней – мощной толщей (800–1200 м) каменной соли, гипса и ангидрита, в которой установлены явления диапиризма. Это толща в пределах Мургабской впадины является региональной покрышкой и контролирует распространение по разрезу залежей газа.

Надсолевые отложения мела-неогена представлены преимущественно морскими песчано-глинистыми породами; карбонатные породы занимают резко подчиненное положение. Четвертичные отложения представлены главным образом аллювиальными и потоковыми отложениями.

По материалам сейсморазведки установлено, что платформенный чехол залегают на мощной (до 5–7км) толще, которая по характеру залегания очень близка к перекрывающим ее юрским и меловым отложениям. Предположительный возраст ее, исходя из общих представлений об истории геологического развития Средней Азии позднепалеозойский или пермо-триасовый.

Мощность отложений юры (J), мела (K), палеогена, неогена (N) и четвертичной системы (Q) в Мургабской впадине достигает 8–15 км. Мощности всех комплексов осадочных отложений, слагающих впадину, увеличиваются в направлении с севера и юга к ее осевой части. Локально распределение мощностей отложений определяется проявлением зон субширотных поднятий и прогибов, которые были заложены на фундаменте плиты. Распределение мощностей меловых и кайнозойских отложений в пределах Мургабской впадины позволяют сделать вывод о том, что поднятия и прогибы существовали уже в меловое и палеогеновое время. С середины олигоцена в отрогах Гиссарского хребта началось орогенное развитие, значительно активизировались тектонические движения и в Мургабской впадине. В неогеновое время на фоне общего прогибания окончательно сформировались крупные прогибы и поднятия. Вплоть до конца неогенового времени Мургабская впадина была областью интенсивной аккумуляции.

Промышленные залежи газа в Мургабской впадине выявлены в породах как юры (подсолевой комплекс), так и мела (надсолевой комплекс) и связаны с типичными платформенные антиклинальными складками, флексурными зонами и валами. При этом приуроченность месторождений к отложениям юры и мела в разных частях впадины неодинакова и зависит от литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. Там где развиты непластичные и фациально неоднородные соли, залежи газа установлены в надсолевых отложениях. На участках распространения однородной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые комплексы.

Газы Мургабской впадины метановые, преимущественно сухие. Газовые проявления, связанные с подсолевым карбонатным комплексом обычно характеризуются повышенным содержанием сероводорода, в то время как газы надсолевых комплексов – малосернистые и бессернистые.

Предпосылками образования крупных газоконденсатных скоплений в указанных отложениях являются следующие факторы: значительное обогащение их органического вещества субконтинентальной гумусовой органикой (карбон); наличие региональной соленосной толщи, способствовавшей сохранению образовавшихся в подсолевых отложениях углеводородов от диссипации; значительное развитие аномально высоких пластовых давлений; благоприятные термобарические условия и др.

Месторождение Южный Иолотань географически удачно расположено вблизи города Иолотань, что в 50 км от областного центра Марыйского велаята города Мары. Эта часть территории представляет собой западный борт Мургабской впадины, строение которого осложнено крупной валообразной антиклинальной складкой, простирающейся с северо-запада на юго-восток (рис. 2). В своей юго-восточной части поднятие осложнено небольшим валом, к которому приурочено месторождение Осман.

Проявления газа месторождения Южный Иолотань связано с горизонтом карбонатных пород верхнеюрского комплекса (подсолевого). Они залегают на глубине от 3500 до 5100 м и перекрываются мощной толщей солей (рис. 3). Мощность продуктивного слоя в породах-коллекторах составляет не менее 600 м. Месторождение занимает 75 км в длину и 35 км в ширину. Согласно заявлению английской аудиторской компании Gaffney Cline & Associates (GCA), запасы месторождения Южный Иолотань – Осман состав­ляют около 6 трлн м³ газа, что почти в два раза больше, чем разведанные запасы российского супергиганта – Штокмановского месторождения (3,7 трлн м³ газа).

Залежи газа месторождения Южный Иолотань относятся к сводовому типу – они располагаются в своде поднятий и удерживаются соляной покрышкой (рис. 3). В составе пород покрышки присутствуют главным образом ангидриты, но отмечаются также горизонты переслаивания мергелей.

Источники:
Геология СССР, Т.XXII, Туркменская ССР, М., 1972
Нефтегазоносность платформенной части восточной Туркмении // сб. трудов. Вып. 134. М., 1977
Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений // М., Недра, 2000
http://www.summitdownloadportal.com/OGT08/doc/1227531748-Jim%20Gillett%20-%20GCA.pdf

О запасах газа
Получается, что Gaffney Cline & Associates давало две оценки запасов Южного Иолотаня-Османа. До 2010 г. — около 6 трлн м³ газа, ближе к нашим дням — 21 триллионов кубических метров (за вычетом запасов Минора). Разница в 3,5 раза.

На карте в слайде длина месторождения Южный Иолотань-Осман — около 100 км, ширина 35. Площадь этого месторождения почти точно соответствует площади Оренбургского НГКМ, а запасы (по минимуму) в 3-4 раза больше. Такого быть не может в принципе. Пластов коллекторов в карбонатах нижней перми Оренбургского НГКМ горадо больше, чем в карбонатах верхней юры Западного Укзбекистана и Восточной Туркмении.

Независимо оценить запасы месторождения Южный Иолотань-Осман проще простого. Это месторождение почти полный аналог туркменского же месторождения Самантепе. Запасы этих месторождений пропорциональны их площадям. По сегодняшним публикациям запасы газа Самантепе — 1,3 трлн. куб. м. Но нужно брать те запасы, которые утверждены в ГКЗ СССР. Ни площадь, ни запасы ГКЗ Самантете я в Сети не нашел. Но обязательно найду. Может быть в СССРовских справочниках. Спрошу на работе.

Грубо и примерно запасы газа Южный Иолотань-Осман составят 1,5-2,5 трлн. куб. м. Сегодня они завышены на порядок.

В справочнике «Газовые и газоконденсатные месторождения» (М., «Недра», 1975 г.) приведены данные по трем газовым месторождениям, являющимися аналогами месторождения Южный Иолотань-Осман: Самантепе (Туркменистан), Гумбулак и Адамташ (Узбекистан). Подсчет их запасов выполнен по методике ГКЗ СССР. Плотность запасов газа (оценена мной по запасам и размерам месторождений) составляет: Самантепе – 0,79 млрд. куб. м , Гумбулак – 1,45 млрд. куб. м , Адамташ– 0,72 млрд. куб. м [даны величины на 1 кв.км]

Примем пределы изменения плотности запасов от 0,7 до 1,5 при средней 1,0 млрд. куб. м.
Размеры месторождения Южный Иолотань-Осман 92х33 км, примерная площадь – 2430 кв. км. Запасы газа составляют от 1700 до 3645 млрд. куб. м, наиболее вероятные – 2430 млрд. куб. м.
Напомню: Gaffney Cline & Associates давало две оценки запасов Южного Иолотаня-Османа. До 2010 г. — около 6 трлн м³ газа, ближе к нашим дням — 21 триллионов кубических метров.
— — — — —

Только прочитав последнею запись, понял, чего так не хватает многим, а вернее большинству, упоминаемым в СМИ оценкам запасов и ресурсов месторождений: приводится запасы и ресурсов, но не указывается площадь месторождения 🙂

В результате расчетов (две последние строки таблицы) получается, что месторождение Галкыныш площадью в 2700 км2, приняв одни из самых лучших плотностей запасов, взятые по Северное/Южный Парс, получим максимум (In Place) 14 трлн. м3 и извлекаемые 9.8 трлн. м3.

Источники, указанные в таблице

1. http://new.aftershock.su/?q=node/23417
2. http://www.vnipigaz.gazprom.ru/activities/main-object/urengoj.php
http://www.trubagaz.ru/gkm/urengojjskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/
3. Уренгойское газовое месторождение: Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата.
4. http://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars_/_North_Dome_Gas-Condensate_field
5. Газовое месторождение Галкыныш
6. http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=IR
7. http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=QA
8. Северное/Южный Парс
9. http://neftegaz.ru/tech_library/view/4336/
10. http://en.wikipedia.org/wiki/Galkynysh_gas_field
11. http://www.trubagaz.ru/gkm/juzhnyjj-iolotan/
12. http://bgc.bg/upload_files/file/Qatar Report.pdf
13. http://www.trubagaz.ru/gkm/juzhnyjj-pars/

Самое лучше дело для продолжительной и бесплодной нефтегазовой дискуссии сравнивать запасы разных категорий, выбирая одни оценки по минимуму, а другие по максимуму 🙂

Реклама

trubagaz: Добыча газа в мире в 2011 году

Общая добыча газа в мире в 2011 году достигла 3,3091 трлн куб м (напомним, в 2010 году эта цифра составляла 3,275 трлн. куб. м).

В 2011-м году список производителей природного газа выглядел следующим образом.
1. США: 678 млрд куб м (+7% к 2010-му году. К слову, есть и другие данные. В отчете BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 года указано, что добыча природного газа в США в 2011 году составила 651,3 млрд куб м, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 7,7%)
2. Россия : 670,5 млрд куб м (+3,1%, при этом общая добыча, включая сожженный попутный нефтяной газ, составила 687 млрд куб м. В отчете BP Statistical Review of World Energy указано, что в 2011 году России добыла 607 млрд куб м природного газа, рост составил 3,1%)
3. Иран: 151,8 млрд куб м (к слову, в 2011-м году Иран также увеличил экспорт газа на 10,5% до 7,6 млрд куб м)
4. Канада: 150,9 млрд куб м (в прошлом году добыча составляла 152,3 млрд куб м, таким образом, Канада в 2011 году добычу природного газа снизила. Есть и другие данные. В отчете BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 года указано, что добыча природного газа в Канаде в 2011 году составила 160,5 млрд куб м, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 0,3%)
5. Катар: 146,8 млрд куб м (в Катаре наблюдался быстрый рост газодобычи: 25,8%. В 2010-м году добыча природного газа в Катаре составила 116,7 млрд куб м. Интересно, что это увеличение происходит в рамках моратория на развитие новых газовых проектов Катара)
6. Норвегия: 101,3 млрд куб м (на 5 млрд куб м меньше, чем в 2010-м году. В BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 указано — 101,4 млрд куб м, падение на 4,6%)
7. Китай: 101,1 млрд куб м (в 2010-м году было 94,4 млрд куб м. При этом потребление природного газа в Китае в 2011 году достигло 134 млрд куб м, рост составил 20,6%. В отчете BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 указано, что в 2011-м году Китай добыл 102,5 млрд куб м природного газа, рост газодобычи составил 8,1%)
8. Малайзия: 61,8 млрд куб м газа (падение газодобычи составило 1,3%)
9. Саудовская Аравия: 87 млрд куб м (в 2010-м году газодобыча в Саудовской Аравии составила 81,9 млрд куб м. BP Statistical Review of World Energy утверждает, что в 2011 году Саудовская Аравия добыла 99,2 млрд куб м газа, рост газодобычи составил 13,2%)
10. Индонезия: 87 млрд куб м (в 2010-м году эта страна добыла 82,8 млрд куб м природного газа. Согласно BP Statistical Review of World Energy, добыча газа в Индонезии составила 75,6 млрд куб м, уменьшившись на 7,8%)
11. Голландия: 84,4 млрд куб м (согласно данным Eurostat, падение объемов добычи газа в Нидерландах в 2011 году составило 4,6 %. Согласно данным BP Statistical Review of World Energy, добыча природного газа в Голландии в 2011 году составила 64,2 млрд куб м, уменьшившись за год на 9%)
12. Алжир: 74,8 млрд куб м (добыча газа в Алжире в 2011 году снизилась на 12%. BP Statistical Review of World Energy: добыча газа в Алжире составила в 2011-м году 78 млрд куб м, уменьшившись на 3%)
13. Египет: 64,1 млрд (в 2010-м добыча природного газа в Египте составляла 61,33 млрд куб м. BP Statistical Review of World Energy: 61,3 млрд куб м, падение по сравнению с 2010-м годом составило 0,1%)
14. Узбекистан: 63,036 млрд. куб. м (BP Statistical Review of World Energy: 57 млрд куб м, снижение газодобычи на 4,4%)
15. Индия: 47,55 млрд куб м (падение на 8,9% по сравнению с объемом газодобычи 2010-го года. BP Statistical Review of World Energy: 46,1 млрд куб м, падение на 9,3%)
16. Мексика: 50,1 млрд (в 2010-м добыча составляла 59,07 млрд куб м. BP Statistical Review of World Energy: 52,5 млрд куб м, падение на 4,7%)
17. Великобритания: 45,2 млрд куб м (падение газодобычи в Великобритании, согласно данным Eurogas и BP Statistical Review of World Energy, составило -20,8% по сравнению с 2010-м годом)
18. Австралия: 45 млрд. куб. м (-1,3% к 2010-му году)
19. Тринидад и Тобаго: 40,7 млрд. куб. м (-4,2%)
20. Аргентина: 38,8 млрд. куб. м (-3,3%)
21. Пакистан: 39,2 млрд. куб. м (-1,2%)
22. Туркменистан: 59,5 млрд. куб. м (+40,6%)
23. Казахстан: 39,3 млрд куб м (+5,2%)
24. Таиланд: 37 млрд куб м (+2%)
25. Оман: 26,5 млрд куб м (-2,2%)
26. Нигерия: 39,9 млрд. куб. м (+9%)
27. Венесуэла: 31,2 млрд. куб. м (+3,2%)
28. Украина: 20,1 млрд куб м (+0,4%. Согласно BP Statistical Review of World Energy 2012: 18,2 млрд. куб. м, +0,4%)
29. Азербайджан: 25,7 млрд куб м
30. Бангладеш: 19,9 млрд куб м (-0,1%)
http://www.trubagaz.ru/ratings/dobycha-gaza-v-mire-v-2011-m-godu-17-vedushhikh-stran/

zerohedge.com: японская энергетика

23.2.2013
электроэнергия, вырабатываемая на АЭС

Уменьшение более, более чем в 10 раз

http://www.zerohedge.com/news/2013-02-23/memo-japan-it-going-be-cold-winter

— — —

17.1.2013
You Wanted Inflation, You Got It: Japanese Gasoline Price Rises To Eight Month High

— — —

Газовое месторождения Чуньсяо/Ширакаба
В строении Восточно-Китайского моря выделяется девять газовых полей (Pinghu, Tianwaitian, Baoyunting, Canxue, Duanqiao, Kongqiaoting, Wuyunting, Chunxiao и Lushui). Первое промышленное месторождение УВ в Восточно-Китайском море было открыто в 1983 г. (месторождение Пингху (Pinghu)). В настоящее время крупнейшим месторождением УВ является Чуньсяо в прогибе Ксиху (Xihu), его запасы составляют около 70·109 м3. Запасы газа всего Восточно-Китайского моря оцениваются в 7·1012 м3. Две трети запасов приходится на бассейн Ксиху. Работы по изучению Восточно-Китайского моря ведутся главным образом с 1970-х годов, однако в целом регион не является достаточно изученным.

CNOOC estimates net oil reserves of the field at 3.8 million Barrels of oil, and 168.6 BCF of natural gas

trubagaz: сланцевый газ Польши

Польские власти вложили в попытку начать добычу сланцевого газа огромные усилия. «Если у США получилось, то получится и у нас», — рассуждали они. Увы, чуда не произошло. За несколько последних лет в Польше было заключено 113 концессионных соглашений с примерно 30 компаниями – на площади порядка трети страны. Ожидалось, что промышленное производство сланцевого газа начнется в 2015 году.

Проблемы – в сложной геологии (польский сланцевый газ расположен в среднем в полтора раза глубже, чем американский), а также в более слабой инфраструктуре страны (в частности, мало дорог, способных выдержать перевозку тяжелого оборудования). В целом, цену каждой скважины в Польше газета The Miami Herald оценивает в 15 млн долл – по сравнению с 4 млн долл в Barnett Shale в Техасе. Впрочем, цена газа в Европе тоже намного выше. В Польше всего 11 буровых вышек (всего в Европе – 70). В США – порядка 2000.

Подсчет запасов сланцевого потенциала Польши на базе фактических данных так и не состоялся, пока имеют место только умозрительные оценки (поначалу EIA оценила запасы страны в 5,3 трлн куб м, затем Польский геологический институт совместно с USGS оценили запасы в сумму, на порядок меньшую. Новый отчет, согласно информации польской прессы, ожидается в начале 2014 года). Для точной оценки пробурено слишком мало скважин – к настоящему моменту их всего 33. Из них гидроразрывы проводились только в десяти. При этом из этих десяти горизонтальное бурение имело место всего в двух скважинах.

В Институте Костюшко (Kosciuszko Institute) подсчитали, что для того, чтобы индустрия добычи сланцевого газа позволила создать в Польше 155 тыс рабочих мест, нужно бурить 500 скважин ежегодно. При этом Oxford Institute for Energy Studies оценила количество скважин, необходимых для добычи 28 млрд куб м сланцевого газа к 2020 году, в 700-1000 штук, на которые понадобится 100 млн баррелей воды. В настоящее время Польша добывает порядка 4,3 млрд куб м газа в год.

Компания ExxonMobil свернула свою деятельность в Польше в 2012 году, указав, что коммерчески значимого притока газа в двух пробуренных скважинах не получено. Канадская Talisman Energy планирует продать свои польские лицензии. Также Польшу продолжает беспокоить давление Еврокомиссии по поводу возможного запрета добычи сланцевого газа из экологических соображений.

В результате в Польше надежды на сланцевый газ потихоньку тают. Тем не менее, правительство не сдается: в этом году, как ожидается, будет принят закон о налогообложении сланцевой газодобычи. А инвестиционный фонд DnB NORD и компания Deloitte утверждают, что добыча сланцевого газа в Польше может увеличить ВВП страны более чем на 3% в 2013-2022 годах.

http://trubagaz.ru/issue-of-the-day/polsha-slantsevyjj-proval/

— — — — — — —
Полезные ссылки в статье
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/polsha-ne-zhaleet-deneg-na-razvedku-slantsevogo-gaza/
http://www.miamiherald.com/2013/01/24/v-fullstory/3198682/poland-stumbles-as-shale-gas-industry.html
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/slantsevyjj-gaz-v-polshe-ot-razocharovanijj-k-nadezhdam-i-obratno/
http://www.stefczyk.info/wiadomosci/gospodarka/ile-gazu-z-lupkow-ma-polska,6536775831
http://www.europeunconventionalgas.org/newsroom/91/130/New-Kosciuszko-Institute-report-highlights-economic-potential-of-shale-gas/
http://www.kpmg.com/Global/en/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/shale-gas/Documents/cee-shale-gas-3.pdf
http://wyborcza.biz/biznes/1,100896,13293737,KE_w_tendencyjny_sposob_zbiera_opinie_o_gazie_z_lupkow.html
http://bigstory.ap.org/article/ap-interview-poland-have-shale-gas-law-2013
http://www.ekonomia24.pl/artykul/2,972753-Gaz-lupkowy-szansa-dla-Polski.html

— — — — — — —

Итоги по сланцевому газу в Польшу на сегодняшний день:
1) в концессию сдано чуть ли не треть территории страны;
2) пробурено 33 скважины (уважаемый vlasv пишет, что «по состоянию на 1.01.2013 пробурено 39 скважин,бурят 3»), из них гидроразрывы проведены в 10, из них горизонтальных скважин было две;
3) ExxonMobil свою деятельность свернул — пробурил две скважины, газа там не оказалось, и давай до свидания;
4) у Польши всего 11 буровых;
5) вроде как одна скважина стоит 15 млн долл (раньше писали — 11 млн) против 4 млн долл на Беккене (в Польше в среднем сланцы лежат в полтора раза глубже, чем в США, да и дорог подходящих для перевозки всего необходимого добра раз-два и обчелся);
6) для того, чтобы добыча сланцевого газа стала заметно влиять на экономику, нужно от 500 скважин в год;
7) ну и соответственно, сколько там сланцевого газа, в Польше, никто так и не знает.
http://slanceviy-glas.livejournal.com/110031.html#comments

Из комментариев к записи
— Когда говорят про стремительную революцию сланцевого газа в США, забывают, что она началась на рубеже 80-х и 90-х и дала результат в середине нулевых. В Польше всё будет не менее стремительно. Не позднее 2025 года мы первые серьезные результаты увидим. В нашей отрасли ничего и никогда не делалось быстро.
— Заодно и дороги построят. ))
— Кстати, да ))))) Хорошая позитивная мысль 🙂
— надо больше бурить и меньше скулить.
— «Больше жизни, сосиска», — говорил сержант новобранцу, болтающемуся на турнике )))))
— Сам ловлю себя на мысли иногда, что мы объемы, которым бы за гарницей радовались как манне небесной даже не считаем интересным разрабатывать.
— пока что компания Sinopec отчиталась,что добыча газа в 2012 выросла на 15,6% до 16,93 млрд кубов против 16,49 по плану…рост впечатляет. В целом по Китаю за 11 месяцев 2012 добыча газа выросла на 6,8% до 97,6 млрд кубов.
— Польша только в этом году собирается принять налоговые законы по сланцевому газу, а без этих законов долгосрочные инвестиции вряд ли возможны.
Да лицензий выдано много, но работы по ним практически не велось. Сейсмика в основном двухмерная и в смешных объемах. Скважины о которых Вы говорите, в основном параметрические. О добыче на этом этапе идти речь пока не может. Эксон свернул работы по целому ряду причин, в числе которых и политические. Цена поисковых-оценочных скважин довольно велика из-за высокой мобилизационной стоимости, большого отбора керна, широкого набора каротажа и большой глубины скважин. Разведку часто бурят гораздо глубже,чем надо, на всякий случай. Про то что сланцы в Польше в среднем в два раза глубже , чем в США – это бред. Это как сказать , что средняя температура больных в больницах Польши , больше на полградуса, чем температура по больницам США. Сравнивать надо конкретные горизонты в конкретных бассейнах. В той же формации Барнетт на которую Вы ссылаетесь есть и глубины залегания до 4-5 км. А чтобы узнать сколько в Польше сланцевого газа надо бурить скважины и проводить исследования, что они и делают сейчас. Всему свое время.


Карта 1900×1884

http://gazlupkowy.pl/wp-content/uploads/2012/09/Poglądowa-mapa-koncesji-na-poszukiwanie-i-rozpoznawanie-gazu-łupkowego-z-lokalizacją-otworów-poszukiwawczych-shale-gas-wg-stanu-na-07-stycznia-2013-r.jpg

Ernst&Young: Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age

Компания Ernst&Young подготовила отчет «Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age». В документе указано, что природным газом Африки в настоящее время интересуются очень многие – и нефтегазовые мейджоры, и компании поменьше, и национальные нефтегазовые компании других регионов. В отчете Ernst&Young отмечается, что природный газ может стать основой социально-экономического развития континента.

В документе «Are we entering a Golden Age of Gas?», подготовленном EIA в 2011 году, указано, что светлое будущее природного газа связано со следующими предпосылками: 1) ростом потребления природного газа в Китае; 2) более широким использованием газового топлива на транспорте; 3) снижением популярности АЭС после аварии на японской АЭС Фукусима-1; 4) ростом объемов добычи сланцевого газа и масштабов СПГ-торговли.

Доказанные запасы газа в Африке, по оценкам EIA, составляют 14 трлн куб м, что составляет примерно 7,5% всех запасов природного газа в мире. Но запасы газа в Африке постоянно растут: в этом году крупные месторождения природного газа были обнаружены у берегов Танзании (в настоящее время обнаружено порядка 900 млрд куб м газа) и Мозамбика (в настоящее время запасы газа у берегов этой страны оцениваются в 2,8 трлн куб м). Также перспективные структуры обнаружены у берегов Кении и Мадагаскара. При этом основная активность по разведке природного газа сейчас происходит на востоке Африки. Западная Африка традиционно ориентирована на нефть, попутный газ там сжигают в факелах.

Специалисты EIA полагают, что к 2035 году добыча газа в Африке вырастет до 400 млрд куб м в год (потребление – до 170 млрд куб м). Добыча будет расти со скоростью 2,7% ежегодно. Экспорт СПГ из африканских стран к 2035 достигнет 230 млрд куб м.

При этом в Wood Mackenzie подсчитали, что точка безубыточности для африканского СПГ составит 7 долл за MMBTU (247 долл за тыс куб м), а австралийского – 10 долл за MMBTU (353 долл за тыс куб м). В настоящее время СПГ-заводы в Африке расположены в Алжире, Египте, Ливии, Нигерии, Экваториальной Гвинее и Анголе.

Российские нефтегазовые компании в Африке

В планах Gazprom EP International на 2011 год значились проекты в Алжире, Ливии, Намибии (месторождение Куду) и Нигерии (там было основано СП c Нигерийской национальной нефтяной корпорацией Nigaz, название которого наделало много шума из-за созвучности с пренебрежительным прозвищем африканцев). Никакой активности Nigaz с момента основания замечено не было. С месторождением Куду тоже ничего не происходит. Какое-то продвижение «Газпрома» наблюдалось в Алжире, но там последняя новость датирована ноябрем 2010 года: «В ноябре 2010 года по итогам бурения скважины Rhourde Sayah-2, глубина которой составила 4400 м, на участке были открыты запасы углеводородов»). В Ливии проекты (в частности связанные с месторождением Elephant) осложнились революцией.

Африка, впрочем, включена в список приоритетов Газпрома в инвестиционной программе компании на 2012 год в новой редакции.

На Черном континенте (в частности, в Египте) также пытается работать НОВАТЭК, но летом работы были приостановлены. Роснефть планирует строительство нефтепровода из Мозамбика в Зимбабве протяженностью 700 км, а ЛУКОЙЛ на днях приобрел 25% геологоразведочного блока в акватории Сьерра-Леоне по соседству с другим своим проектом. В Западной Африке ЛУКОЙЛ также работает в Кот-д`Ивуаре и Гане.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/gaz-v-afrike-chto-bylo-chto-budet-i-kakova-rol-rossijan/

http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil—Gas/Natural-gas-in-Africa-frontier-of-the-Golden-Age
http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Natural_gas_in_Africa_frontier_of_the_Golden_Age/$FILE/Natural_Gas%20in_Africa.pdf

trubagaz: Газоконденсатное месторождение Фороз

Газоконденсатное месторождение Фороз расположено в 30 км к юго-востоку от иранского острова Киш (рис. 1). В геологическом отношении оно приурочено к нефтегазоносному бассейну Персидского залива – крупнейшей в мире области нефтегазонакопления, в которой сосредоточено до 70% разведанных запасов нефти мира.

В строении Персидского нефтегазоносного бассейна главную роль играют палеозойские, мезозойские и кайнозойские породы, суммарная мощность которых может превышать 15 км. Впадина Персидского залива находится в тылу горно-складчатых сооружений Загроса (береговая часть Южного Ирана), поэтому слагающие его породы образуют систему линейно-вытянутых складок, которые осложнены разрывными нарушениями, прорывающими структурами соляных куполов и региональных поднятий. Такие структурные факторы, как крупные антиклинальные складки, соляные купола, поднятия и разломы обусловливают возникновение структурных ловушек, контролирующих формирование газовых и нефтяных месторождений региона. Кроме того, в разрезе бассейна имеется целый ряд регионально развитых карбонатных и песчано-алевритовых комплексов, обладающих высокими коллекторскими свойствами. Продуктивными являются миоценовые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские преимущественно карбонатные резервуары.

Месторождение Фороз было открыто в 2010 году. Ранее в 2006 году на юго-восточной оконечности острова Киш (рис. 2) было открыто одноименное газоконденсатное месторождение Киш с запасами около 1 трлн. м3 газа и 100 млн. м3 газоконденсата. Геологические же запасы месторождения Фороз составляют не менее 700 млрд. м3 газа и до 300 млн. м3 конденсата.
http://www.trubagaz.ru/gkm/gazokondensatnoe-mestorozhdenie-foroz/


http://interfaxenergy.com/natural-gas-news-analysis/middle-east/isolated-iran-talks-up-gulf-gas-deals/

trubagaz.ru: Катар. Экспорт газа в Европу

В апреле “Газпром” увеличил экспорт газа в Европу на 20,5% по сравнению с тем же периодом прошлого года, а в мае рост ускорился – ежесуточные поставки превышают уровень 2010 г на 27,8%. Причин, как и прежде, две – нестабильность на севере Африки и авария на японской АЭС “Фукусима-1”, после чего европейские регуляторы приняли решение провести стресс-тесты 143 европейских энергоблоков. Тесты будут изучать способности АЭС выдерживать природные катастрофы, в частности, землетрясения и наводнения. В результате могут оказаться закрыты некоторые старые европейские атомные станции. Вкупе с истощающимися газовыми запасами Норвегии, возможной вспышкой нестабильности в Алжире, а также полной неопределенностью со сланцевым газом, будущее “Газпрома” в Европе кажется безоблачным.


Но не все готовы стоять на обочине и смотреть, как наш газовый гигант снимает все сливки. Страной, активно желающей поучаствовать в разделе доходов от благоприятной конъюнктуры, является Катар. Ранее Трубагаз.Ру уже писал о проекте Катарбукко, предусматривающем строительство газопровода по маршруту Катар-Ирак-Турция-Европа. О проекте в последнее время ничего не слышно, но многие аналитики сходятся во мнении, что Катар в будущем интенсифицирует поставки в Европу голубого топлива.

В марте 2010 г Катар высказывал пожелание построить в Болгарии СПГ-терминал. Также компания Qatar Petroleum владеет 67,5% СПГ-терминала South Hook LNG в Великобритании. Кроме того, у компании Qatar Terminal Limited, подразделении Qatar Petroleum, есть доля в итальянском терминале Adriatic LNG. Катар также, согласно официальной информации, высказывал готовность принять участие в строительстве морских терминалов по приему СПГ в Украине.

Стремление Катара участвовать в строительстве СПГ-терминалов в Украине и Болгарии на первый взгляд выглядит неоправданным, учитывая, что СПГ-танкерам нужно проходить загруженный пролив Босфор. Но Турция – верный друг Катара, с которым у нее недавно были подписаны соглашения о военном сотрудничестве, предложила вариант – построить дублирующий канал, параллельный Босфору. Таким образом, доступность Европы для катарского газа в перспективе вырастет, ибо для обеспечения невысокой себестоимости СПГ его необходимо возить большими танкерами.

В целом, Катар производит 77 млн тонн СПГ в год и планирует наращивать мощности. В стране стабильная политическая ситуация и самый высокий ВВП на душу населения в мире, 110,7 тыс долл в год. Внешняя политика, как отмечают наблюдатели, очень разумна, Катар дружит почти со всеми соседями.

Напомню, что доля СПГ в поставках газа в Европу составляла 12% в 2008 г, 16% в 2009 г, и 18% в 2010 г. При этом в 2010 г 41% СПГ было доставлено в Европу из Катара, 22% — из Алжира, 5% — из Египта, 18% — из Нигерии, и 7% — из Тринидада. Источником около 4% СПГ была Норвегия. Активное строительство в Европе СПГ-терминалов вкупе с активностью Катара может ударить по благополучию “Газпрома”. Тем более что со стороны Катара возможен демпинг.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/katar-gotovitsja-brosit-vyzov-gazpromu/

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение

Очень большие карты
tim-o-fay: карта месторождений нефти и газа Западной Сибири
blackbourn: Petroleum Geology of Western Siberia, карта
MEA-1999: б.СССР, Турция
— — — —

Рис. 1. Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. Месторождения Надым-Пурской НГО: 1 – Уренгойское; 2 – Ямбургское; 3 – Медвежье; 4 – Губкинское; 5 – Комсомольское; 6 — Юрхаровское

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в пределах Надым-Пур-Тазовского района (рис. 1).

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей (рис. 1), которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.).

Одной из богатейших НГО с точки зрения суммарных запасов УВ является Надым-Пурская нефтегазоносная область (рис. 1). В ее строении выделяется ряд крупных поднятий, валов (Ямбургский, Уренгойский, Танловский) и сводов, с которыми связано большинство месторождений УВ данной территории. Строение положительных структур осложнено локальными поднятиями, значительная часть которых также является нефтегазоносными.

Анализ распределения месторождения УВ в Надым-Пурской НГО свидетельствует о четком разделении ее на северную нефтегазоносную и южную нефтеносную территории. Так, в северной части известны крупные газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками – Ямбургское, Губкинское и др. В южной части области обнаружены исключительно нефтяные месторождения – Новогоднее, Етынурское, Варьеганское и пр.

Юрхаровское месторождение приурочено к одноименному поднятию северо-восточного простирания. Максимальной амплитуды (более 200 м) поднятие достигает по кровле валанжина.

Осадочный чехол Юрхаровского месторождения имеет мощность около 4 км и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы фундамента на площади не вскрыты.

Юрхаровское месторождение характеризуется одной залежью природного газа, 19 газоконденсатными залежами и тремя нефтегазоконденсатными залежами. Основные продуктивные залежи газа связаны с сеноманскими и валанжинскими отложениями. Сеноманская газовая залежь находится на глубинах 1043–1350 м, валанжинская газоконденсатная – на глубинах 2545–3200 м.

Литература:
Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М.: Недра, 1975. 527 с.
Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. №2. 1999.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н. В. и др., М.: Недра, 1987, 336 с.
http://trubagaz.ru/gkm/jurkharovskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Активы НОВАТЭК


http://www.novatek.ru/ru/business/assets/

Юрхаровское месторождение, открытое в 1970 году, расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Лицензией на разведку и добычу углеводородов на месторождении владеет наше 100% дочернее общество ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ». Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 года. Юрхаровское месторождение — второе по объему добычи и первое по запасам среди месторождений «НОВАТЭКа» и основной источник роста добычи и запасов в среднесрочной перспективе. В ходе выполнения доразведки месторождения в 2007 г. был открыт ряд новых залежей, благодаря чему были увеличены доказанные запасы.
http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение является основным добывающим активом «НОВАТЭКа».
В 2012 году на долю этого месторождения приходилось примерно 25% доказанных запасов природного газа Компании по стандартам SEC (54% от разрабатываемых запасов) и около 60% валовой добычи газа и 63% добычи жидких углеводородов. Лицензия на освоение месторождения действует до 2034 года.

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 году и расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы. Разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.

Запасы месторождения по стандартам SEC на конец 2012 года составляли 436,5 млрд куб. м газа и 23,2 млн т жидких углеводородов. Основная часть запасов газа приходится на валанжинский горизонт. Продуктивные залежи компактно расположены на сравнительно небольшой площади, что повышает эффективность их разработки и освоения с точки зрения капитальных и операционных расходов.

Товарная добыча газа и газового конденсата на месторождении началась в 2003 году и по итогам 2012 года составила 34,1 млрд куб. м газа и 2 672 тыс. т жидких углеводородов. Модель разработки месторождения предусматривает бурение горизонтальных скважин большого диаметра и многозабойных горизонтальных скважин, что позволяет снизить общее количество скважин, необходимых для вовлечения в разработку всех запасов месторождения, и минимизировать капитальные вложения. Диаметр эксплуа тационной колонны скважин, которые бурятся на месторождении, достигает 245 мм, а длина горизонтальной секции ствола скважин превышает 1 000 метров. Стартовый дебит скважин доходит до 4,5 млн куб. м в сутки. В 2012 году на месторождении в эксплуатацию введено 6 новых добывающих скважин, а общий эксплуатационный фонд скважин вырос до 72.

В октябре 2012 года введен в эксплуатацию четвертый пусковой комплекс второй очереди месторождения, который позволяет вывести месторождение на проектную мощность в 36,5 млрд куб. м газа в год. Четвертый пусковой комплекс состоит из двух технологических ниток низкотемпературной сепарации мощностью 3,5 млрд куб. м газа в год каждая.

Также на месторождении введена в эксплуатацию первая очередь дожимной компрессорной станции, состоящей из трех агрегатов суммарной мощностью 75 МВт. Станция необходима для поддержания максимального уровня добычи газа на месторождении.

В 2012 году в рамках реализации плана по освоению нефтяных залежей месторождения была пробурена одна тестовая нефтяная скважина, стартовый дебит которой составил 83 т в сутки.
http://www.novatek.ru/ru/business/producing/yurkharovskoye/

Добыча газа на Юрхаровском месторождении началась в январе 2003 года. С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газо — и конденсатопроводом протяженностью 51 км. В январе 2003 г. Юрхаровское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию.
http://www.vsluh.ru/news/oilgas/83093.html#Icon_In


http://www.fakttv.ru/news/na/9042/

НОВАТЭК:
В 2007 году на Юрхаровском месторождении мы ввели в эксплуатацию установку по производству метанола мощностью 12,5 тыс. тонн в год. Установка является уникальным интегрированным в процесс подготовки газа объектом: в мировой практике нет подобных малотоннажных производств на газоконденсатных месторождениях. Производство метанола непосредственно на месте добычи позволило минимизировать экологические риски, а также снизить операционную себестоимость добычи и повысить стабильность производства.

В 2008 году была запущена вторая очередь Юрхаровского месторождения, что увеличило возможности Компании по добыче газа до уровня более чем 100 млн куб. м в сутки.

В 2009 году НОВАТЭК ввел в эксплуатацию второй пусковой комплекс второй очереди Юрхаровского месторождения. Запуск второго пускового комплекса позволит увеличить возможности Компании по добыче газа и газового конденсата на 7 млрд м3 и 600 тысяч тонн в год соответственно. В рамках второго пускового комплекса Компания ввела в эксплуатацию две технологические нитки низкотемпературной сепарации газа. Ввод второго пускового комплекса позволит увеличить годовой объем добычи на месторождении до 23 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата. Это увеличит производственные мощности Компании по добыче газа до 44 млрд м3 в год.

http://www.novatek.ru/rus/our_business/extraction/yur.html


http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/jamalo_neneckij_ao/jurkharovskoe/7-1-0-702
http://iv-g.livejournal.com/529491.html

Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 – 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей – 3 – 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море».

Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата – 2.11 млн тонн (рис.3) [7]. В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата – 8.5 млн тонн [7]. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 – 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника – Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.

http://burneft.ru/archive/issues/2011-07-08/7

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 г и расположено в ЯНАО, за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова в Надым-Пур-Тазовском районе. Месторождение имеет площадь примерно 260 км2 и расположено в 50 км к востоку от принадлежащего Газпрому Ямбургского месторождения и приблизительно в 300 км к северу от г Новый Уренгой.

Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены на шельфе Тазовской губы, средняя глубина которой составляет 4 метра. Эксплуатационное бурение производится на суше, месторождение осваивается с применением горизонтальных скважин.
Юрхаровское месторождение имеет 1 залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежей и 3 нефтегазоконденсатных залежи.

Глубина залегания углеводородов варьируется от 1 000 до 2 950 метров, при этом валанжинский горизонт, который характеризуется наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи.
Продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории, что повышает эффективность разработки и освоения этих запасов, как с точки зрения капитальных вложений, так и с точки зрения операционных затрат.

Лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов владеет НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, 100% дочернее общество НОВАТЭКа. Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 г.

Доказанные запасы (SEC) месторождения на 31.12.2011 составляют 445,6 млрд м3 газа и 24,2 млн тонн жидких углеводородов.

С магистральным газопроводом Ямбург-Уренгой месторождение соединяется газопроводом протяженностью 51 км. Параллельно идет конденсатопровод.
http://neftegaz.ru/tech_library/view/4443/