какие газопроводы есть у россии

Газовые потоки: что, где, куда и сколько (раскладка)

Давно уже запутался во всех этих газовых хитросплетениях, во всех этих Потоках, кто, сколько, куда и зачем. Хотелось взглянуть на общую картину происходящего, но нигде не попадалось, чтобы было коротко и доходчиво. А тут на одном форуме камрад выдал толковую раскладку, ситуация на текущий момент, так сказать. Решил сохранить себе в блог (может, кому тоже пригодится).
.

«. Но в самых общих чертах нарисовать картину попробую.

Первое. Газотранспортная система «Газпрома».

Итак, ГП в Турцию – 16 млрд м3, две ветки ТП – по 16 млрд м3: одна для Турции, вторая – для Балкан.Итого: СП-1 – 55 млрд м3, ЯЕ – 33 млрд м3, ТП – 33 млрд м3, ГП – 16 млрд м3, всего – 137 млрд м3. Есть еще газопроводы в Финляндию, Эстонию, Латвию и Литву, поэтому округлим до 140 млрд м3.

Второе. Сколько надо?

Это продажи Газпрома в 2018 и 2017 гг. Почему выбраны эти годы? 2019 г. – не показательный, потому что заканчивался транзитный контракт «Газпрома» с Украиной, реально маячила перспектива газовой войны и Европа качала «как не в себя». 2020 г. – не показательный. Потому что Ковид-19. 2021 г. тоже не показательный из-за холодной зимы и весны, «маневров» «Газпрома», да и вообще по нему есть данные только за 6 месяцев.Здесь должно быть 243 млрд м3. Однако не весь этот газ российский. Газа ПАО «Газпром» здесь 201,9 млрд м3, в 2017 г. – 194,4 млрд м3. Из этого объема можно вычесть примерно 10 млрд м3 газа, который в итоге остался на Украине. Отсюда получаем потребность «Газпрома» в транзитных газопроводах на уровне 185-195 млрд м3. А имеем мы уже 140 млрд м3. Добавим СП-2 – будем иметь 195 млрд м3.

Третье. Почему из этих цифр все равно ничего не понять.
Во-первых, потому что потребление газа в Европе может «плавать» год к году на десятки млрд м3 только из за более тёплой или более холодной зимы.
Во-вторых, потому что потребление газа в Европе зависит от объёмов собственной добычи газа, а она снижается, и это снижение может составить до десяти млрд м3 за год.
В-третьих, потому что потребление газа в Европе зависит от того, как дуют ветры в Северном море и светит солнце.
В-четвертых, потому что потребление газа в Европе зависит от того, сколько АЭС и угольных шахт придет в голову им закрыть. Это все может вылиться в десятки млрд м3 газа в год.
В-пятых, объемы импорта российского газа также зависят от возможностей импортировать СПГ и/или уголь, что, в свою очередь, зависит от спроса на СПГ и уголь в Азии.
В-шестых, свет клином на Европе не сошёлся, объём экспорта российского газа зависит от добычи «Газпрома» и внутреннего потребления газа. Внутренние продажи «Газпрома», между прочим, 225 млрд м3. Плюс/минус 10% от этого объема забирает с европейского рынка или высвобождает для него два десятка млрд м3. В России принято решение об ускорении газификации, более широком применении газа в качестве газомоторного топлива, строится несколько ГХК, в том числе в Европейской части. Один ГХК, между прочим – это 40 млрд м3, которые не надо экспортировать по трубам.
Вот почему все эти циферки не имеют значения: сегодня никто не возьмется сказать, даже с точностью до десятка млрд м3, сколько «Газпром» будет экспортировать газа в Европу уже через 3-4 года и сколько ему для этого потребуется магистральных газопроводов. У Европы есть совсем немного времени, чтобы решить: хочет она видеть российский газ или нет. Если хочет, то от неё потребуется демонтировать все юридические препятствия для работы «Газпрома» в Европе. Если не хочет – то не очень-то и надо.
Ещё раз посмотрите на первую картинку. Видите на правом краю пунктирную линию под номером 13? Это так теперь выглядит маршрут «Силы Сибири-2». Честно говоря, в таком виде я его вижу впервые. Когда увидел – аж дух захватило. Сейчас эта пунктирная линия начинается на Ямале (новые и перспективные районы добычи), непринужденно пересекает традиционные районы добычи около Нового Уренгоя и уходит через Монголию прямо в Китай. Эта пунктирная линия означает перспективу (или угрозу) переориентации ВСЕГО российского газового экспорта в Китай».

Налетай, торопись, покупай живопись Газпром 🙂

Источник

Прекратилась прокачка газа по трубопроводу «Ямал–Европа»

С началом газовых суток физический поток по газопроводу «Ямал–Европа» на входе в газотранспортную систему ФРГ по направлению с востока на запад упал до нуля. Об этом свидетельствуют данные немецкого газотранспортного оператора Gascade на 30 октября.

Как уточняется, прокачка газа резко снизилась в промежутке с 09:00 до 10:00 мск, а в период с 10:00 до 11:00 прекратилась вообще.

Более того, согласно информации оператора, в небольших объемах начался реверс газа по трубопроводу в обратном направлении, то есть с запада на восток.

Транснациональный газопровод «Ямал–Европа», проектная мощность которого составляет 32,9 млрд куб. м газа в год, проходит по территории России, Белоруссии, Польши и Германии. При этом польские потребители получают голубое топливо не только напрямую из РФ, но и по виртуальному реверсу из Германии. В том случае, если заявка на виртуальный реверс превосходит прямой физический поток, газопровод способен переходить в физически реверсный режим.

25 октября «Газпром» заявил, что поставляет газ в Европу в соответствии с заявками потребителей и согласно действующим контрактам. В тот день прокачка газа по газопроводу «Ямал–Европа» упала до 333 тыс. куб. м в час с около 0,5 млн куб. м в час 22 октября.

До этого, 19 октября, постпред РФ при Евросоюзе Владимир Чижов указал, что Россия не имеет отношения к энергетическому кризису в ЕС. Он также подчеркнул, что Россия не против поставлять Европе больше газа, однако заявок не получала.

15 октября заместитель главы Европейской комиссии Франс Тиммерманс подчеркнул, что Россия не занимается манипулированием цен на рынке и полностью выполняет контракты по поставкам газа в Евросоюз.

Источник

Транспортировка

Фоторепортажи

Единая система газоснабжения России

«Газпром» располагает крупнейшей в мире газотранспортной системой. Ее основная часть входит в состав Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа в европейской части России и Западной Сибири. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

Основные активы и проекты Группы «Газпром» в транспортировке и подземном хранении газа

Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки, ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках.

Газовые артерии Бованенковского месторождения

Общая протяженность газотранспортной системы на территории России составляет 176,8 тыс. км. В транспортировке газа используются 254 компрессорные станции с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 46,8 тыс. МВт.

Компрессорная станция «Атаманская»

Центральная диспетчерская «Газпрома»

Единая система газоснабжения России управляется из Центральной диспетчерской «Газпрома». Здесь осуществляется круглосуточный контроль обеспечения надежного и бесперебойного снабжения природным газом российских и зарубежных потребителей.

Центральная диспетчерская «Газпрома»

Объемы транспортировки

Поступление газа в ГТС «Газпрома» на территории России и объем газа, использованный на собственные технологические нужды ГТС, млрд куб. м

Оказание для ПАО «Газпром» услуг по транспортировке газа по территории сопредельных государств, млрд куб. м

За год, закончившийся 31 декабря

Через газоизмерительную станцию «Иматра» (для поставки в Финляндию)

Доступ независимых производителей газа

«Газпром» предоставляет недискриминационный доступ к газопроводам независимым компаниям. В 2020 году услуги по транспортировке газа по газотранспортной системе «Газпрома» на территории Российской Федерации оказаны 20 компаниям. Объем транспортировки составил 129,0 млрд куб. м газа.

Данные об услугах по транспортировке газа компаний, не входящих в Группу «Газпром»

Надежность газотранспортной системы

Надежность функционирования газотранспортной системы «Газпрома» обеспечивается благодаря внедрению прогрессивных методов диагностики, своевременному проведению капитального ремонта и планово-предупредительных работ.

Капитальный ремонт магистрального газопровода

В компании используется современная система планирования капитальных ремонтов на основе методологии управления техническим состоянием и целостностью ГТС. После проведения анализа рисков и оценки системной значимости приоритет отдается тем объектам, ремонт которых даст максимальный эффект. Такой подход позволяет одновременно повышать уровень технической надежности производственных объектов, оптимизировать объем выполняемых работ и эффективно расходовать финансовые ресурсы.

Данные о капитальном ремонте газотранспортной системы на территории России

Капитальный ремонт участка магистрального газопровода «Макат — Северный Кавказ»

Развитие газотранспортной системы

Для повышения надежности поставок газа, развития газоснабжения и газификации российских регионов, выполнения экспортных обязательств «Газпром» реализует проекты строительства газотранспортных мощностей.

Ввод в эксплуатацию новых МГ и газопроводов-отводов, км

Сварка первого стыка газопровода «Ухта — Торжок — 2»

Источник

Газопроводный транспорт России

Материал из Documentation.

Газопроводный транспорт России — один из основных видов российского трубопроводного транспорта, осуществляющий транспортировку природного газа.

Общая длина магистральных газопроводов составляет 179,3 тыс. км (2018). [1]

Главные газопроводы проходят из Западной Сибири и Тимано-Печорского бассейна в центр Европейской части страны и затем тремя пучками расходятся через Белоруссию в Западную Европу, через Украину в Западную и Юго-Восточную Европу и через Северный Кавказ в Закавказье. [2]

Основные газопроводы: Уренгой — Челябинск, Уренгой — Петровск — Новопсков (Украина), Уренгой — Надым — Пунга — Ухта — Грязовец, Ухта — Грязовец — Торжок («Сияние Севера»), Уренгой — Помары — Ужгород, Ямбург — Западная Европа («Прогресс»), Ямал — Европа; Оренбург — Александров Гай — Новопсков — Ужгород («Союз»), Газли (Узбекистан) — Челябинск — Екатеринбург («Бухара — Урал»), Газли, Шатлык и Белек (оба — Туркменистан) — Александров Гай — Петровск — Воскресенск («Средняя Азия — Центр»). На юге Западной Сибири действует магистральный газопровод Сургут — Омск — Новосибирск — Кузбасс. Все магистральные газопроводы объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ). Наряду с крупными магистральными газопроводами, функционирует ряд изолированных локальных систем газопроводов, получающих газ из местных источников: Калининградская (соединена с системой газопроводов Литвы и Белоруссии), Норильская, Якутская (в районе г. Якутск) и Камчатская. [3]

Содержание

[править] Единая система газоснабжения

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения России (ЕСГ). ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. [4]

Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках. Протяженность ЕСГ составляет 165 тыс. км. Средняя дальность транспортировки по ЕСГ: внутри России — 2785 км, на экспорт — 3430 км. В транспорте газа используются 211 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 41,7 млн кВт. Единая система газоснабжения России принадлежит «Газпрому». В 2011 году введены в эксплуатацию магистральные газопроводы и отводы протяженностью 2,47 тыс. км. [5]

ЕСГ загружена практически полностью. Например, в 2011 году с учётом газа «Газпрома», независимых производителей и производителей из государств Средней Азии в ЕСГ поступило всего 683 млрд куб. м. [6]

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью ЕСГ и расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в ЕСГ, обеспечивать гибкость и надежность поставок газа. Сеть ПХГ обеспечивает в отопительный период до 20 % поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта величина может превышать 30 %. На территории Российской Федерации расположены 25 подземных хранилищ с объемом оперативного резерва 65,2 млрд куб. м газа. [7]

[править] Газопроводы

[править] Ямал — Европа

Газопровод Ямал — Европа был введён в эксплуатацию в 1999 году. Трасса проходит по территории России, Белоруссии и Польши. Линейная часть газопровода имеет протяженность 1997 км от компрессорной станции «Торжок» в России до соединения с газопроводом «СТЕГАЛ» в Германии. С 1 января 2006 года после ввода пятой КС в Польше польская часть магистрали Ямал — Европа вышла на полную проектную производительность — около 33 млрд куб. м в год. [8]

[править] СРТО

В настоящее время осуществляется строительство газопровода СРТО — Торжок от Уренгойского месторождения. Проектная мощность — 20,5-28,5 млрд куб. м в год. Протяженность газопровода составляет 2,2 тыс. км. Проект дает возможность увеличить мощности по поставкам газа потребителям Северо-Западного региона России, а также экспорту газа по газопроводу Ямал — Европа. [9]

Для обеспечения транспортировки увеличивающихся объемов газа с разрабатываемых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона проводится расширение Уренгойского газотранспортного узла. [10]

[править] Северный поток

Магистральный газопровод Nord Stream через Балтийское море соединит Россию и Евросоюз. Nord Stream будет доставлять до 55 млрд куб. м газа в год. [11]

Согласно прогнозам импорт газа в страны Европейского Союза возрастет в ближайшее десятилетие примерно на 200 млрд куб. м, или более чем на 50 %. «Северный поток» сможет удовлетворить около 25 % этой дополнительной потребности в импортируемом газе. [12]

Технические параметры Северо- Европейского газопровода: протяженность — 1200 км, диаметр — 1220 мм, рабочее давление — 210 атмосфер, проектная мощность — 27,5 млрд куб. м на первом этапе и 55 млрд куб. м при полном развитии. [13]

Основной ресурсной базой для поставок Газпромом природного газа по Nord Stream определено Южно-Русское газонефтяное месторождение, являющееся одним из крупнейших в мире. Месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Запасы газа месторождения оцениваются более чем в 1 трлн куб. м. [14]

В качестве дополнительных ресурсов для поставок по Nord Stream позднее будут использоваться месторождения полуострова Ямал, Обско-Тазовской губы и Штокмановское месторождение. [15]

Руководит строительством компания Nord Stream AG — совместный проект трех крупных концернов: OAO Газпром, Винтерсхалл АГ (подразделение BASF CE) и Э. ОН Рургаз АГ (подразделение E. ON AG). [16]

Nord Stream будет поставлять газ в Германию, откуда далее он может быть транспортирован в Данию, Нидерланды, Бельгию, Великобританию и Францию. Проект открыт для планирования трубопроводов-отводов для подачи газа потребителям других европейских стран, Северного и Западного регионов. [17]

В частности, в рамках данного газопровода предполагается поставлять газовым операторам европейских стран: Dong Energy, Дания — 1 млрд куб. м в год, E. ON Ruhrgas, Германия — до 4 млрд куб. м в год, Gaz De France, Франция — 2,5 млрд куб. м в год, Gazprom Marketing & Trading, Великобритания — до 4 млрд куб. м в год, Wingas, Германия — до 9 млрд куб. м в год. [18]

Строительство Nord Stream предоставит возможность устроить разные ветки газопровода из России: из Ямала, из Штокманского шельфа в Европу. При этом будут миноваться транзитные Украина и Польша. В эксплуатации СЕГ будет значительно дешевле. Те 4, а может быть 6 млрд долларов, которые придется вложить в строительство, окупаются уже в первом году эксплуатации этого газопровода. [19]

Польша за газовый транзит по газопроводу Ямал-Европа получает в настоящее время приблизительно 1 млрд долл. в год. При строительстве СЕГ Польша и Литва потеряют возможность зарабатывать дополнительно на транзите. Но то, что у них есть, они сохраняют. [20]

Благодаря новому газопроводу можно значительно увеличить доставку газа из России в Западную Европу. В Германии сейчас 30 % газа используется из России, после строительства ожидается 40 %. Кроме того, от газопровода пойдут ответвления в Калининградскую область (минуя транзит через Литву) и в Скандинавию. [21]

Маршрутизация этого газопровода будет проходить там, где риск минимален. Напомним, что по Балтийскому морю уже проложен газопровод из Норвегии. [22]

В ноябре 2011 года «Газпром» (51 % в проекте) вместе со своими иностранными партнерами немецкими Wintershall Holding и E.ON Ruhrgas (по 15,5 %), французской GDF Suez и нидерландской Gasunie (по 9 %) запустил в эксплуатацию первую нитку газопровода «Северный поток». [23]

8 октября 2012 на балтийском побережье России в бухте Портовая состоялись торжественные мероприятия, посвященные вводу в эксплуатацию второй нитки газопровода «Северный поток». [24] [25]

[править] Прикаспийский газопровод

По предполагаемому маршруту Прикаспийской трубы с советских времен лежит третья ветка системы «Средняя Азия — Центр» (САЦ-3). По ней на экспорт в Россию идут небольшие объемы (около 4 млрд куб. м) переработанного попутного нефтяного газа с месторождений в западной части Туркмении. Известно, что небольшая модернизация линейной части и компрессорных станций может увеличить пропускную способность ветки до 10 млрд куб. м. При этом новый стандартный газопровод (с нормальным рабочим давлением) способен перекачивать около 30 млрд куб. м ежегодно, для чего необходимо подготовить новую ресурсную базу в туркменском и казахском секторах Каспия. [26]

Лидеры России, Казахстана и Туркменистана в мае 2007 г. торжественно подписали декларацию о намерениях по реализации проекта. Сроки пока не опубликованы. [27]

[править] Голубой поток

«Голубой поток» предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны. Проект дополняет уже действующий газотранспортный коридор из России в Турцию через территорию Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии. Основным партнером «Газпрома» при строительстве «Голубого потока» выступала итальянская компания «ЭНИ». В строительстве принимали участие несколько тысяч специалистов из России, Италии и Турции. [28]

Морская часть газопровода лежит на глубинах до 2150 м в условиях агрессивной сероводородной среды. Применялись трубы из высококачественной коррозийно-стойкой стали с внутренним и внешним полимерным покрытием. [29]

Начало газопроводу было положено в 1997 г., когда между Россией и Турцией было подписано межправительственное соглашение. В рамках этого соглашения «Газпром» заключил коммерческий контракт с турецкой фирмой «Боташ» на поставку 365 млрд куб. м газа в Турцию по газопроводу «Голубой поток» в течение 25 лет. [30]

В ноябре 2005 года на газоизмерительной станции Дурусу в районе г. Самсун (Турция) состоялись торжественные мероприятия, посвященные реализации проекта «Голубой поток». [31]

Общая протяженность газопровода «Голубой поток» составляет 1213 км. Газопровод условно делится на три зоны: сухопутный участок на российской стороне от г. Изобильное Ставропольского края до п. Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Черного моря длиной 373 км; морской участок от п. Архипо-Осиповка Краснодарского края (Россия) до терминала «Дурусу», расположенного в 60 км от г. Самсун (Турция) длиной 396 км; сухопутный участок на турецкой стороне от г. Самсун до г. Анкара длиной 444 км. [32]

Морской участок газопровода включает в себя одну из крупнейших в мире и уникальных по своим характеристикам КС «Береговую». Ее мощность — 150 МВт, что позволяет создать давление на выходе 250 атм. [33]

Диаметр газопровода «Голубой поток»: равнинная часть сухопутного участка — 1400 мм, горная часть сухопутного участка — 1200 мм, морской участок — 610 мм. [34]

Проектная мощность газопровода составляет 16 млрд куб. м газа в год. [35]

Общая стоимость газопровода «Голубой поток» составляет 3,2 млрд долл. [36]

[править] Починки — Изобильное

Газопровод Починки — Изобильное является частью системы газопроводов Россия — Турция. Проектная производительность — 26,2 млрд куб. м в год. Ввод газопровода обеспечит возможность подачи газа с месторождений Надым-Пур-Тазовского региона в газопровод «Голубой поток». В настоящее время в стадии активной реализации находится проект по строительству линейного участка Петровск — Фролово — Изобильное. [37]

[править] Алтай

В 2006 года руководители «Газпрома» и Китайской национальной нефтегазовой компании подписали «Протокол о поставках природного газа из России в КНР». Предполагается, что российский природный газ начнет поступать в Китай в 2011 году. [38]

Значимость «китайского вектора» тесно связана с газпромовскими программами формирования новых центров газодобычи — на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. [39]

В настоящее время доля природного газа в энергобалансе КНР непрерывно увеличивается. Сейчас она составляет 3 %, к 2010 году — возрастет до 7 %. По самым скромным оценкам, потребность КНР в газе уже в 2008 году составит 97 млрд куб. м, а в 2010 году — от 103 до 120 млрд куб. м. [40]

Российский природный газ будет поступать в КНР из Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России по двум маршрутам — западному, из районов традиционной российской газодобычи, и восточному — с месторождений острова Сахалин. [41]

Планируемый годовой объем поставок — 68 млрд куб. м. При этом приоритет отдается западному маршруту, рассчитанному на поставки 30 млрд куб. м. газа в год. [42]

Для реализации поставок на первом этапе из Западной Сибири предусматривается создание новой трубопроводной транспортной системы «Алтай» в уже существующем транспортном коридоре с последующим продолжением через горы. При строительстве газопровода предполагается использовать трубу диаметром 1420 мм. [43]

Первый газ попадет в Китай по газопроводу «Алтай» через западный участок российско-китайской границы и соединит месторождения Западной Сибири с Синьцзян-Уйгурским автономным районом на западе Китая, где вольется в китайский трубопровод «Запад — Восток», по которому газ дойдет до Шанхая. Протяженность магистрали — 2800 км. [44]

[править] Сахалин-1

По данным Минпромэнерго, добыча нефти в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока вырастет до 74 млн тонн за счет начала промышленной добычи на таких крупных месторождениях, как Ванкорское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Верхнечонское, Талаканское, и выхода на проектную мощность проектов Сахалин-1, 2. Промышленная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке начинается на наиболее подготовленных к эксплуатации месторождениях шельфа о. Сахалин — проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2». [45]

За счет поставок газа с месторождений проекта «Сахалин-1» предполагается осуществлять газификацию потребителей Сахалинской области и Хабаровского края. Для газификации Приморского края планируется продление газотранспортной системы «Сахалин-Хабаровск» до Владивостока. [46]

Операторы проекта планировали продавать топливо в том числе и в страны АТР, однако «Газпром» официально объявил о собственных планах по строительству трубопровода «Сахалин-Владивосток». Это объявление, по мнению аналитиков, должно показать собственникам газа с проекта «Сахалин-1», куда им придется отправлять добытый газ. «Газпром» назвал газ с проекта «Сахалин-1» безальтернативным источником для газификации Дальнего Востока страны, чем смешал все карты оператору проекта — ExxonNeftegas. [47]

[править] Сахалин-2

Оператором проекта «Сахалин-2» является компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (Sakhalin Energy). Акционеры Sakhalin Energy: ОАО «Газпром» (50 % плюс одна акция), Shell Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие Royal Dutch Shell plc., 27,5 % минус одна акция), Mitsui Sakhalin Holdings B. V. (дочернее предприятие компании Mitsui & Co. Ltd., 12,5 % акций), Diamond Gas Sakhalin B. V. (дочернее предприятие компании Mitsubishi Corporation, 10 % акций). [48]

В 1994 года Royal Dutch Shell plc., Mitsui & Co. Ltd. и Mitsubishi Corporation основали компанию Sakhalin Energy для освоения Пильтун-Астохского и Лунского месторождений на северо-восточном шельфе острова Сахалин в рамках проекта «Сахалин-2». В 1996 году началась реализация первого этапа проекта. В 2003 году был дан старт второму этапу проекта. [49]

В рамках проекта «Сахалин-2» предусмотрено поэтапное освоение Пильтун-Астохского нефтяного и Лунского газового месторождений. Оба месторождения расположены в 13-16 км от северо-восточного побережья острова Сахалин. Суммарные извлекаемые запасы этих двух месторождений составляют порядка 150 млн тонн (свыше 1 млрд баррелей) нефти и 500 млрд куб. м (18 трлн куб. футов) газа. [50]

Проект «Сахалин-2», годовые мощности двух очередей которого по производству СПГ в целом достигают 9,6 млн тонн, имеет значительный потенциал роста за счет возможного строительства 3-й очереди завода. Экспорт СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» (в основном в Японию, на американский рынок и в Корею) начнется в 2008 году. [51]

[править] Сахалин-3

В настоящее время ОАО «Газпром» изучает варианты организации газоснабжения потребителей Приморского края, в том числе путем продления газотранспортной системы «Сахалин — Хабаровск» до Владивостока. Ресурсной базой для данного газопровода на первом этапе должен стать газ проекта «Сахалин — 1», который ОАО «Газпром» готово приобретать у акционеров этого проекта. [52]

С ростом объема поставок трубопроводного газа потребителям Дальнего Востока и на экспорт будут введены в эксплуатацию месторождения проекта «Сахалин — 3», перспективные объекты шельфа о. Сахалин и месторождения Якутского центра газодобычи со строительством газотранспортной системы «Якутский центр газодобычи — Хабаровск». [53]

Источник