Основные направления транспортировки газа в россии: Определите основные направления транспортировки газа и нефти в России

Основные направления поиска нефти и газа в России. | Lithology.Ru

Рис.3. Динамика средних значений запасов новых нефтяных месторождений (категории А+В+С₁+С₂) Западной Сибири (1) и России (2).

Отсюда становится ясно, что стабилизация или рост добычи нефти 8 России в объемах, намеченных энергетиче­ской стратегией России на период до 2020 г., невозможны без подго­товки новых запасов в новых районах.

   Распределение перспективных и прогнозных ресурсов нефти по нефтегазоносным провинциям России неравномерно. Около полови­ны (48 %) сосредоточено в Запад­ной Сибири, 20 % — в Восточной Сибири, 18 % — на шельфах морей, 15 % — в европейской части России.

   По газу картина существенно не меняется. Доминируют Западная (50 %) и Восточная (24 %) Сибирь, далее следуют шельфы (18 %) и ев­ропейская часть России (8 %).

   В Западной Сибири, где в 2005 г. было добыто 325 млн. т. нефти (не считая газовый конденсат), т.е. 70 % общероссийского производства, Уровень разведанности НСР состав­ляет около 46 %. Интересно про­следить, как уровень разведанности менялся в зависимости от объёмов бурения. Как видно на рис. 4, основные открытия и приросты за­пасов падают на период до конца 80-х гг.

Рис.4. Динамика разведанности ресурсов нефти и разбуренности Западно-Сибирской (А), Волго-Уральской (Б) и Тимано-Печёрской (В) нефтегазоносных провинций.

По существу современный уровень разведанности НСР был по­лучен к началу 90-х гг., когда плот­ность бурения составила 20 м/км³, а уровень разведанности — 44 %. В дальнейшем, несмотря на рост объ­емов бурения, уровень разведанно­сти НСР не увеличивался, а порой в2001-2002 гг. даже понижался из-за списания запасов. Это подтвержда­ется результатами геологоразве­дочных работ. За последние 15 лет в Западной Сибири не было откры­то ни одного крупного нефтяного месторождения, а только мелкие с запасами до 3 млн. т. (таких место­рождений несколько десятков) и единицы крупных и средних по запасам (Ванкорское и др.). Чтобы оценить перспективы поисков но­вых месторождений, важно пред­ставить распределение прогнозных ресурсов по площади провинции. Бо­льшая часть земель с высокой плотно­стью НСР (более 30 тыс. т/км²) нахо­дится   в   распределенном   фонде недр. На эти лицензионные участки приходится 93% выявленных нефтяных и газовых месторождений на которых ведется добыча нефти и газа. Нераспределенный фонд, занимающий 62% площади про­винции, характеризуется невысо­кими показателями. Плотность НСР здесь на 3 раза ниже, чем в распределенном фонде. Более по­ловины площади нераспределен­ного фонда имеет плотность НСР ниже 10 тыс. т./км².

   Основные направления геологоразведочных работ в Западной Сибири связаны с поисками нефти и газа в линзовидных песчаных телах и клиноформах юры и мела. В этих отложениях прогнозируется открытие мелких и средних по за­пасам нефтяных месторождений. Перспективы обнаружения залежей УВ в отложениях фундамента оце­ниваются как невысокие. Породы фундамента Западной Сибири вскрыты более чем 4200 глубокими скважинами. Промышленные при­токи и нефтегазопроявления уста­новлены на 78 площадях. В подав­ляющем большинстве залежи и нефтепроявления связаны с раз­личными формами выступов и кора-ми выветривания палеозойских по­род, перекрытых мезозойской по­крышкой. В единичных случаях по­лучены притоки нефти из горизон­тов, залегающих ниже поверхности размыва (Малоичская и другие структуры). Ряд исследователей рассматривают доюрские породы Западной Сибири как западное продолжение нефтегазоносных толщ Восточной Сибири и этим обосновывает высокие перспективы их нефтегазоносности. Нам пред­ставляется, что полного тождества в строении разрезов доюрских комплексов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и раз­резов Восточной Сибири не имеет­ся. Главное отличие заключается а том, что в разрезах Восточной Си­бири широко распространены осад­ки рифейского и вендского возраста. ОВ которых многими исследователями рассматриваются как главный источник формирования залежей в рифейских, вендских и кембрийских отло­жениях. В разрезах же Западной Сибири рифейские и вендские тол­щи отсутствуют. Во всяком случае, породы, древнее кембрийских, в разрезах скважин не встречены.

   Породы доюрского комплекса Западной Сибири должны, как и прежде, рассматриваться в качестве попутного объекта поисков при геологоразведочных работах по традиционным направлениям на отложения нижнего мела и юры.

   Бесспорно, вторым, после За­падной Сибири, регионом по величи­не ресурсов нефти и газа является Восточная Сибирь. В ее пределах со­средоточено около 20 % неразве­данных ресурсов нефти России. В отличие от Западной Сибири, УВ-потенциал этого региона практически не освоен (уровень разведанности 9 %), что позволяет прогнозировать здесь открытие крупных месторож­дений. Результаты геологоразве­дочных работ на Непско-Ботуобинской, Байкитской антеклизах и в Катангской седловине, в пределах ко­торых открыт целый ряд нефтяных и газовых месторождений, в том числе Верхне-Чонское, Чаядинское, Талаканское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское с запасами нефти от 42 до 160 млн. т., Ковыктинское и Лево­бережное газовые с запасами до 2 трлн. м³ на Ангаро-Ленской ступени, подтверждают высокие перспективы нефтегазоносности.

   Все выявленные месторожде­ния тяготеют к южной части Вос­точно-Сибирского региона. Север­ные же районы (Тунгусская синеклиза, Лено-Анабарский и Предверхоянский прогибы, Анабарский свод) изучены очень слабо, и их освоение является задачей ближай­шего будущего. Всего извлекаемые прогнозные ресурсы нефти Сибир­ской платформы оценены в объеме 10,7 млрд. т., газа — 33,7 трлн. м³.

   На базе запасов открытых мес­торождений начато строительство первой очереди магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан. Одновременно вдоль трассы нефтепровода и в прилегаю­щих районах развернуты геоло­горазведочные работы по поискам новых месторождений.

   Основными объектами поисков являются рисфей-вендские и нижне­кембрийские терригенные и карбо­натные породы. Месторождения име­ют сложное строение. Как правило, это антиклинальные складки, разби­тые многочисленными разломами на блоки. Строение месторождений до­полнительно осложнено траппами и силами магматических пород.

   Решающую роль в сохранности залежей нефти и газа в рифей-вендских резервуарах играет нижне-среднекембрийская соленосная толща. За пределами ее распро­странения месторождений УВ не обнаружено.

   Всего на территории Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции, занимающей большую часть площа­ди Восточной Сибири, выявлено 36 нефтяных и газовых месторожде­ний. Открытие большинства из них, в том числе самых крупных, о которых говорилось выше, падает на период 1970-1989 гг.

   Уменьшение числа открытий обычно связывают с сокращением объемов поисково-разведочного бурения. Помимо этого фактора необходимо учитывать и ресурс­ный фактор. Высокая эффектив­ность поисков и разведки нефти и газа была получена на начальном этапе геологоразведочных работ, когда бурение было сосредоточе­но на наиболее перспективных структурах приподнятых зон Непско-Ботуобинской, Байкитской антеклиз и Катангскай седловины. Эти зоны характеризуются максимальной плотностью НСР — более 200 тыс. т.УВ/км².

   По мере перемещения геоло­горазведочных работ на склоны поднятий, во впадины и прогибы успешность разведки снижается. В этом же направлении уменьшается плотность НСР до 10 тыс. т УВ/км².

   Интересно сравнить по показа­телям удельной плотности НСР нефтегазоносные провинции Запад­ной и Восточной Сибири. Так, сред­няя плотность НСР в Западной Си­бири составляет 106 тыс. т УВ/км², а в Восточной Сибири — 18 тыс. т УВ/км², т.е. почти в 6 раз меньше. По нефти эта разница еще более разительна — 34 против 4 тыс. т, т.е. почти в 9 раз. Плотности НСР на участках распре­деленного и нераспределенного фондов недр также существенно отличаются. В Западной Сибири 187 и 59 тыс. т УВ, в Восточной -68 и 16.

   Приведенные данные подчерки­вают сложность задачи по обеспече­нию нефтью сооружаемого нефте­провода Восточная Сибирь — Тихий океан. Как известно, нефтепровод проектируется из расчета транспор­тировки 50 и 80 млн. т/год. Сегодня же на базе запасов открытых место­рождений можно говорить о добыче до 25 млн. т. В настоящее время в МПР России и Роснедре проводится политика концентрации геолого­разведочных работ на участках, прилегающих к трассе нефтепрово­да. По-видимому, решение о строи­тельстве второй очереди нефтепро­вода от железнодорожной станции Сковородино до Находки должно зависеть от результатов геоло­горазведочных работ.

   Нефтегазовый комплекс евро­пейской части России играет суще­ственную роль в энергообеспечении экономики России.

    Начальные суммарные ре­сурсы нефти нефтегазоносных провинций европейской части Рос­сии составляют 23 % нефтегазовой провинции РФ. Перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются в объеме 8,2 млн. т. Большая часть неразведанных ресурсов не­фти приурочена к Волго-Уральской (52 %) и Тимано-Печорской (32 %) провинциям, в Прикаспийской и Северо-Кавказской — соответственно 7 и 9 %. Распределение ресурсов газа иное: максимум приходится на Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию (55 %). В остальных ре­гионах распределение равномер­ное (11-18 %). Всего неразведан­ные ресурсы газа оцениваются в объеме 11 трлн. м³.

   Начальный ресурсный потенци­ал большинства нефтегазоносных провинций европейской части России в значительной степени разведан.

   Состояние разведанности НСР хорошо иллюстрируется графика­ми зависимости степени разведан­ности НСР нефти от плотности бу­ровой изученности.

   По Волго-Уральской провин­ции, начиная с 70-х гг., отмечается замедление роста показателя раз­веданности недр при достаточно высоком темпе повышения буровой изученности (см. рис. 4, Б). Более оптимистическая картина наблюда­ется на графике динамики разве­данности недр Тимано-Печорской провинции, где параллельно подъе­му кривой роста плотности бурения поднимается кривая разведанности НСР (см. рис. 4, В).

   На Северном Кавказе степень разведанности НСР с 80-х гг. вы­росла всего на 3 %, т.е. в сумме до-буровой изученности возросла на 31 м и составила 101 м/км².

   Проведенный ретроспектив­ный анализ изменения разведанно­сти НСР в зависимости от плотно­сти глубокого бурения свидетель­ствует о том, что в этих районах традиционные направления поис­ково-разведочных работ практиче­ски исчерпаны и необходимо пере­ходить на новые направления и объекты, недостаточно вовлеченные в геологоразведочный процесс. Возможно, следует также пе­ресмотреть оценки НСР некоторых регионов (например, Северного Кавказа), которые могут оказаться завышенными.

   Исходя из анализа состояния сырьевой базы, остановимся на наиоолее важных направлениях геологоразведочных работ, кото­рые могли бы способствовать под­держанию нефтегазового комплек­са европейской части России.

   Это, прежде всего, Прикаспий­ская нефтегазоносная провинция, занимающая лидирующее место по оценкам неразведанных ресурсов газа и в которой в последние годы получены новые принципиальные геологические данные о перспективах нефтегазоносности.

   Большая часть ресурсов нефти этого региона сконцентрирована в пермских и нижне-среднекаменноугольных комплексах; верхнедевон-нижнекаменноугольных и средне-верхнеденонских отложениях. Наименее изучены верхнедевон-нижнекаменноугольный и сред­не-верхнедевонский комплексы, признаки нефтегазоносности в ко­торых зафиксированы на Астрахан­ском своде, в Базыровской зоне в Каинсайской и Буранной парамет­рических скважинах (Оренбургская область). В сверхглубокой скважи­не Черная Падина (Саратовская об­ласть) из саргаевско-семилукских слоев верхнего девона получен приток газа и принципиально новые геологические результаты: в интер­вале 4550-5580 м вскрыты мелекесско-верейские терригенные отло­жения мощностью более 1000 м, распространенные, возможно, в за­падной бортовой части Прикаспий­ской впадины и имеющие, вероят­но, клиноформный генезис. С клиноформными ловушками по анало­гии с другими регионами могут быть связаны крупные залежи УВ.

   Перспективным может оказаться также западный внешний борт Прикаспийской впадины: Уметовско-Линевский палеопрогиб, где формировались шельфовые карбо­наты средне-верхнефранского воз­раста с развитием органогенных построек. В пределах некомпенси­рованных прогибов объектами поисков могут стать также внутрибассейноеые рифы.

   В Урало-Поволжье за послед­ние годы определены и эффектив­но реализуются новые перспектив­ные направления поисков нефтя­ных месторождений в терригенных отложениях девона, связанных с системой грабенов и горстов. С эти­ми   отложениями,   а  также  турней-верхнедевонским карбонатным и нижнекаменноугольным терригенным комплексами связано 82 % приростов запасов нефти за по­следнее 10-летие.

   Другим важнейшим регионом европейской части России, где воз­можно открытие новых крупных месторождений нефти и газа, явля­ется Предуральский прогиб, вклю­чая его надвиговый пояс. Он протя­гивается от Баренцева моря на се­вере до Прикаспийской впадины на юге и является составной частью Волго-Уральской и Тимано-Печор­ской провинций.

   К характерной особенности этого региона относится широкий стратиграфический диапазон нефте­газоносности от рифей-вендского, ордовикского, силурийского и ниж­недевонского до верхнепермского возраста. В нижнедевонских отло­жениях перспективными объектами могут стать барьерные рифы.

   В Тимано-Печорской провин­ции наибольшее число месторож­дений и залежей и полученных по ним приростов запасов нефти приу­рочено к среднедевон-нижнефран-скому (75 %), ордовик-нижнедевонскому (15 %) и турне-верхнеде­вонскому (доманиковому) (8 %) комплексам. С этими комплексами также связаны основные неразве­данные ресурсы нефти.

   Важно отметить, что в Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинциях наблюдается тенден­ция перемещения поисков новых месторождений и залежей нефти в глубокозалегающие древние толщи – девонские, силурийские, ордовикские.

   В Северо-Кавказской нефтега­зоносной провинции (Терско-Каспийский прогиб) также планируется активизация поисково-разведочных работ в верхнеюрских карбонатных отложениях, более древних по сравнению с уже опоискованными меловыми и кайнозойскими.

   Оценивая УВ-потенциал Рос­сии, следует особо выделить ре­сурсы шельфов арктических и даль­невосточных морей. По совре­менным представлениям их ресур­сный потенциал оценивается близким к 100 млрд. т. условного топлива. С развитием геологоразведочных работ на шельфах связывается одно из самых перспективных на­правлений создания новых сырье­вых баз добычи нефти и газа в России.

   Геолого-геофизическая   изученность шельфов России низкая. Плотность геофизических наблю­дений составляет 0,24 км/км³ (для сравнения в Северном море -4.00 км/км²).

   На сегодня наиболее изучены шельфы Баренцева и Карского мо­рей на западе и Охотского моря на востоке. На шельфах Баренцева и Карского морей выявлено 22 не­фтяных и газовых месторождения с запасами 8,3 млрд. т. условного топлива. Среди них такие крупные, как Штокмановское, Русаноаское и Ле­нинградское газоконденсатные, Дол­ги не кое нефтяное месторождения. Выявлено несколько десятков перс­пективных структур, общая оценка которых превышает 50 млрд. т. условного топлива.

   На шельфах Охотского моря открыто 8 нефтяных и газовых мес­торождений, среди них такие круп­ные, как Лунское газовое, Арктун-Дагинское, Одоптинское, Чайво не­фтяные и др. Все выявленные мес­торождения расположены на шель­фе Сахалина и приурочены к Северо-Сахалинекой нефтегазоносной области. В настоящее время в этом районе ведутся геолого-разведоч­ные работы в рамках проектов Сахалин-3, 4 и 5. Помимо Северо-Сахалинской на шельфе Охотского моря выделены Западно-Камчатская и возможно нефтегазоносные обла­сти: Южно-Охотская, Северо-Охотская и Центрально-Охотская, с кото­рыми связываются перспективы от­крытия новых месторождений.

   Важным резервом наращива­ния сырьевой базы добычи УВ яв­ляются шельфы восточного сектора Арктических морей. Здесь по дан­ным ВНИИокеангеологии выделя­ются Лаптевская самостоятельная потенциально нефтегазоносная об­ласть, Новосибирско-Чукотская и Восточно-Арктическая потенциаль­но нефтегазоносные провинции.

   Нам представляется, что шель­фы восточно-арктических морей являются одним из наиболее перспективных, есле не единственным на Земле, регионом, где возможны крупные открытия скоплений УВ, могущих повлиять на баланс энер­гетических ресурсов мира.

Избежать проблем при транспортировке газа позволит математическая модель ученых Пермского Политеха

Основные запасы природного газа в России расположены в отдаленных, труднодоступных регионах страны, поэтому возникает проблема его транспортировки из мест добычи до потребителей. Для транспортировки горючего строятся сети высокого давления. Преодолевая большие расстояния, газ теряет энергию в результате трения о стенки трубопровода. Поэтому для поддержания рабочего давления в газопроводе через каждые 100-130 км строятся газокомпрессорные станции, оснащенные газотранспортной установкой. Аварийное отключение установки может привести к нарушению сроков поставки природного топлива и финансовым потерям, поэтому к ее элементам предъявляются высокие требования по надежности работы. Одной из причин аварийного отключения установки является превышение допустимого уровня вибрации вращающейся части двигателя — ротора. Ученые Пермского Политеха обнаружили основные причины возникновения вредоносных колебаний компрессора и создали упрощенную матмодель для борьбы с ними.

Исследование опубликовано в журнале «Journal of Physics: Conference Series» 2023 года. Оно финансировалось РФФИ в соответствии с научно-исследовательским проектом № 20-47-596003. Работа проводилась с использованием ресурсов суперкомпьютера ПНИПУ с пиковой производительностью 24 TFLOPS.

Существующие сегодня матмодели конструкции газотранспортной установки позволяют провести анализ на предмет возникновения непредсказуемых колебаний. Однако из-за необходимости отдельно исследовать процесс, приводящий к нестабильной работе компрессора и связанного с ним элемента, возникают затраты времени на подготовку модели, верификацию, непосредственный расчет и обработку результатов. В связи с этим политехники создали упрощенную модель, позволяющую выполнять анализ для каждого отдельного элемента компрессора, такие как рабочие колеса, уплотнения, разгрузочное устройство.

— Моделирование проводилось в специальной программе, позволяющей создавать связанное взаимодействие жидкости и конструкции. В качестве модели для изучения процессов, происходящих в установке, был выбран ротор, состоящий из вала и диска. Ротор установлен на упругих опорах, — поделился инженер центра высокопроизводительных вычислительных систем Пермского Политеха Иван Черепанов.

— Проведенный анализ показал, что наибольшее влияние на колебания ротора оказывает начальное давление в газодинамическом зазоре, где наблюдается максимум амплитуды. Соответственно, наиболее значимым фактором, определяющим устойчивость ротора среди рассмотренных параметров, является начальное значение давления в зазоре газодинамического уплотнения, — сообщил доктор технических наук, профессор кафедры «Механика композиционных материалов и конструкций», декан аэрокосмического факультета Владимир Модорский.

Упрощенная матмодель позволит сделать колебания ротора предсказуемыми, следовательно, увеличится производительность газокомпрессорной установки, а передача газа станет бесперебойной.

Factbox: Роль Nord Stream в поставках российского газа в Европу

[1/3] Логотип Nord Stream AG на офисном здании в городе Выборг, Ленинградская область, Россия, 22 августа 2022 г. REUTERS/ Антон Ваганов/

• Компании

• Газпром ПАО

• E On Se

• Wintershall Dea AG

• Basf Se

• Engie SA

ЛОНДОН/ФРАНКФУРТ, 27 сентября (Рейтер) Морское управление Швеции заявило во вторник, что выпустило предупреждение о двух утечках на принадлежащем России газопроводе «Северный поток-1» в шведских и датских водах вскоре после того, как была обнаружена утечка на близлежащем проекте «Северный поток-2». читать дальше

«Северный поток-1», крупнейший единый маршрут поставок российского газа в Европу, простаивает с конца августа из-за скандала из-за неисправного оборудования на ключевой компрессорной станции в России.

Ниже приведены дополнительные сведения о важности трубопровода для транспортировки российского газа в Европу.

ОТРЕЗАНИЕ ПОДАЧ

Еще до того, как газопровод был остановлен, Москва сократила пропускную способность «Северного потока» всего на 20%, обвинив поздний возврат оборудования, задержанного в Канаде из-за санкций.

«Северный поток-1» протяженностью 1224 км состоит из двух параллельных трубопроводов с паспортной годовой пропускной способностью 27,5 млрд кубометров (млрд кубометров) каждый, которые проходят от Выборга, Россия, до точки выхода в Любмине, Германия.

В Германии газ поступает по соединительным трубопроводам OPAL (Балтийское море) и NEL (Северо-Европейский газопровод), которые соединяются с европейской сетью.

ВЛАДЕЛЬЦЫ

Контрольный пакет акций газопровода принадлежит Газпрому (GAZP.MM) и является основным маршрутом, по которому российский газ поступает в Германию.

Газпрому принадлежит 51% акций, остальные принадлежат четырем западным партнерам. PEGI/E.ON (EONGn.DE) и Wintershall Dea (WINT.UL)(BASFn.DE) владеют по 15,5%, французская Engie (ENGIE.PA) и голландская Gasunie (GSUNI.UL) владеют по 9%.

Партнеры по проекту вложили 30% пропорционально их доле в уставном капитале, а остальные 70% получили в виде займов в банках и экспортно-кредитных агентствах.

ОПЕРАТОРЫ

Консорциум Nord Stream AG со штаб-квартирой в Швейцарии является операционной компанией по транзитным, техническим, юридическим и экологическим вопросам, но не владеет активом или газом в нем.

ООО «Газпром экспорт» осуществляет поставки по контрактам с европейскими коммунальными предприятиями и газовыми трейдерами.

ВАЖНОСТЬ

Существуют и другие крупные трубопроводы из России в Европу, но потоки по ним постепенно снижаются.

Потоки по трубопроводу Ямал-Европа, по которому исторически транспортировался газ из России в Европу, с начала года перемещаются на восток в Польшу из Германии.

Поставки по трубопроводам, идущим из России в Европу через Украину, также сократились после того, как в мае Украина остановила один маршрут транзита газа, обвинив вмешательство российских оккупационных сил.

ПОСТРАДАВШИЕ КОМПАНИИ

Многие крупные европейские компании-покупатели газа, имеющие контракты с «Газпромом», прекратили поставки после закрытия «Северного потока», в том числе австрийская OMV (OMVV.VI), итальянская ENI (ENI.MI), немецкая Uniper (UN01.DE) ) и RWE (RWEG.DE).

Россия уже сократила поставки газа в Болгарию, Финляндию, Польшу, Данию, голландским фирмам Gasterra и Shell (SHEL.L) по своим немецким контрактам, после того как все они отказались от требования Кремля перейти на расчеты в рублях.

Репортаж Сюзанны Твидейл, Веры Эккерт, Тома Какенхоффа и Владимира Солдаткина; Под редакцией Барбары Льюис, Сьюзан Фентон и Яна Харви

Наши стандарты: Принципы доверия Thomson Reuters.

Factbox: Российский газопровод экспортирует в Европу

17 фев (Рейтер) — Газовый рынок Европы остается нестабильным на фоне напряженности между Москвой и Западом из-за Украины, ключевого маршрута для российского газа, поскольку Газпром обеспечивает 40% потребностей Европы , отправляет газ по своим договорным обязательствам, но не добавляет больше.

Ниже приводится сводка основных данных и маршрутов экспорта российского газа (http://www.gazpromexport.ru/en/projects/transportation/):

ЭКСПОРТ

* Подконтрольный Кремлю «Газпром», вероятно, не выполнил свою цель по экспорту газа в Европу в прошлом году, поскольку его общий экспорт газа за пределы бывшего Советского Союза увеличился на 5,8 млрд кубометров (млрд кубометров) до 185,1 млрд кубометров. Это включает в себя около 10 млрд кубометров, экспортированных в Китай, в то время как изначально планировалось поставить в Европу 183 млрд кубометров в 2021 году. читать дальше

Это ниже рекордно высокого уровня в 201 млрд кубометров, поставленного в Европу в 2018 году, но по-прежнему является четвертым по величине годовым показателем в годовом исчислении Газпрома. история.

* Завершенный газопровод «Северный поток — 2» из России в Германию имеет пропускную способность 55 млрд куб. Проект все еще ожидает одобрения регулирующих органов.

* Россия также увеличила поставки трубопроводного газа в Турцию на 63% в 2021 году и в Германию на 10,5%. Экспорт в Италию также вырос на 20,3%.

* Общий объем добычи природного газа Газпрома в 2021 г. вырос на 62,2 млрд куб. м до 514,8 млрд куб.до 257,8 млрд кубометров, что составляет более половины всей добычи.

ОСНОВНЫЕ МАРШРУТЫ

* Уренгой-Ужгород

Часть украинской сети газопроводов мощностью более 100 млрд м3 в год. Поставки идут через Словакию и Венгрию.

31 декабря 2019 г. Россия и Украина подписали новое пятилетнее транзитное соглашение, согласно которому Россия обязуется поставлять 65 млрд куб. м газа через Украину в 2020 г. и 40 млрд куб. газ напрямую с 2015 года после аннексии Крыма Москвой и пророссийских мятежей в его восточных регионах.

В январе 2022 года «Газпром» сократил ежедневный объем транзита газа через Украину в Европу примерно до 53 млн кубометров. В 2021 году этот объем составлял в среднем 124,6 млн кубометров, по данным оператора газопровода Украины.

Газпром имеет право на участие в аукционах на дополнительные мощности газопровода для транзита через территорию Украины.

Газпром также не бронировал дополнительные транзитные мощности для экспорта газа через КПП Суджа и Сохрановка в Украину на второй квартал.

Также не были забронированы пропускные способности через соединительный пункт Велке Капушаны на границе Словакии и Украины на апрель-июнь.

* Ямал-Европа

Годовая мощность 33 млрд м3. Трубопровод проходит из арктического региона Ямала, богатого углеводородами, через Беларусь, Польшу и заканчивается в восточной Германии.

Маршрут работает в реверсном режиме, поставляя газ из Германии в Польшу с 21 декабря. Февраль и март.

* Nord Stream

Действующий трубопровод проходит через Балтийское море в Германию с пропускной способностью 55 млрд куб. м в год. «Северный поток-2», идущий параллельно с «Северным потоком», который ожидает одобрения со стороны энергетического регулятора Германии, удвоит мощность.

* Экспорт природного газа из России в Германию по существующему газопроводу «Северный поток», пересекающему Балтийское море, в 2021 году составил 59,2 млрд кубометров, что соответствует рекордным объемам годом ранее.

* Голубой поток

Этот трубопровод идет в Турцию через Черное море и имеет пропускную способность 16 млрд кубометров в год.