Бассейне какого моря расположено штокмановское месторождение

Штокмановское газоконденсатное месторождение

Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название. Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 метров. В результате ее испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м 3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.

Программа разработки Штокмановского месторождения предусматривает полный цикл освоения месторождения, от исследований до переработки и транспортировки, и рассчитана на три фазы. Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд м 3 природного газа в год.

Основные характеристики месторождения

• Открыто в 1988 г.
• Расположено в 550 км от берега
• Начальные геологические запасы оцениваются в 3,9 трлн м 3 газа и 56 млн т газового конденсата
• Глубина моря — 340 м
• Высота волн — до 27 м
• Годовой диапазон температур: от −50 до +33 °C
• Наличие айсбергов весом до 4 млн т

По разведанным запасам природного газа Штокмановское месторождение на сегодняшний день является одним из крупнейших в мире. Геологические запасы месторождения составляют 3,9 трлн м 3 газа и около 56 млн т газового конденсата.

Источник

Штокмановское месторождение — Shtokman field

Расположение Штокмановского месторождения

Штокмановское месторождение
Страна	Россия
Область, край	Баренцево море
Морские / наземные	оффшорный
Координаты	73 ° N 44 ° E  /  73 ° с.ш.44 ° в.  / 73; 44 год Координаты : 73 ° N 44 ° E  /  73 ° с.ш.44 ° в.  / 73; 44 год
Операторы	Штокман Девелопмент АГ
Партнеры	Газпром , Тоталь , Эквинор
История поля
Открытие	1988 г.
Начало производства	Отложено на неопределенный срок
Производство
Предполагаемый объем газа на месте	3800 × 10 9 м 3 (130 × 10 12 куб. Футов) ^ ^

Штокмановское месторождение (также Штокмановское месторождение , Россия : Штокмановское месторождение ), один из крупнейших в мире месторождений природного газа , лежит в северо — западной части Баренцева бассейна Южного в российском секторе Баренцева моря , в 600 км (370 миль) к северу от Кольский полуостров . Его запасы оцениваются в 3,8 триллиона кубометров (130 триллионов кубических футов) природного газа и более 37 миллионов тонн газового конденсата .

СОДЕРЖАНИЕ

История

Штокмановское месторождение было открыто в 1988 году. Оно было названо в честь советского геофизика Владимира Штокмана ( русский язык : Владимир Штокман ), потомка немецких эмигрантов, имя которого первоначально записывалось как Стокманн .

В начале 1990-х годов «Газпром» начал переговоры с группой из пяти западных компаний об участии в разработке месторождения. В 1992 году иностранный консорциум был вытеснен консорциумом «Росшельф», дочерней компанией «Газпрома», в которую входили 19 российских компаний. В августе 1995 года «Газпром» и Росшельф подписали письмо о намерениях с норвежской Norsk Hydro , американской Conoco Inc. , финской Neste Oy и французской Total SA по оценке возможной совместной разработки Штокмановского месторождения.

В январе 1996 г. был разработан проект большого плавучего завода по сжижению газа, но от этого плана отказались, и в марте 2000 г. Росшельф приступил к разработке планов по добыче и строительству газопровода от месторождения через Мурманск до Выборга. В 2001 году «Газпром» объявил о намерении разрабатывать газовое месторождение совместно с « Роснефтью» . В 2002 году лицензия на разработку и добычу месторождения была передана от Росшельфа Севморнефтегазу.

20 июня 2005 г. Россия и Норвегия подписали ряд соглашений, связанных с освоением Штокмановского месторождения. 28 июня 2005 г. Россия подписала меморандум с Францией. В августе 2005 г. «Газпром» получил заявки на разработку месторождения от ConocoPhillips , ExxonMobil , Norsk Hydro, Statoil , Mitsui , Sumitomo Corporation , Royal Dutch Shell , Chevron Corporation и Total. В сентябре 2005 г. «Газпром» выбрал пять компаний — Statoil, Norsk Hydro, Total, Chevron и ConocoPhillips — в качестве финалистов в поиске партнеров для разработки месторождения, но в октябре 2006 г. решил отказаться от всех потенциальных партнеров.

13 июля 2007 г. «Газпром» и французская энергетическая компания Total подписали рамочное соглашение об организации проектирования, финансирования, строительства и эксплуатации инфраструктуры первой очереди Штокмановского месторождения. 25 октября 2007 г. аналогичный контракт был подписан между «Газпромом» и StatoilHydro (позже Statoil, ныне Equinor). Консорциум трех компаний, Shtokman Development AG, был создан 21 февраля 2008 года в Цуге , Швейцария .

В связи с переизбытком СПГ в мире и наличием сланцевого газа в США в 2010 году акционеры проекта решили отложить его на 3 года. Исходя из этого, добыча трубопроводного газа может начаться в 2016 году, а производство СПГ — в 2017 году.

Акционерное соглашение истекло 30 июня 2012 года, разработка не началась. Statoil списала свои вложения в проект и вернула акции «Газпрому». В августе 2012 года «Газпром» приостановил реализацию проекта, а окончательное инвестиционное решение по первой фазе было отложено как минимум до 2014 года, сославшись на высокие затраты и низкие цены на газ. Однако компания подтвердила, что ведет переговоры с иностранными партнерами по поиску новой бизнес-модели для проекта. Есть предположения, что партнером проекта может стать Royal Dutch Shell .

В мае 2019 года реализация Штокмановского проекта была отложена на неопределенный срок, а «Газпром» закрыл Shtokman Development AG.

Разработка

Месторождение до сих пор не разрабатывалось из-за экстремальных арктических условий и глубины моря от 320 до 340 метров (от 1050 до 1120 футов). В сентябре 2006 г. «Газпром» завершил бурение оценочной скважины №7 на месторождении. Российские ученые предупредили, что разработка Штокмана может столкнуться с проблемами, поскольку глобальное потепление высвободит огромные айсберги в Арктику. Компания Shtokman Development планирует решить эту проблему за счет использования плавучих съемных платформ, которые можно перемещать в случае возникновения чрезвычайных ситуаций.

Первоначально планировалось поставлять Штокмановский газ в США в виде сжиженного природного газа (СПГ) . Позже «Газпром» указал, что большая часть добываемого природного газа будет продаваться в Европу по планируемому газопроводу «Северный поток-2» . Для этого трубопровод от Штокмановского в Мурманской области и далее через Кольский полуостров в Волхов в Ленинградской области будет построен. Завод СПГ будет заложен в деревне Териберка , примерно в 100 км к северо-востоку от Мурманска.

Передняя инженерия и дизайн (FEED) разделены между разными компаниями. Береговый транспортно-технологический комплекс, включая завод СПГ, будет подготовлен компанией Technip . DORIS Engineering подготовит подводную производственную систему и морскую технологическую платформу. JP Kenny , дочерняя компания Wood Group , совместно с КБ «Рубин» и «Гипроспецгазом», дочерней компанией «Газпрома», спроектируют подводный трубопровод длиной 44 дюйма (1120 мм) от Штокмановского месторождения к югу от Мурманска. WorleyParsons и ее дочерняя компания INTECSEA выполнят ПОДАЧУ добывающего судна, которое будет обрабатывать добытый газ перед транспортировкой на берег.

Геология

Главный резервуар имеет возраст верхней юры, с меньшим количеством газа в средней юре, а ловушкой является большая антиклиналь , перекрытая верхнеюрскими сланцами.

Технические особенности

На начальном этапе ожидается добыча 22,5 млрд кубометров (млрд куб. М) природного газа и 205 тыс. Тонн газового конденсата в год. В дальнейшем ожидается увеличение добычи до 70 млрд кубометров природного газа и 0,6 млн тонн газового конденсата. Все добычные мощности, вероятно, будут находиться под водой. Затраты на разработку оцениваются в $ 15 млрд в США 20 миллиардов $, хотя согласно оценке по Александр Медведев , заместитель председателя комитета по управлению Газпрома, стоимость разработки месторождения будет только в США $ 12 млрд.

Проектная компания

Лицензия на разведку и добычу газа и конденсата на Штокмановском месторождении принадлежит российской компании «Газпром шельф Добыча» (ранее « Севморнефтегаз» ), 100-процентной дочерней компании « Газпрома» . ООО «Газпром шельф добыча» является единственным заказчиком проектирования и строительства инфраструктуры месторождения, включая производственный комплекс, трубопроводную сеть и завод СПГ, и имеет все права на сбыт углеводородов Штокмановского месторождения. Компания «Штокман Девелопмент АГ» должна была нести все финансовые, геологические и технические риски, связанные с производственной деятельностью. «Газпрому» принадлежал 51% акций «Штокман Девелопмент», у Total — 25%, а у Statoil — 24%. Руководителем компании стал Юрий Комаров . Компания «Штокман Девелопмент» должна была владеть инфраструктурой в течение 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию. По завершении первой фазы Total и Statoil должны передать свои доли в Shtokman Development AG Газпрому.

Источник

Штокмановское газоконденсатное месторождение (ГКМ)

Штокмановское газоконденсатное месторождение (ГКМ) — одно из крупнейших месторождений в мире.

Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 г. в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста Севморнефтегеофизика с научно-исследовательского судна Профессор Штокман, в связи с чем и получила свое название.

Изучение геологического строения Штокмановского ГКМ было начато в 1981 г.
Штокмановское ГКМ расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 550 км к северо-востоку от г. Мурманска.
Ближайшая суша (около 300 км) — западное побережье архипелага Новая Земля.
Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м.

Разведанные запасы по состоянию на 2006 г. составляли 3,7 трлн м 3 газа и 31 млн т газового конденсата.
На донной поверхности площади Штокмановского ГКМ распространены покровные комплексы современных (голоценовых) слабых и мягких грунтов мощностью до 8 м и нижележащих плейстоценовых мягких грунтов мощностью 4-24 м.
По предварительным оценкам, прогибание донной поверхности при эксплуатации месторождения приведет через 15-25 лет эксплуатации (в зависимости от объема извлеченных флюидов) к формированию в центральной части площади мульды оседания глубиной не менее 10 м.

Формирование громадной по площади и изометричной в плане структурной ловушки обусловлено активизацией тектономагматических процессов.

Продуктивными являются триасовые и юрские комплексы, нефтематеринскими — отложения пермо-триаса.

В 1985 г. структура была подготовлена к оценке бурением.
В 1988 г. сотрудниками ПО Арктикморнефтегазразведка было начато строительство 1-й поисковой скважины проектной глубиной 4500 м, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 м.
В результате ее испытания были открыты 2 залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м 3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.

Планировалось, что газ с месторождения будет доставляться танкерами в США, но позднее было решено поставлять газ в Европу по Северному потоку.
Однако в настоящее время решается вопрос о возврате к СПГ транспортировке, теперь в Европу.

Лицензией на поиск, геологическое изучение, а также добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении владеет ПАО Газпром.

Источник

Штокмановское месторождение

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.

Цифры и факты

Запасы по категории С1 — 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,4 млн тонн газового конденсата.

Разработка Штокмановского месторождения разделена на три фазы. Ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит ежегодно добывать на месторождении 23,7 млрд куб. м газа, второй — 47,4 млрд куб. м. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность — 71,1 млрд куб. м газа в год. По итогам реализации первых фаз при благоприятной конъюнктуре на целевых рынках и соответствующем спросе на газ предусмотрена возможность увеличения добычи на месторождении.

Лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении владеет ПАО «Газпром».

Источник

Бассейне какого моря расположено штокмановское месторождение

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин – Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами. Южно-Баренцевоморская и Северо-Баренцевоморская впадины разделены крупной Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, к которой приурочены три наиболее крупных месторождения Баренцевского шельфа – Штокмановское, Лудловское и Ледовое (рис. 1). По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское – к крупным.

Рис. 1. Общая схема расположения нефтяных и газовых месторождений Баренцевоморской провинции

Штокмановско-Лунинская седловина представляет собой сложнопостроенную структуру, размеры которой в поперечном сечении составляют 250–300 км. Вертикальная амплитуда вала относительно юрско-меловых отложений, выполняющих дно бассейна, составляет около 500–800 м. В строении мегаседловины выделяется ряд субширотных положительных и отрицательных морфоструктур – Штокмановско-Ледовое, Лудловское и Лунинское поднятия и Северо-Штокмановский и Южно-Лунинский прогибы (рис. 2).

Рис. 2. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины

На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловны выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15 км. Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифтогенные прогибы. На рифтогенном комплексе залегают девонско-пермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы. Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5 км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе.

Бурением вскрыт и описан разрез глубиной лишь 4 км. Он представлен песчано-глинистыми отложениями мезозоя (триас-юра-мел) и кайнозоя.

Верхнетриасовые-среднеюрские породы представляют собой мощную (до 1200 м) толщу песчаников, которые являются хорошими коллекторами. Высокие коллекторские свойства пород и площадная выдержанность регионального резервуара создают благоприятные условия как для вертикальной, так и для латеральной миграции углеводородов.

В верхнеюрской части разреза отмечаются довольно протяженные региональные прослои черных битуминозных глинистых отложений, являющихся ловушками газа, который аккумулируется в среднеюрских песчаниках. Такой тип газовых залежей характерен для Штокмановского и Ледового месторождений.

Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела. Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдерженные мощности экранирующих отложений, а также ограниченная область их распространения (они срезаются кайнозойскими морскими осадками) существенно снижают перспективы нефтегазоносности верхней коллекторской толщи. Тем не менее в меловой части разреза все же наблюдаются газопроявления на территории Лудловской, Ледовой и Лунинской площадей. Причиной этого, вероятно, является нарушение сплошности региональных верхнеюрских покрышек вследствие разрывной тектоники, что создает условия для миграции углеводородов из нижнего коллекторского комплекса в верхний.

Штокмановское месторождение было открыто при поисковом бурении в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман». Расстояние от месторождения до Мурманска составляет около 650 км. Глубины моря в районе месторождения колеблются от 279 до 380 м.

По разведанным запасам газа Штокмановское – самое крупное из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км². Общие геологические запасы газа по категориям C1+C2 (предполагаемые запасы) составляют 3,2 трлн. м3. Запасы конденсата по категориям C1+C2 составляют 31 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500–2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения.

В настоящее время на месторождении пробурено небольшое количество скважин, из которых лишь часть вскрыла отложения триаса, остальные же находятся в пределах юры. По результатам бурения в среднеюрских породах установлено четыре газоносных пласта – Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 (рис. 3). Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. Выявленные залежи относятся к пластовым сводовым, пластовым и тектонически экранированным. Коллекторами для газоконденсатных залежей являются мелкозернистые песчаники, иногда с прослоями алевролитов, обладающими достаточно высокими фильтрационными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу. Основные продуктивные пласты Ю0 и Ю1 выдержаны по мощности, составляющей в среднем 73,6 и 78,3 м соответственно. Региональным флюидоупором для всего юрского продуктивного комплекса Южно-Баренцевоморской впадины служат глинистые образования позднеюрского возраста. Строение Штокмановского месторождения осложнено рядом незначительных разрывных нарушений.

Рис. 3. Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения. Условные знаки: 1 – флюидоупоры; 2 – газонасыщенные слои; 3 – водонасыщенные слои; 4 – разломы.

Газовые залежи Штокмановского месторождения характеризуются как метановые, бессернистые, низкоуглекислые, низкогелееносные, низкоазотные. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины, смолы и асфальтены. Содержание стабильного конденсата в газе месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной до 14,1 г/м3.

Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения считаются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасово-юрского комплексов.

Источники:
— Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. №3. С. 39–48
— Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т2. №3. С. 1–15
— Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С., Борисова И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа – новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа. №7. 1995.
— Шишлов Э.В., Мурзин Р.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа. №4. 2001.
— Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина – высокоперспективнй тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. №1. 2001. С. 13–23.
http://www.trubagaz.ru/gkm/shtokmanovskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Сведения о месторождении
География
расположено на шельфе Баренцева моря
площадь месторождения — 1400 кв. км
глубина моря — 350 м
расстояние от берега — 600 км
перепады глубин по площади месторождения — 50 м

Геология
Месторождение состоит из 4-х пластов. Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1.
геологические запасы газа C1+C2 — 3,2 трлн.куб.м
геологические запасы конденсата C1+C2 — 31 млн.т.
глубина залегания — 1900-2300 м

Природные условия
Максимальная высота волн — 28 м
масса айсбергов — до 1 млн.т
скорость дрейфа айсбергов- 0,25 м/с
толщина дрейфующего льда — 1,2 м
скорость дрейфа льда — 1 м/с
торосы с глубиной киля — до 20 м

Хронология
1988 — открытие месторождения
1990-1995 — детальная сейсморазведка; бурение 6 разведочных скважин
1993 — лицензия выдана АО «Росшельф»
2000 — включено в перечень СРП
2002 — лицензия передана ЗАО «Севморнефтегаз», выполнен проект разработки
2010 — начало промышленной добычи газа (с сайта 2005 г.)
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/about/index.html

Концепция освоения Штокмановского месторождения

Экономика Штокмановского проекта
Одна из основных сложностей освоения Штокмановскго месторождения заключается в его высокой капиталоемкости. Поэтому главными задачами проекта разработки, наряду с достижением рентабельных показателей, является снижение инвестиционной нагрузки, гарантированное достижение проектных показателей, а также возможность внесения корректив в обустройство в процессе уже начатой эксплуатации месторождения.

Для решения этих задач необходимо постепенное освоение месторождения. Поэтому в принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей. Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа — 1 нитка морского газопровода — 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод).

С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реенвестироваться для последующего развития проекта.

Морской газовый промысел
По объему капитальных вложений морской промысел занимает доминирующее положение — на его долю приходится 49% от общих вложений в освоение Штокмановского месторождения. Массогабаритные и другие характеристики этой системы оказывают большое влияние на уровни проектной добычи газа из месторождения.

В качестве основного технологического элемента для организации добычи газа Штокмановского месторождения выбрана ледостойкая полупогружная платформа, рассчитанная на одновременное бурение и эксплуатацию скважин с обустройством устьев на платформе. В качестве возможных вариантов рассматриваются платформы типа TLP и SPAR. На каждой из платформ предполагается установка всего комплекса бурового оборудования, технологического обородования по промысловой подготовке газа, необходимой для однофазного транспорта газа по магистральному трубопроводу и т.п.

Проектный уровень добычи достигается с помощью установки трех платформ в разных частях месторождения. К каждой платформе подсоединяются по три системы с кустами скважин подводного заканчивания, что позволяет более равномерно расположить скважины по площади месторождения.

Каждая платформа связана с береговыми сооружениями одним подводным магистральным газопроводом. Кроме того, для обеспечения надежности и отказоусточивости всей системы в целом все платформы связаны между собой соединительными газопроводами.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/index.html

Многофункциональные платформы для освоения Штокмановского месторождения

В настоящее время ведутся исследования по выбору оптимальной конструкции платформы. В начале 2003 года на стенде ЦНИИ им. академика Крылова были проведены модельные испытания корпуса и системы удержания платформы типа TLP, разработанной в ЦКБ МТ «Рубин».

Также как и в случае Приразломного проекта, строительство платформ будет осуществляться преимущественно на отечественных предприятиях с использованием наиболее передового мирового опыта.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/platforms/index.html

Основные параметры
Фонд скважин — 156
в т.ч.
добывающих — 144
контрольных — 3
резервных — 9
Количество скважин с подводным заканчиванием — 40
Суточный дебит скважины — 2,62 млн.куб.м
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/wells/index.html

Подводные магистральные трубопроводы

Штокмановский проект
http://www.gazprom.ru/production/projects/deposits/shp/
Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, на северо-востоке от Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.
Запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,3 млн тонн газового конденсата.

Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд куб. м природного газа. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу — Норвегии.

Добыча на месторождении будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических судов. Добытое сырье будет транспортироваться по морским трубопроводам на берег Териберской бухты, где будут расположены: завод по производству СПГ, портовый транспортно-технологический комплекс, установка комплексной подготовки газа и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов».

Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд куб. м. природного газа в год. Окончательное инвестиционное решение о производстве трубопроводного газа планируется принять в марте 2011 года, решение о производстве СПГ — на втором этапе — до конца 2011 года. Данный подход позволит начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году и обеспечить производство СПГ в 2017 году.

13 июля 2007 года «Газпром» и Total подписали Рамочное Соглашение по Основным Условиям сотрудничества при разработке первой фазы Штокмановского газоконденсатного месторождения. 25 октября 2007 года аналогичное Соглашение «Газпром» подписал со StatoilHydro (ныне — Statoil).
На базе соглашений о сотрудничестве с «Газпромом», подписанных в ноябре 2005 года, активное содействие реализации проекта окажут Администрация Мурманской области и структуры Военно-морского флота России.

21 февраля 2008 года «Газпром», Total и StatoilHydro (ныне — Statoil) подписали Соглашение акционеров о создании Компании специального назначения Shtokman Development AG. В капитале компании «Газпрому» принадлежит 51%, Total — 25%, Statoil — 24%.

Компания будет являться собственником инфраструктуры первой фазы Штокмановского газоконденсатного месторождения на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию.
Взаимоотношения Компании специального назначения и ООО «Газпром нефть шельф» будут строиться на основании контракта, в соответствии с которым Shtokman Development AG будет нести все финансовые, геологические и технические риски при добыче газа и конденсата и производстве СПГ.
100% акций ООО «Газпром нефть шельф» и все права на маркетинг продукции ОАО «Газпром» сохраняет за собой.

К настоящему времени компанией Shtokman Development AG разработан интегрированный базовый проект по всей технологической цепочке от бурения скважин до передачи владельцу лицензии готовой продукции (трубопроводный и сжиженный газ, конденсат) для поставок на рынки сбыта. Проведены детальные инженерные изыскания и исследования, разработана проектная документация по международным (FEED) и российским стандартам, подготовлен комплект специальных технических условий. Выполнена оценка рисков проекта и определены методы их снижения. Завершена предварительная государственная экспертиза морских объектов. Проводится работа по оптимизации технических решений и повышению экономической эффективности проекта.

В 2008 году на Выборгском судостроительном заводе начато строительство двух полупогружных установок (ППБУ) для бурения эксплуатационных скважин на Штокмановском месторождении. Строительство первой ППБУ должно завершиться в четвертом квартале 2010 года, второй — в первом квартале 2011 года.

В рамках реализации 2 и 3 фаз Штокмановского проекта ООО «Газпром добыча шельф» (оператор данных фаз) проводит подготовку к проведению в летние периоды 2010 и 2011 годов в Териберской бухте комплексных морских инженерных изысканий для проектирования технологических объектов.

Для успешной реализации проекта разработки Штокмановского месторождения имеются следующие необходимые предпосылки:
— наличие больших запасов газа обеспечивает стабильные долгосрочные поставки;
— имеется возможность диверсификации поставок — параллельное ведение поставок трубопроводного и сжиженного природного газа в Европу и в США с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий;
— существует возможность существенного расширения производства газа в зависимости от рыночной ситуации;
— благоприятный состав сырья позволяет минимизировать затраты по очистке и подготовке газа;
— низкие температуры в регионе позволяют снизить энергозатраты на сжижение газа;
— отсутствие транзитных стран на пути природного газа Штокмановского месторождения в Германию повышает конкурентоспособность проекта;
— наличие развитой инфраструктуры на Кольском полуострове создает положительные предпосылки для реализации проекта;
— сравнительно небольшие расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта (восточное побережье США, Канада, Мексика) обеспечат конкурентоспособность российского СПГ;
— отсутствие льдов и вечной мерзлоты — благоприятный фактор для разработки Штокмановского месторождения в сравнении с другими арктическими месторождениями.

Источник