Добыча и переработка газа: Способы переработки природного газа

Переработка природного газа: основные этапы, способы, схема

Автор Ольга Борищук На чтение 6 мин. Просмотров 1.5k. Опубликовано 5 июня, 2019

Разработка месторождений началась с середины прошлого века. Потенциал газа оценили по достоинству и теперь используют в различных отраслях производства. Проведенная переработка природного газа решает проблему с очисткой и расширяет области применения высококалорийного продукта после транспортировки.

Происхождение и состав сырья

Объяснить происхождение газа пока не удалось. Ученые выдвигают предположения, и основной спор ведется между двумя популярными теориями.

Согласно первой в океан, расположенный на месте материков, попадали живые организмы. В процессе гибели и разложения накапливались огромные массы. По мере погружения происходило воздействие высоких температур и давления. Соединение с водородом привело к появлению углеводорода.

Второе предположение говорит о геологических процессах, связанных с перепадами давления. Углеводороды скапливаются на глубине с меньшим уровнем и образуют месторождения. Основной состав газа включает:

• метан и бутан;
• пропан и этан;
• водородные и углеродные соединения;
• гелий и азот;
• разнообразные примеси.

Сырье в месторождении находится в газообразном состоянии. Газ можно обнаружить в нефти и воде. Природный продукт абсолютно без запаха, придание аромата происходит после переработки и одорации.

Добыча газа

При разработке нефтяных скважин нередко получали газ, считавшийся побочным продуктом. Залежи сырья располагаются в пористых горных породах и пустотах на глубине до 10 тысяч метров.

1. Предстоящая добыча газа начинается с геолого-разведочных работ. Потребуется найти место залегания, определить объем и глубину.
2. Устанавливается скважина, и производится бурение. Современные методы позволяют дойти до 12 километров. При разработке нефтяного пласта первоначально откачивают газ.
3. Крупные месторождения, предполагающие длительную эксплуатацию (до 10 лет), приведут к строительству предприятий по очистке и переработке. Это сокращает расходы на перевозку.
4. Малый объем примесей приведет к немедленной транспортировке. На специализированном предприятии происходит глубокая переработка и получение полезных компонентов.

Для перевозки проще использовать трубопровод. Газ перемещается под давлением и расходы минимальны. Специализированные танкеры сумеют доставить продукт в сжиженном виде при соблюдении определенных условий.

Значение переработки

Разведка, установка скважин и добыча превращаются в первые этапы. Возникает острая необходимость произвести первичную очистку непосредственно на месте.

Особенно важно отделить соединения серы. В дальнейшем она смешивается с водородом и найдет применение в химической отрасли. Полнейшая очистка пройдет на предприятиях, занимающихся переработкой газа. Применяемые технологии позволяют не наносить вреда окружающей среде. Выделенные продукты переработки востребованы в других отраслях.

Принцип работы заводов по переработке

Специализированные комплексы перерабатывают газ с определенной целью. Конечный продукт должен полностью очиститься от примесей и нужно постараться извлечь больше полезных элементов.

Крупное производство уделяет особое внимание минимализации затрат. Однако это не должно привести к нарушению экологического баланса. Вторичное сырье будет высококачественным и недорогим.

Действующие способы

Если нефть нуждается в обязательной очистке и подготовке, газ нередко попадает в трубопровод незамедлительно. На предприятии выбирают способы переработки, соответствующие составу сырья:

• задействуют физические и энергетические методы;
• проводят химические и каталитические реакции;
• используют термохимический процесс.

Действующие варианты проверены временем и отвечают уровням безопасности. С помощью вторичной переработки происходит окончательная очистка газа от примесей.

Физическая переработка

Основа метода базируется на физических и энергетических характеристиках газа. В начале процесса происходит нагрев, и изменяется состав сырья. Удается на месте разработки избавиться от примесей.

Нагрев приводит к последующему охлаждению. Вместо компрессоров стали устанавливать нефтяные насосы и эжекторы, удешевляющие очистку и разделение.

Использование химических реакций

Химико-каталитическое воздействие приведет к выбору метода. Применяют углекислотную или паровую конверсию или парциальное окисление.

Последняя схема переработки получила приоритет. Отпадает необходимость в катализаторе, и увеличивается скорость реакции. Термохимический режим связан с тепловыделением, происходящим из-за неполного окисления углеводородов.

Минус заключается в поднятии температуры до 11 тысяч градусов и необходимости выдерживать давление в 3 атмосферы. В результате переработки возникает синтезированный газ, нераспадающийся на элементы.

Транспортировка природного газа

Предстоящая транспортировка газа по газопроводу или с помощью танкера должна произойти после предварительной подготовки. Следует изучить состав и избавиться от вредных элементов.

Пары воды конденсируются и накапливаются в местах изгиба трубопровода. Сера приводит к преждевременной коррозии. Азотные устройства помогут создать инертную среду и ускорить скорость прохождения.

При подготовке используется несколько схем. Рядом с месторождением происходит первичная очистка и сушка в абсорбционных колоннах. Отделение гелия и сероводорода производится на специализированном предприятии.

По газопроводу

Сечение газопровода доходит до 1.4 метра. Потребуется выдерживать определенное давление, доходящее до 75 атмосфер. Продвижение на удаленное расстояние приведет к потере энергии.

Исправить ситуацию сумеют компрессорные станции. Давление доходит до 120 атмосфер с дальнейшим охлаждением. Строительство и обслуживание требует вложения средств, однако метод наиболее рентабельный и позволяет не завышать цену газа.

С помощью танкеров

В последние годы построены терминалы, способствующие перевозке газа в специальных танкерах-газовозах. В судне устанавливают изотермические емкости, и снижают температуру до минус 60 градусов, необходимых для транспортировки в сжиженном состоянии.

Газопровод протягивают от месторождения к морскому побережью. В терминале осуществляется сжижение и закачка. Вместимость судна варьируется от 150 до 250 тысяч кубометров.

Высокие расходы неизбежны, поскольку необходимо создать налаженную инфраструктуру. Есть немало плюсов. Уровень безопасности выше, учитывая сжиженное состояние. Метод транспортировки экономичный, если потребитель находится на расстояния свыше 2000 километров.

Другие методы

Перевозка газа производится в железнодорожных цистернах в сжиженном виде. Планы перевозить сырье на дирижаблях пока не нашли применения. Транспортировка в газогидратном состоянии нуждается в доработке.

Продукты и переработки и применение

Чистый газ занимает объем до 80 процентов. Отличный источник топлива особенно востребован в зимний период. Полученные основные продукты химической переработки помогут создать ценную продукцию.

1. Производным компонентом метана станет формальдегид. Нашел применение в строительстве, мебельном производстве, медицине и косметологии. Производят теплоизоляцию, антисептики, фанеру и плиты.
2. Аммиак востребован в качестве сельхозудобрения. Нужен в пищевой промышленности и при разработке лекарственных препаратов.
3. Смолы способствуют созданию красителей и лака, применяемых в строительстве.
4. Инертный гелий нужен для спутников, ядерных реакторов, медицинских изделий и проведения геологоразведки.
5. Производство краски, каучука и полиуретана нуждается в анилине.
6. Метанол становится топливным элементом и растворителем.
7. Кислоты применяют в кулинарии, легкой и текстильной промышленности.
8. Изготовление пластмассовых изделий не обойдется без включения этилена, созданного после соединения с этаном.

Методы переработки делают добычу газа выгодной, поскольку технологии позволяют извлечь все ценные компоненты. Отрасли экономики получают качественное сырье по низкой себестоимости.

Заключение

В плане экологии газ остается самым чистым видом топлива. Во время сгорания выброса вредных веществ практически не происходит. Создание парникового эффекта больше связано с другими источниками. Обойтись без переработки сырья невозможно. Первичное очищение проходит на месте разработки. Это уберегает трубопровод от разрушения и способствует отделению полезных элементов. На специализированных предприятиях сумеют окончательно синтезировать продукт. Отходы отсутствуют, поскольку выделенные элементы нужны в других отраслях и пользуются необычайным спросом.

важность процесса и способы, применяемые в России

Начиная с первой половины XX века переработка газа стала важным фактором, влияющим на скорость развития всех отраслей промышленности, а также на объёмы выпускаемой продукции. Газ повсеместно используется в качестве топлива, что экономически оправдано, учитывая его высокую калорийность. Кроме того, благодаря этому ископаемому человечество обеспечивает энергией все сферы своей жизнедеятельности.

Происхождение и состав сырья

Природный газ представляет собой углеводородное соединение с примесью различных компонентов. Состав углеводородов отличается в зависимости от места добычи. Химические элементы, которые есть в полезном ископаемом:

• водород;
• сероводород;
• соединения углерода;
• гелий;
• азот;
• этан;
• метан;
• пропан;
• бутан;
• примеси.

На глубине 10 тыс. м находятся залежи сланцевого газа. В процессе добычи на поверхность извлекается сырьё, образованное разнообразными соединениями, поэтому универсальной формулы, обозначающей состав природного газа, не существует.

Добываемый газ не имеет запаха и цвета, поэтому определить его наличие в породе возможно только с помощью высокочувствительного оборудования. В болотистых местах, где выделяется газообразное вещество, можно ощутить характерный запах, но это пахнет гниющая органика.

Возникновение природного ископаемого обусловлено появлением углеводородных соединений. Много веков назад микроорганизмы в процессе своей жизнедеятельности образовывали органику, и впоследствии она накапливалась в местах, куда не поступал кислород. Под высоким давлением органические остатки разлагались, а затем их компоненты вступали в реакцию с молекулами водорода. Так возникли первые углеводороды.

В течение многих веков происходили тектонические дислокации, менялись температурные показатели, поднимался и опускался уровень давления. В результате всех этих изменений из углеводородов формировались газовые и нефтяные месторождения.

Месторождения газообразного сырья различаются по структуре и расположению. Так, ископаемое может образовывать самостоятельные залежи или находиться в верхней части нефтяного месторождения. По состоянию этот вид сырья бывает кристаллическим (при низких температурах), газообразным и жидким. В последнем случае газ растворён в воде или нефти.

Современные методы добычи

Все способы добычи включают предварительную оценку и анализ залежей. Если газ залегает в пустотах, его добывают через пробуренные скважины. Добыча осуществляется одновременно на всей площади месторождения. Если газоносные пласты находятся внутри суглинистых, глинистых или песчаных горных пород, на территории устанавливаются комплексы для переработки.

Технологии, применяемые в российской газодобывающей отрасли, позволяют извлекать природный газ с глубины 12 км. Переработка ископаемого начинается сразу после добычи. Когда газ находится в верхних слоях нефтеносного пласта, производят смежную добычу, при этом в первую очередь откачивают вещества в газообразном состоянии.

На крупных месторождениях с предполагаемой продолжительностью добычи около 10 лет экономически выгодно строить перерабатывающие и очистительные предприятия. Такое совмещение позволяет минимизировать затраты на логистику. Сырьё не перевозится на большие расстояния в исходном виде, а очищается и перерабатывается непосредственно на месте добычи.

Важность переработки

Первое, что делают с добытым полезным ископаемым, — очищают от соединений серы и других химических элементов. Затем газ проходит сушку в специальных установках, после чего он готов к транспортировке. Выделенная при первичной очистке сера вступает в соединение с водородом. В результате образуется сероводород, который переправляют к месту дальнейшей переработки и очистки.

Следующий этап очистительных мероприятий осуществляется в газоперерабатывающих и химических комплексах. Главные вопросы, которые приходится решать в процессе плотной очистки газообразного ископаемого, касаются минимизации загрязнения окружающей среды и сокращения расходов энергии на воспроизводство топлива.

Добытый газ целесообразно очищать на месте разработки месторождения ещё и потому, что при транспортировке с примесями происходит быстрый коррозионный износ трубопроводов. Полностью очищенное сырьё транспортируют двумя способами:

• перевозка танкерами в сжиженном виде — 10%;
• в газогонах — 90%.

Варианты процесса

В отличие от нефти, которую до подачи в нефтепровод подвергают очистительным и подготовительным процедурам, очищенная газовая смесь подаётся в газопровод без дополнительной подготовки. Но до транспортировки сырье проходит переработку на химических предприятиях, причём применяемые способы делятся на основные и вторичные.

Физический способ

В основе этого способа переработки природного газа лежат энергетические и физические свойства природного газа. Сырьё подвергают высокой температуре и сильному сжатию. В результате происходит разделение на химические элементы.

По мере повышения температуры изменяется фракционный состав и происходит очистка от посторонней породы. Как правило, этот способ применяют на месте добычи. Очистительные процедуры осуществляются в высокопроизводительных компрессорах. С нефтеносных слоёв газ выкачивают специальными насосами, применение которых обходится сравнительно недорого.

Метод с использованием химических реакций основан на том, что метан сначала переходит в синтезированный газ, а потом снова подвергается воздействию. Существует два основных способа химико-каталитической переработки:

• парциальное окисление;
• углекислотная (паровая) конверсия.

С экономической точки зрения выгодным является первый способ. Реакция парциального окисления протекает очень быстро, при этом нет необходимости применять катализаторы.

Термохимическая технология

Суть термохимического способа переработки газа заключается в том, что на сырьё воздействуют высокой и низкой температурой. При этом происходят химические реакции и образуются соединения разной сложности (например, пропилен или этилен). Обрабатывать газ, добытый термохимическим способом, сложно, так как это требует значительных затрат. Используется дорогостоящее оборудование, способное выдавать давление до 3 атмосфер и температуру 11 тыс. градусов.

Некоторые из применяемых технологий подразумевают синтез метана. Такие способы переработки природного газа в России применяются довольно часто. В процессе выделяется удвоенное количество водорода — ценного сырья, используемого в промышленности для получения анилина, азотной кислоты и соединений, входящих в состав аммония.

Применение побочных продуктов

В результате переработки получают несколько продуктов. Самый ценный из них — газ, применяемый в качестве источника энергии. Его доля составляет около 80% от общего объёма полезных компонентов. Ещё одна группа выделяемых веществ — формальдегиды. Они извлекаются с применением химических реакций и являются ценным сырьём. На основе формальдегидов изготавливают такую продукцию:

• клей;
• минераловатную и пенопластовую теплоизоляцию;
• ДВП;
• прессованную фанеру.

Также при очистке выделяются смолы, без которых не обходится промышленное изготовление строительных красок и лаков. Во время первичных очистительных операций выделяют гелий — ценный газ, востребованный в космической отрасли и высокоточном станкостроении, в том числе в производстве оборудования для медицинских целей.

Ценный побочный продукт, выделяемый при переработке ископаемого сырья, — аммиак. Он используется для производства азотных удобрений, применяемых в сельскохозяйственной отрасли. Также он находит использование в производстве мясной и молочной продукции. Другие виды товаров, при создании которых используют аммиак:

• косметика;
• алкогольные напитки;
• корма для животных;
• огнетушащие составы.

Выделенный этан тоже находит применение: он используется при изготовлении разных видов пластика и полиэтилена. Метанол — один из компонентов автомобильного бензина. Кроме того, из природного газа выделяют уксусную и другие кислоты. Эти вещества востребованы в лёгкой промышленности, в частности, их применяют при производстве целлюлозы.

Следующий компонент — нитрат аммония. Он идёт на нужды оборонного комплекса и используется в качестве составного элемента взрывчатых веществ. Таким образом, сочетание современных способов добычи, многоступенчатой переработки и применения природного газа в разных отраслях вносит весомый вклад в состояние экономики и производство ВВП.

Добыча природного газа и его переработка

Переработка попутного нефтяного газа актуальная проблема на сегодня. Это важно для того чтобы его было удобно транспортировать с места добычи.

На сегодняшний день можно отметить рост интереса, который проявляется к переработке природного газа. Переработка попутного нефтяного газа актуальная проблема на сегодня. Это важно для того чтобы его было удобно транспортировать с места добычи. Особенностью данной разновидности газа является то, что он является побочным продуктом от нефтедобычи. С учетом геологических характеристик попутные газы можно разделить на газовые шапки и газы, которые растворены в нефти. Для того чтобы извлечь максимальное количество природного ископаемого, очень важно подготовить инфраструктуру. Такая инфраструктура включает в себя добычу, подготовку, транспортировку природного газа.

Нефтяной природный газ представляет собой различные газы и парообразные углеводородные и не углеводородные составляющие. Такая разновидность газа чаще всего используется как сырье для производства тепловой и электрической энергии.

Попутный нефтяной и природный газ в большей степени состоят с метана. Но при этом стоит отметить, что попутный нефтяной газ содержит большее количество тяжелых углеводородов — летучих компонентов нефти. Также в нем содержится достаточно большое количество пропаново-бутановых фракций, которые особенно востребованы в нефтехимии.

На сегодняшний день переработку добытого газа можно разделить на три группы:

• физико-энергетическая;
• химико-каталитическая;
• термо-химическая;

Физико-энергетическая переработка подразумевает сжатие газов,  С помощью специальных установок которые охлаждают или нагревают материал, происходит переработка. Такая методика особенно востребована непосредственно на месте добычи природного газа. Для выполнения такого метода переработки используется установка двухфазного эжектирования и нефтяные насосы. Такие приспособление намного выгоднее, чем компрессоры, которые использовались раньше.

Химико-каталитический метод переработки подразумевает конверсию метана, а именно его окисление в синтез-газ. Для того чтобы получить синтез-газ можно использовать один из трех способов:

• паровая конверсия;
• парциальное окисление;
• углекислотная конверсия.

Стоит отметить, что синтез-газ в дальнейшем используется без разделения. Конверсия метана паровая и углекислотная относятся к каталитическим процессам. В данном случае в качестве катализатора применяется металлический никель, который наносится на оксидный носитель. Процесс проводится при температуре около 800 градусов по Цельсию и среднем давлении 20-40 атмосфер.

Для добычи непредельных углеводородов, таких как этилен, пропилен, дивинил и других элементов природный газ проходит переработку методом прямого термического воздействия. Данные процессы осуществляются при температуре около 11 000 градусов по Цельсию и давлении в несколько атмосфер. В продуктах пиролиза содержится не только непредельные углеводороды, но и метан, полициклические и ароматические углеводороды. Сегодня достаточно часто можно встретить процесс в результате которого с метана добывают этилен. Такой результат достигается при создании определенных условий – высокой температуры, высокого давления и небольшой длительности процесса. Весь процесс делиться на две основные стадии. Первая стадия подразумевает нагревание сырья до максимальной температуры, второй этап подразумевает адиабатическую стадию. Для того чтобы таким способом перерабатывать природный газ необходимо подготовить соответствующее оборудование, которое на сегодняшний день отличается высокой стоимостью. При использовании низкокачественных материалов проведения пиролиза становиться небезопасным.

Добыча и переработка газа в Российской Федерации

Природный газ — ценнейший источник топлива в России, на который приходится 60% природных и 12% топливно-энергетических ресурсов страны. Организация центров его переработки и добычи необходима для поддержания экономического роста.

Содержание статьи:

Основные месторождения

Ископаемое хранится в недрах планеты на глубине не менее 1 км. Там оно содержится в микроскопических трещинах и пустотах. Газ добывается путем бурения скважин — вещество постепенно поднимается по ним из-за разницы в давлении в слоях грунта и на поверхности. После извлечения из земли, сырье по трубопроводу транспортируют к заводам, котельным, электростанциям и прочим сооружениям.

Важнейший центр добычи газа в Российской Федерации расположен в Западно-Сибирском регионе — там добывается 91,2% этого ресурса.

Промышленная деятельность в этой местности развивалась за счет работы с уже открытыми месторождениями, среди которых:

• Уренгойское;
• Ямальское;
• Тазовское;
• Новое Уренгойское;
• Ямбургское.

Всего в Западной Сибири найдено около 300 пригодных для работы месторождений. Половина из них расположена на территории Тюменского Севера, где газодобыча пока развита слабо.

Среди прочих крупных центров выделяются Уральский (4.68%) и Поволжский (2,07%) экономические регионы. В остальных районах доля добываемого сырья не превышает 1%.

Центры переработки

Лидер в обработке природного газа в России – компания «Газпром». Объем обработанных ею (и дочерними фирмами) ресурсов составляет 30000000000 м³ в год. К основным производственным мощностям компании относятся следующие предприятия:

• Астраханский ГПЗ;
• Южно-Приобский ГПЗ;
• Оренбургский ГПЗ;
• Сосногорский ГПЗ;
• Завод «Мономер»;
• Томский завод метанола;
• Оренбургский завод гелия.

Крупнейшие центры переработки газа в России расположены рядом с источниками газодобычи. Среди них самым значимым является Тюменская область (и Ямало-Ненецкий автономный округ в частности). Значительные объемы сырья перерабатываются в Астраханской и Оренбургской областях, а также в Республике Коми.

Особенности отрасли

Газовая промышленность включает в себя следующие виды деятельности:

• добыча и переработка ископаемого;
• транспортировка по трубам;
• подача в газопроводы;
• получение вещества из угля и сланца;
• использование ресурса и его производных в разных видах деятельности.

Обработка газа необходима для очистки сырья от примесей, чтобы в дальнейшем использовать его в качестве топлива.

Для этого в центрах переработки применяются термохимические, химико-каталитические и физические методы.

Кроме топливно-энергетической промышленности, газ используют и в других сферах, среди которых:

• Производство полиэтилена, используемого для создания упаковок и пакетов, сверхпрочных материалов, брони и касок.
• Выделение гелия. Это вещество применяют при строительстве медицинского оборудования и точных измерительных приборов, а также в косметической отрасли.
• Извлечение смол, из которых затем делают строительные краски и лаки.
• Извлечение аммиака, который добавляют к удобрениям и используют при изготовлении нашатырного спирта и других препаратов.
• Извлечение пропана. Это высокоэффективное топливо необходимо для производства автомобилей, сварочных приборов, устройств для резки металла. Также используется при изготовлении растворителей, аэрозолей и пищевых добавок (E944).
• Получение этана, который перерабатывают в этилен и применяют для получения этилового спирта, уксусной кислоты, стирола.
• Создание окиси этилена. Она используется при изготовлении пластика, растворителей, косметики, лекарств, боеприпасов.
• Производство винила. Из него делают ПВХ (поливинилхлорид), который применяют для производства пластиковых окон и дверей, натяжных потолков, наклеек, фейерверков, обоев.
• Получение метана, из которого затем извлекают метанол. Этот материал нужен для изготовления уксуса, клея, изоляционных материалов, формальдегидов (их используют для создания пластика, фанеры, ДВП и других стройматериалов).
• Получение бутана, который добавляют к пропану при создании топлива, и употребляют как химический реагент.

Несмотря на широкое применение газа в других отраслях, 80% добываемого сырья используется в топливной сфере.

Перспективы развития

Газовая отрасль развивается быстрее других областей топливной промышленности. Среди ее преимуществ можно назвать следующие факторы:

• низкие денежные затраты на добычу;
• простота обработки и хранения;
• возможность применения во многих сферах деятельности человека, включая питание электростанций, металлургию и бытовые нужды;
• экологическая чистота и безопасность по сравнению с углем и нефтью;
• отсутствие необходимости в подготовке перед транспортировкой.

Развитие газового промысла в Российской Федерации направлено на приобретение экономической выгоды.

Ожидается рост потребности Европейских стран в топливе, что приведёт к увеличению спроса и цены на этот ресурс. Но из-за долгой окупаемости, этот прогноз может оказаться долгосрочным.

Рост спроса на сырье порождает необходимость в бурении новых скважин и расширении старых. Для развития отрасли нужно также улучшать транспортную сеть. Большую роль будет играть принятие новых законов и соглашений, касающихся промышленности, а именно — введение четких правил транзита, усовершенствование и упрощение бюрократических процедур.

Несмотря на преимущества природного газа перед нефтью и углем, экспорт ресурса в ближайшем будущем будет ограничен. Это связано с тем, что большинство стран не желает подвергаться риску попасть в энергетическую зависимость от Российской Федерации, а потому ищет альтернативные источники топлива.

 

90000 Amur Gas Processing Plant 90001 Operating company for the Amur GPP 90002 The Amur Gas Processing Plant (GPP) near the town of Svobodny, Amur Region, will become one of the largest gas processing facilities in the world. It will serve as an essential link in the process chain of natural gas supplies to China via the Power of Siberia gas pipeline. 90003 90004 Figures and facts 90005 90002 Design processing capacity: 42 billion cubic meters of natural gas per year. 90003 90002 Helium production: up to 60 million cubic meters per year.90003 90002 Ethane production: around 2.5 million tons per year. 90003 90002 Propane production: around 1 million tons per year. 90003 90002 Butane production: around 500,000 tons per year. 90003 90002 Pentane-hexane fraction production: around 200,000 tons per year. 90003 90002 Production trains: 6. 90003 90002 Plant’s area: 800 hectares. 90003 90002 The plant will receive multi-component gas from the Yakutia and Irkutsk gas production centers, which are being established by Gazprom within the Eastern Gas Program.The processed gas will be delivered to China. 90003 90002 Ethane, propane, butane, pentane-hexane fraction, and helium are valuable components used in the petrochemical and other industries. 90003 90004 Development 90005 90002 The construction of the Amur GPP started in October 2015. The stage-by-stage commissioning of its production trains will be synchronized with the development of Gazprom’s production capacities in Yakutia and the Irkutsk Region. 90003 90002 In addition to processing units and off-site facilities, the project provides for the construction of access roads, railway communications, a wharf on the Zeya River, and a residential district in Svobodny for future employees.90003 90002 Gazprom Pererabotka Blagoveshchensk (part of Gazprom Group) is in charge of the project, with NIPIGAZ (part of SIBUR Group) acting as the general contractor. 90003 90004 Technologies 90005 90002 The core process equipment for cryogenic recovery of helium and other petrochemical substances from gas is provided by Germany’s Linde. 90003 90004 Environment 90005 90002 The GPP is constructed with the use of novel engineering solutions that will help minimize the future plant’s environmental footprint.90003 90004 Social significance 90005 90002 The project will spur social and economic development in the Amur Region and other Far Eastern regions. With construction at its peak, the project will involve some 15,000 people, including Amur Region citizens. When the plant opens, it will employ around 3,000 people. 90003 90002 In order to accommodate future employees, a residential district for 5,000 people will be built in Svobodny. It will include apartment houses, an outpatient clinic, a kindergarten, a school, a sports center, a cultural center with a concert hall, and a children’s art center.90003 .90000 »Processing Natural Gas NaturalGas.org 90001 90002 Processing Natural Gas 90003 90004 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90005 90004 Natural gas, as it is used by consumers, is much different from the natural gas that is brought from underground up to the wellhead. Although the processing of natural gas is in many respects less complicated than the processing and refining of crude oil, it is equally as necessary before its use by end users. 90005 90004 The natural gas used by consumers is composed almost entirely of methane.However, natural gas found at the wellhead, although still composed primarily of methane, is by no means as pure. Raw natural gas comes from three types of wells: oil wells, gas wells, and condensate wells. Natural gas that comes from oil wells is typically termed ‘associated gas’. This gas can exist separate from oil in the formation (free gas), or dissolved in the crude oil (dissolved gas). Natural gas from gas and condensate wells, in which there is little or no crude oil, is termed ‘nonassociated gas’.Gas wells typically produce raw natural gas by itself, while condensate wells produce free natural gas along with a semi-liquid hydrocarbon condensate. Whatever the source of the natural gas, once separated from crude oil (if present) it commonly exists in mixtures with other hydrocarbons; principally ethane, propane, butane, and pentanes. In addition, raw natural gas contains water vapor, hydrogen sulfide (H 90009 2 90010 S), carbon dioxide, helium, nitrogen, and other compounds. To learn about the basics of natural gas, including its composition, click here.90005 90004 Natural gas processing consists of separating all of the various hydrocarbons and fluids from the pure natural gas, to produce what is known as ‘pipeline quality’ dry natural gas. Major transportation pipelines usually impose restrictions on the make-up of the natural gas that is allowed into the pipeline. That means that before the natural gas can be transported it must be purified. While the ethane, propane, butane, and pentanes must be removed from natural gas, this does not mean that they are all ‘waste products’.90005 90004 In fact, associated hydrocarbons, known as ‘natural gas liquids’ (NGLs) can be very valuable by-products of natural gas processing. NGLs include ethane, propane, butane, iso-butane, and natural gasoline. These NGLs are sold separately and have a variety of different uses; including enhancing oil recovery in oil wells, providing raw materials for oil refineries or petrochemical plants, and as sources of energy. 90005 90016 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 A Natural Gas Processing Plant 90025 90020 90021 90018 90023 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90020 90021 90032 90033 90004 While some of the needed processing can be accomplished at or near the wellhead (field processing), the complete processing of natural gas takes place at a processing plant, usually located in a natural gas producing region.The extracted natural gas is transported to these processing plants through a network of gathering pipelines, which are small-diameter, low pressure pipes. A complex gathering system can consist of thousands of miles of pipes, interconnecting the processing plant to upwards of 100 wells in the area. According to the American Gas Association’s Gas Facts 2000, there was an estimated 36,100 miles of gathering system pipelines in the U.S. in 1999. 90005 90004 In addition to processing done at the wellhead and at centralized processing plants, some final processing is also sometimes accomplished at ‘straddle extraction plants’.These plants are located on major pipeline systems. Although the natural gas that arrives at these straddle extraction plants is already of pipeline quality, in certain instances there still exist small quantities of NGLs, which are extracted at the straddle plants. 90005 90004 90005 90004 The actual practice of processing natural gas to pipeline dry gas quality levels can be quite complex, but usually involves four main processes to remove the various impurities: 90005 90004 Scroll down, or click on the links above to be transported to a particular section.90005 90004 In addition to the four processes above, heaters and scrubbers are installed, usually at or near the wellhead. The scrubbers serve primarily to remove sand and other large-particle impurities. The heaters ensure that the temperature of the gas does not drop too low. With natural gas that contains even low quantities of water, natural gas hydrates have a tendency to form when temperatures drop. These hydrates are solid or semi-solid compounds, resembling ice like crystals. Should these hydrates accumulate, they can impede the passage of natural gas through valves and gathering systems.To reduce the occurrence of hydrates, small natural gas-fired heating units are typically installed along the gathering pipe wherever it is likely that hydrates may form. 90005 90004 90024 Oil and Condensate Removal 90025 90005 90004 In order to process and transport associated dissolved natural gas, it must be separated from the oil in which it is dissolved. This separation of natural gas from oil is most often done using equipment installed at or near the wellhead. 90005 90004 The actual process used to separate oil from natural gas, as well as the equipment that is used, can vary widely.Although dry pipeline quality natural gas is virtually identical across different geographic areas, raw natural gas from different regions may have different compositions and separation requirements. In many instances, natural gas is dissolved in oil underground primarily due to the pressure that the formation is under. When this natural gas and oil is produced, it is possible that it will separate on its own, simply due to decreased pressure; much like opening a can of soda pop allows the release of dissolved carbon dioxide.In these cases, separation of oil and gas is relatively easy, and the two hydrocarbons are sent separate ways for further processing. The most basic type of separator is known as a conventional separator. It consists of a simple closed tank, where the force of gravity serves to separate the heavier liquids like oil, and the lighter gases, like natural gas. 90005 90054 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 Gas Processing Engineers 90025 90020 90021 90018 90023 Source: ChevronTexaco Corporation 90020 90021 90032 90033 90004 In certain instances, however, specialized equipment is necessary to separate oil and natural gas.An example of this type of equipment is the Low-Temperature Separator (LTX). This is most often used for wells producing high pressure gas along with light crude oil or condensate. These separators use pressure differentials to cool the wet natural gas and separate the oil and condensate. Wet gas enters the separator, being cooled slightly by a heat exchanger. The gas then travels through a high pressure liquid ‘knockout’, which serves to remove any liquids into a low-temperature separator. The gas then flows into this low-temperature separator through a choke mechanism, which expands the gas as it enters the separator.This rapid expansion of the gas allows for the lowering of the temperature in the separator. After liquid removal, the dry gas then travels back through the heat exchanger and is warmed by the incoming wet gas. By varying the pressure of the gas in various sections of the separator, it is possible to vary the temperature, which causes the oil and some water to be condensed out of the wet gas stream. This basic pressure-temperature relationship can work in reverse as well, to extract gas from a liquid oil stream.90005 90004 90024 Water Removal 90025 90005 90004 In addition to separating oil and some condensate from the wet gas stream, it is necessary to remove most of the associated water. Most of the liquid, free water associated with extracted natural gas is removed by simple separation methods at or near the wellhead. However, the removal of the water vapor that exists in solution in natural gas requires a more complex treatment. This treatment consists of ‘dehydrating’ the natural gas, which usually involves one of two processes: either absorption, or adsorption.90005 90004 Absorption occurs when the water vapor is taken out by a dehydrating agent. Adsorption occurs when the water vapor is condensed and collected on the surface. 90005 90004 90024 Glycol Dehydration 90025 90005 90004 An example of absorption dehydration is known as Glycol Dehydration. In this process, a liquid desiccant dehydrator serves to absorb water vapor from the gas stream. Glycol, the principal agent in this process, has a chemical affinity for water. This means that, when in contact with a stream of natural gas that contains water, glycol will serve to ‘steal’ the water out of the gas stream.Essentially, glycol dehydration involves using a glycol solution, usually either diethylene glycol (DEG) or triethylene glycol (TEG), which is brought into contact with the wet gas stream in what is called the ‘contactor’. The glycol solution will absorb water from the wet gas. Once absorbed, the glycol particles become heavier and sink to the bottom of the contactor where they are removed. The natural gas, having been stripped of most of its water content, is then transported out of the dehydrator.The glycol solution, bearing all of the water stripped from the natural gas, is put through a specialized boiler designed to vaporize only the water out of the solution. While water has a boiling point of 212 degrees Fahrenheit, glycol does not boil until 400 degrees Fahrenheit. This boiling point differential makes it relatively easy to remove water from the glycol solution, allowing it be reused in the dehydration process. 90005 90004 A new innovation in this process has been the addition of flash tank separator-condensers.As well as absorbing water from the wet gas stream, the glycol solution occasionally carries with it small amounts of methane and other compounds found in the wet gas. In the past, this methane was simply vented out of the boiler. In addition to losing a portion of the natural gas that was extracted, this venting contributes to air pollution and the greenhouse effect. In order to decrease the amount of methane and other compounds that are lost, flash tank separator-condensers work to remove these compounds before the glycol solution reaches the boiler.Essentially, a flash tank separator consists of a device that reduces the pressure of the glycol solution stream, allowing the methane and other hydrocarbons to vaporize ( ‘flash’). The glycol solution then travels to the boiler, which may also be fitted with air or water cooled condensers, which serve to capture any remaining organic compounds that may remain in the glycol solution. In practice, according to the Department of Energy’s Office of Fossil Energy, these systems have been shown to recover 90 to 99 percent of methane that would otherwise be flared into the atmosphere.90005 90004 To learn more about glycol dehydration, visit the Gas Technology Institute’s website here. 90005 90004 90024 Solid-Desiccant Dehydration 90025 90005 90004 Solid-desiccant dehydration is the primary form of dehydrating natural gas using adsorption, and usually consists of two or more adsorption towers, which are filled with a solid desiccant. Typical desiccants include activated alumina or a granular silica gel material. Wet natural gas is passed through these towers, from top to bottom.As the wet gas passes around the particles of desiccant material, water is retained on the surface of these desiccant particles. Passing through the entire desiccant bed, almost all of the water is adsorbed onto the desiccant material, leaving the dry gas to exit the bottom of the tower. 90005 90054 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 Absorption Towers 90025 90020 90021 90018 90023 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90020 90021 90032 90033 90004 Solid-desiccant dehydrators are typically more effective than glycol dehydrators, and are usually installed as a type of straddle system along natural gas pipelines.These types of dehydration systems are best suited for large volumes of gas under very high pressure, and are thus usually located on a pipeline downstream of a compressor station. Two or more towers are required due to the fact that after a certain period of use, the desiccant in a particular tower becomes saturated with water. To ‘regenerate’ the desiccant, a high-temperature heater is used to heat gas to a very high temperature. Passing this heated gas through a saturated desiccant bed vaporizes the water in the desiccant tower, leaving it dry and allowing for further natural gas dehydration.90005 90054 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 Gas Processing Plant with Absorption Towers 90025 90020 90021 90018 90023 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90020 90021 90032 90033 90004 90024 Separation of Natural Gas Liquids 90025 90005 90004 Natural gas coming directly from a well contains many natural gas liquids that are commonly removed. In most instances, natural gas liquids (NGLs) have a higher value as separate products, and it is thus economical to remove them from the gas stream.The removal of natural gas liquids usually takes place in a relatively centralized processing plant, and uses techniques similar to those used to dehydrate natural gas. 90005 90004 There are two basic steps to the treatment of natural gas liquids in the natural gas stream. First, the liquids must be extracted from the natural gas. Second, these natural gas liquids must be separated themselves, down to their base components. 90005 90004 90024 NGL Extraction 90025 90005 90004 There are two principle techniques for removing NGLs from the natural gas stream: the absorption method and the cryogenic expander process.According to the Gas Processors Association, these two processes account for around 90 percent of total natural gas liquids production. 90005 90004 90024 The Absorption Method 90025 90005 90054 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 Pipes and Absorption Towers 90025 90020 90021 90018 90023 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90020 90021 90032 90033 90004 The absorption method of NGL extraction is very similar to using absorption for dehydration.The main difference is that, in NGL absorption, an absorbing oil is used as opposed to glycol. This absorbing oil has an ‘affinity’ for NGLs in much the same manner as glycol has an affinity for water. Before the oil has picked up any NGLs, it is termed ‘lean’ absorption oil. As the natural gas is passed through an absorption tower, it is brought into contact with the absorption oil which soaks up a high proportion of the NGLs. The ‘rich’ absorption oil, now containing NGLs, exits the absorption tower through the bottom.It is now a mixture of absorption oil, propane, butanes, pentanes, and other heavier hydrocarbons. The rich oil is fed into lean oil stills, where the mixture is heated to a temperature above the boiling point of the NGLs, but below that of the oil. This process allows for the recovery of around 75 percent of butanes, and 85 — 90 percent of pentanes and heavier molecules from the natural gas stream. 90005 90004 The basic absorption process above can be modified to improve its effectiveness, or to target the extraction of specific NGLs.In the refrigerated oil absorption method, where the lean oil is cooled through refrigeration, propane recovery can be upwards of 90 percent, and around 40 percent of ethane can be extracted from the natural gas stream. Extraction of the other, heavier NGLs can be close to 100 percent using this process. 90005 90004 90024 The Cryogenic Expansion Process 90025 90005 90004 Cryogenic processes are also used to extract NGLs from natural gas. While absorption methods can extract almost all of the heavier NGLs, the lighter hydrocarbons, such as ethane, are often more difficult to recover from the natural gas stream.In certain instances, it is economic to simply leave the lighter NGLs in the natural gas stream. However, if it is economic to extract ethane and other lighter hydrocarbons, cryogenic processes are required for high recovery rates. Essentially, cryogenic processes consist of dropping the temperature of the gas stream to around -120 degrees Fahrenheit. 90005 90004 There are a number of different ways of chilling the gas to these temperatures, but one of the most effective is known as the turbo expander process.In this process, external refrigerants are used to cool the natural gas stream. Then, an expansion turbine is used to rapidly expand the chilled gases, which causes the temperature to drop significantly. This rapid temperature drop condenses ethane and other hydrocarbons in the gas stream, while maintaining methane in gaseous form. This process allows for the recovery of about 90 to 95 percent of the ethane originally in the gas stream. In addition, the expansion turbine is able to convert some of the energy released when the natural gas stream is expanded into recompressing the gaseous methane effluent, thus saving energy costs associated with extracting ethane.90005 90004 The extraction of NGLs from the natural gas stream produces both cleaner, purer natural gas, as well as the valuable hydrocarbons that are the NGLs themselves. 90005 90004 90024 Natural Gas Liquid Fractionation 90025 90005 90004 Once NGLs have been removed from the natural gas stream, they must be broken down into their base components to be useful. That is, the mixed stream of different NGLs must be separated out. The process used to accomplish this task is called fractionation.Fractionation works based on the different boiling points of the different hydrocarbons in the NGL stream. Essentially, fractionation occurs in stages consisting of the boiling off of hydrocarbons one by one. The name of a particular fractionator gives an idea as to its purpose, as it is conventionally named for the hydrocarbon that is boiled off. The entire fractionation process is broken down into steps, starting with the removal of the lighter NGLs from the stream. The particular fractionators are used in the following order: 90005 90192 90193 90024 Deethanizer 90025 — this step separates the ethane from the NGL stream.90196 90193 90024 Depropanizer 90025 — the next step separates the propane. 90196 90193 90024 Debutanizer 90025 — this step boils off the butanes, leaving the pentanes and heavier hydrocarbons in the NGL stream. 90196 90193 90024 Butane Splitter or Deisobutanizer 90025 — this step separates the iso and normal butanes. 90196 90209 90004 By proceeding from the lightest hydrocarbons to the heaviest, it is possible to separate the different NGLs reasonably easily. 90005 90004 To learn more about the fractionation of NGLs, click here.90005 90004 90024 Sulfur and Carbon Dioxide Removal 90025 90005 90004 In addition to water, oil, and NGL removal, one of the most important parts of gas processing involves the removal of sulfur and carbon dioxide. Natural gas from some wells contains significant amounts of sulfur and carbon dioxide. This natural gas, because of the rotten smell provided by its sulfur content, is commonly called ‘sour gas’. Sour gas is undesirable because the sulfur compounds it contains can be extremely harmful, even lethal, to breathe.Sour gas can also be extremely corrosive. In addition, the sulfur that exists in the natural gas stream can be extracted and marketed on its own. In fact, according to the USGS, U.S. sulfur production from gas processing plants accounts for about 15 percent of the total U.S. production of sulfur. For information on the production of sulfur in the United States, visit the USGS here. 90005 90016 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 Gas Sweetening Plant 90025 90020 90021 90018 90023 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90020 90021 90032 90033 90004 Sulfur exists in natural gas as hydrogen sulfide (H 90009 2 90010 S), and the gas is usually considered sour if the hydrogen sulfide content exceeds 5.7 milligrams of H 90009 2 90010 S per cubic meter of natural gas. The process for removing hydrogen sulfide from sour gas is commonly referred to as ‘sweetening’ the gas. 90005 90004 The primary process for sweetening sour natural gas is quite similar to the processes of glycol dehydration and NGL absorption. In this case, however, amine solutions are used to remove the hydrogen sulfide. This process is known simply as the ‘amine process’, or alternatively as the Girdler process, and is used in 95 percent of U.S. gas sweetening operations. The sour gas is run through a tower, which contains the amine solution. This solution has an affinity for sulfur, and absorbs it much like glycol absorbing water. There are two principle amine solutions used, monoethanolamine (MEA) and diethanolamine (DEA). Either of these compounds, in liquid form, will absorb sulfur compounds from natural gas as it passes through. The effluent gas is virtually free of sulfur compounds, and thus loses its sour gas status. Like the process for NGL extraction and glycol dehydration, the amine solution used can be regenerated (that is, the absorbed sulfur is removed), allowing it to be reused to treat more sour gas.90005 90004 Although most sour gas sweetening involves the amine absorption process, it is also possible to use solid desiccants like iron sponges to remove the sulfide and carbon dioxide. 90005 90004 Sulfur can be sold and used if reduced to its elemental form. Elemental sulfur is a bright yellow powder like material, and can often be seen in large piles near gas treatment plants, as is shown. In order to recover elemental sulfur from the gas processing plant, the sulfur containing discharge from a gas sweetening process must be further treated.The process used to recover sulfur is known as the Claus process, and involves using thermal and catalytic reactions to extract the elemental sulfur from the hydrogen sulfide solution. 90005 90004 For more information on sulfur recovery and the Claus process, click here. 90005 90054 90017 90018 90019 90020 90021 90018 90023 90024 Elemental Sulfur Production in a Gas Treatment Plant 90025 90020 90021 90018 90023 Source: Duke Energy Gas Transmission Canada 90020 90021 90032 90033 90004 In all, the Claus process is usually able to recover 97 percent of the sulfur that has been removed from the natural gas stream.Since it is such a polluting and harmful substance, further filtering, incineration, and ‘tail gas’ clean up efforts ensure that well over 98 percent of the sulfur is recovered. 90005 90004 To learn more about the environmental effects of sour gas treatment and flaring, click here. 90005 90004 90005 90004 Gas processing is an instrumental piece of the natural gas value chain. It is instrumental in ensuring that the natural gas intended for use is as clean and pure as possible, making it the clean burning and environmentally sound energy choice.Once the natural gas has been fully processed, and is ready to be consumed, it must be transported from those areas that produce natural gas, to those areas that require it. 90005 90004 Click here to learn about the transportation of natural gas. 90005 .90000 Oil and Gas Production, Processing and Refining 90001 90002 90003 About Us 90004 90003 Investors 90004 90003 Partners 90004 90003 Careers 90004 90003 90012 90004 90014 90002 90003 English 90004 90003 Chinese 90004 90003 French 90004 90003 German 90004 90003 Japanese 90004 90003 Korean 90004 90003 Portuguese 90004 90003 Russian 90004 90003 Spanish 90004 90014 90002 90003 Industries 90004 90003 What We Offer 90004 90003 Resources 90004 90003 Contact Us 90004 90014 90002 90046 90047 90048 Chemicals 90049 90050 90004 90052 90004 90014.90000 Gas and oil reserves 90001 90002 90003 How are hydrocarbon reserves estimated 90004 90002 Gazprom holds the world’s largest natural gas reserves, with a share in the global and Russian reserves amounting to 16 and 71 per cent respectively. As of December 31, 2019, the Group’s domestic A + B1 + C1 hydrocarbon reserves (under Russian standards) amounted to 34,899.0 billion cubic meters of gas, 1,569.7 million tons of gas condensate, and 2,005.7 million tons of oil. 90004 90002 In order to replenish its resource base, the Gazprom Group carries out geological exploration in Russia and abroad, as well as continuously monitors new projects and assets eligible for purchase.90004 90009 Reserves of associated companies and joint ventures 90010 90002 In 2019, the A + B1 + C1 hydrocarbon reserves of associated companies and joint ventures within the share of the Gazprom Group stood at 1,064.0 billion cubic meters of natural and associated gas, 111.1 million tons of gas condensate, and 588.6 million tons of oil . 90004 90009 Reserves audit 90010 90002 The PRMS-based audit of the Gazprom Group’s hydrocarbon reserves carried out by DeGolyer and MacNaughton showed that, as of late 2019, the Group’s proven and probable hydrocarbon reserves included 24,395.5 billion cubic meters of gas, 1,063.2 million tons of gas condensate, and 1,374.8 million tons of oil. 90004 90002 The international audit covered 92.8 per cent of gas, 95.0 per cent of condensate, and 95.7 per cent of oil in the Group’s total reserves in the A + B1 + C1 categories. 90004 90019 90020 Gazprom Group’s reserves under PRMS standards 90021 90022 90023 90024 90002 90004 90027 90024 As of 31 December 2017 90027 90024 As of December 31, 2018 90027 90024 As of 31 December, 2019 90027 90034 90023 90036 Natural gas, billion cubic meters 90037 90036 24,146.6 90037 90036 24,255.1 90037 90036 24,395.5 90037 90034 90023 90036 Gas condensate, million tons 90037 90036 1,105.7 90037 90036 1,090.2 90037 90036 1,063.2 90037 90034 90023 90036 Oil, million tons 90037 90036 1,360.0 90037 90036 1,335.4 90037 90036 1,374.8 90037 90034 90023 90036 90002 90020 Total, billion barrels of oil equivalent 90021 90004 90037 90036 90020 175,7 90021 90037 90036 90020 176.1 90021 90037 90036 90020 177,1 90021 90037 90034 90085 90086 90009 Geological exploration 90010 90002 The main objectives of geological exploration performed by the Gazprom Group are to replenish the extracted hydrocarbons with commercial reserves and to prepare the feedstock base in promising regions. The growth rates of the Company’s natural gas reserves have been surpassing the production rates since 2005. 90004 90002 In 2019, the reserves replacement ratio for natural gas was 1.1. 90004 90002 Gazprom operates in almost all of Russia’s oil- and gas-bearing regions. In 2019, the Group allocated a total of RUB 116.9 billion for the geological exploration of domestic hydrocarbons. 90004 90002 Throughout 2019, the additions in A + B1 + C1 hydrocarbon reserves as a result of geological exploration in Russia amounted to: 90004 90097 90098 556.7 billion cubic meters of natural gas; 90099 90098 11.7 million tons of gas condensate; 90099 90098 29.0 million tons of oil.90099 90104 90002 2019 saw the discovery of four new fields — the gas and condensate field named after Vasily Dinkov, the gas-bearing Nyarmeyskoye field (shelf of the Kara Sea), and the oil-bearing Yagodnoye and Roshchinskoye fields (Orenburg Region) — and 25 new deposits in the Republic of Sakha (Yakutia), the Yamal-Nenets Autonomous Area, the Khanty-Mansi Autonomous Area — Yugra, the Tomsk and Orenburg Regions, and on the shelf of the Kara Sea. In addition, the companies investments wherein are classified as joint operations discovered a field in the Tomsk Region, naming it after Yury Chikishev, and two deposits in the Khanty-Mansi Autonomous Area — Yugra.90004 90002 90004 90109 90020 Key figures of Gazprom Group’s hydrocarbon exploration (excluding companies investments wherein are classified as joint operations) 90021 90022 90023 90114 90027 90116 Year ended December 31 90027 90034 90023 90024 2015 90027 90024 2016 90027 90024 2017 90027 90024 2018 90027 90024 2019 90027 90034 90023 90036 Exploratory drilling, thousand meters 90037 90036 143,6 90037 90036 111.6 90037 90036 85.9 90037 90036 157,6 90037 90036 201.7 90037 90034 90023 90036 90002 Number of constructed exploratory wells 90004 90037 90036 43 90037 90036 40 90037 90036 36 90037 90036 25 90037 90036 41 90037 90034 90023 90036 90002 including producing wells 90004 90037 90036 38 90037 90036 34 90037 90036 31 90037 90036 20 90037 90036 39 90037 90034 90023 90036 90002 2D seismic survey, thousand linear kilometers 90004 90037 90036 6.6 90037 90036 0.3 90037 90036 1.1 90037 90036 — 90037 90036 15.0 90037 90034 90023 90036 90002 3D seismic survey, thousand square kilometers 90004 90037 90036 20.0 90037 90036 20.6 90037 90036 18.7 90037 90036 9.5 90037 90036 7.9 90037 90034 90085 90086 90009 Hydrocarbon development beyond Russia 90010 90002 In line with the existing contractual obligations, the Gazprom Group continues to implement its ongoing projects in foreign countries.In 2019, the Group carried out geological and geophysical exploration in the CIS, Europe, Southeast Asia, Africa, Middle East, and South America. 90004 90002 The amount of funds invested in geological exploration projects abroad totaled RUB 5.4 billion in 2019. 90004 90109 90020 Key figures of Gazprom Group’s hydrocarbon exploration abroad 90021 90022 90023 90114 90027 90116 As of December 31 90027 90034 90023 90024 2015 90027 90024 2016 90027 90024 2017 90027 90024 2018 90027 90024 2019 90027 90034 90023 90036 Exploratory drilling, thousand meters 90037 90036 28.3 90037 90036 9.7 90037 90036 18.4 90037 90036 21.9 90037 90036 18.6 90037 90034 90023 90036 Number of constructed exploratory wells 90037 90036 4 90037 90036 8 90037 90036 8 90037 90036 10 90037 90036 7 90037 90034 90023 90036 including producing wells 90037 90036 2 90037 90036 7 90037 90036 5 90037 90036 9 90037 90036 7 90037 90034 90023 90036 2D seismic survey, thousand linear kilometers 90037 90036 — 90037 90036 1.5 90037 90036 — 90037 90036 — 90037 90036 — 90037 90034 90023 90036 3D seismic survey, thousand square kilometers 90037 90036 1.4 90037 90036 0.8 90037 90036 1.2 90037 90036 1.1 90037 90036 0.7 90037 90034 90085 90086 90002 Within the scope of the geological exploration projects in which the Group serves as the operator, in 2019 exploratory drilling was performed in Serbia and Romania, resulting in the discovery of two new deposits in Serbia.90004 90009 Mineral resource base development program 90010 90002 The resource base development strategy of the Gazprom Group aims to maintain the balance between reserves growth and hydrocarbon production, as well as to ensure enhanced resource replenishment in the future. 90004 90002 In June 2011, the Gazprom Management Committee approved the Gas Industry Mineral Resource Base (MRB) Development Program until 2035. The Program envisages the enhanced replenishment of the mineral resource base with due consideration of the changes in the reserve structure and the shift of the gas production centers to the new regions: the Yamal Peninsula, Eastern Siberia, the Far East, and the Russian continental shelf.The Program will provide for the addition of about 20 billion tons of fuel equivalent between 2011 and 2035. 90004 90002 The document places great emphasis on research, development and design activities, which will help dramatically improve the efficiency of prospecting and exploration at new hydrocarbon fields and deposits. 90004 .