Глава III. Особенности использования месторождений газа

Лекция 3.  ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

3.1 Основные понятия о рациональной
разработке газовых месторождений

Под разработкой
газового месторождения понимается управление процессом движения газа и
конденсата в пласте к забоям добывающих скважин при помощи определенной системы
разработки.

Системой разработкигазовой залежи называют
комплекс технических мероприятий по управлению движения газа, конденсата и воды
в пласте.

Основное
требование к системе разработки —
обеспечение минимума затрат  на
добычу  максимального объема газа и
конденсата  при заданной степени
надежности и соблюдении природоохранных мероприятий.

Рациональная
разработка — это комплексная система, при которой
обеспечивается заданный уровень добычи газа и конденсата с наибольшей
эффективностью при  соблюдении охраны
недр и окружающей среды.

Специфика
разработки газовых месторождений
заключается в том, что газ добывается фонтанным способом. Сложная и протяженная
система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична  и представляет собой единое целое. В
начальный период разработки устьевые давления скважин достаточно высоки и газ
под собственным давлением поступает в магистральный газопровод.

• Проект разработки является основным
  проектным документом, по которому осуществляется разработка месторождения.
• —        
  геологическая
  характеристика месторождения (литология, стратиграфия, тектоника)
• —        
  характеристика
  продуктивных горизонтов (параметры пласта, мощность, протяженность, запасы);
• —        
  положение ГВК;
• —        
  физико
  — химическая характеристика газа,
  конденсата и пластовой воды.

На стадии разведки невозможно получить полную
информацию. В связи с этим, а также, учитывая высокую стоимость разведки
газовых месторождений разработку начинают до получения всей информации и
составления проекта разработки.

  ОПЭ —
опытно-промышленная эксплуатация — в этот период ведут строительные и опытные
работы, бурят скважины, наращивают темпы добычи, уточняют запасы, определяют
режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи,
получают данные для составления проекта промышленной разработки.

1. Этапы
   разработки газовых месторождений
2. В теории и практике разработки месторождений природного газа различают:
3. I — период нарастающей добычи;
4. II — период посто­янной добычи;
5. III — период падающей добычи.
6. Эти периоды харак­терны в основном для средних, крупных и уникальных по
   запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения.

 Не­большие по запасам
месторождения часто сразу разрабатываются с периода постоянной добычи газа,
обычно небольшого по продолжи­тельности. При разработке таких месторождений
основным может оказаться период падающей добычи газа (линия 1 на рис. 3.1).

Встречаются случаи, когда месторождению присущ только период падающей добычи (линия
3) или имеют место периоды нарастающей и падающей добычи (линия 2). Пе­риод
постоянной добычи продолжается до суммарного отбора из месторождения около 60 —
70% запасов газа и более (с начала разра­ботки).

Для периода падающей добычи
газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с
обводнением) число добы­вающих скважин. Этот период продолжается до достижения
минимального рентабельного отбора из месторождения.

При отборе газа из газовой
(газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно
уменьшается. Со временем собственного давления становится недостаточно для
подачи газа потребителю с заданным расходом.

На­чинается период компрессорной
эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных
станций (ДКС).

Бескомпрессорным периодом эксплуатацииназывается период, когда подача газа в
магистральный газопровод происходит без использования компрессоров, за счет
пластовой энергии.

3.2 Размещение скважин

3.2.1 Размещение скважин по площади газоносности

 При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин  в однородных коллекторах  одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в
неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к
запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении
происходит лучшее изучение геологических условий, меньшая интерференция
скважин, более полное извлечение газа и конденсата.

Осевое расположение скважин применяют в
удлиненных  структурах (полосообразных залежах)

При неравномерном размещении  темпы изменения средневзвешенного по пласту
давления  Р
различны и возможно образование депрессионных воронок давления в различных
частях залежи. Преимущества неравномерного размещения  — уменьшение капвложений в строительство
скважин, сроков строительства, протяженности дорог, газосборных коллекторов,
линий электропередач.

 Размещение скважин по структуре газоносности

Нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта,
добывающие — на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и
вязкость, чем сырой газ.

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами
принимают равным 800—1200 м, а между добывающими – 400- 800 м.

Разработку
газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе
нагнетательных и добывающих сква­жин.                              

• 3.3 Режимы газовых месторождений
• Режимом газоносного пласта называется
  проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки.
• Применительно к газовым и газоконденсатным месторожде­ниям характерными
  являются два режима: газовый (или газонапорный) и водона­порный.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной
энергии расширения газа при снижении дав­ления в залежи. В этом случае
контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой
залежи и можно считать, что объем порового простран­ства газовой залежи во
времени также практически не изменя­ется.

При водонапорном режиме приток газа к скважине происхо­дит как за счет
продвижения пластовых вод в пределах газовой залежи, так и за счет энергии
газа, расширяющегося при паде­нии пластового давления. Вследствие вторжения
пластовых вод в газовую залежь при водонапорном режиме происходит умень­шение
объема порового пространства во времени.

Водонапорный режим в зависимости от
граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют на упруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей
сжимаемости газа по сравнению с сжимае­мостью пористой
среды при разработке залежей эффектом уменьшения объема пористой среды при
снижении пластового давления можно практически пренебречь.

При газовом режиме, т. е. когда , средневзвешенное пластовое давление будет определяться из
выражения

1.                                                       (3.1)
2. Коэффициентом газоотдачиназывается отношение объема извлекаемого из пласта газа к его начальным
   геологическим запасам:
3.                                                                    
                      (3.2)

где Qдоб
– добытое количество газа, Qз —
запасы газа, Qocт—
остаточное количество газа. Коэффициент газоотдачи может быть выражен в долях
единицы и в процентах. Различают конечный и текущий коэффици­енты газоотдачи.

Под конечным коэффициентом газоотдачи понимается отношение количества газа,
добытого к моменту достижения конечного давления в пласте, соответствующего
давлению на устье скважины 0,1 МПа, к начальным запасам газа.

  екущий коэффициент
газоотдачи представляет собой отношение объема добытого в данный момент газа к
его начальным запасам в пласте.

• Факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи:
• —        
  режим
  разработки месторождения;
• —        
  средневзвешенное
  по объему порового пространства конечное давление в залежи;
• —        
  неоднородность
  фациальных свойств  пласта по площади и
  по разрезу;
• —        
  тип
  месторождения (пластовое или массивное); темп отбора газа.
• Для газового режима коэффициент газоотдачи
•    ,                                                                        
  (3.3)

где pК —
конечное давление в пласте, определенное по баромет­рической формуле при ру
= 0,1 МПа. При газовом режиме коэффициенты газоотдачи могут составлять 85—95%.
При водонапорном режиме коэффициенты газоотдачи 
значительно ниже и находятся в пределах 50 –80%, что объясняется
защемлением части газа пластовой водой

1. Коэффициентом конденсатоотдачи называется отношение
   суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте.
2.                                                                           (3.4)
3. Конечные коэффициенты конденсатоотдачи колеблются в ши­роких пределах
   (30—75%) и зависят от многих факторов.

В настоящее
время,  когда пластовый газ
рассматривается как сырье для химической промышленности и источник энергии,
важное значение принимает правильная оценка объемов извлечения  целевых компонентов природного газа  сухого газа (СН4, С2Н6,
следы С3Н8, С4Н10) и
неуглеводородных компонентов. Коэффициентом
объемной компонентоотдачи называется отношение объема
извлекаемого из пласта целевого компонента 
к его начальным геологическим запасам.

• Осн: 1[125-127, 155-157], 2[169-171]
• Доп: 4[15-29, 80-85, 127-130,
  142-145, 353-355], 6[131-140], 9[49-55].
• Контрольные
  вопросы:

1.    
Что понимают под
«разработкой газового и газоконденсатного месторождения»?

2.    
Что входит в
понятие «система разработки»?

3.    
Как  осуществляют размещение скважин по площади
газоносности?

4.    
Как следует
располагать скважины для нагнетания в пласт сухого газа?

5.    
Какие
существуют  режимы  разработки газовой залежи?

6.    
Охарактеризуйте
понятия «коэффициент газоотдачи, конденсатоотдачи, компонентоотдачи».

История использования природного газа

Главная — Статьи — История использования природного газа

19.06.2014

История в древнейшие времена

О горючих газах было известно с древнейших времен. Горящие газовые факелы называли «вечным огнем», им поклонялись, рядом с ними строили храмы и святилища.

«Священные  огни» существовали во многих странах  древнего мира – в Иране, на Кавказе, в Северной Америке, Индии, Китае, и т. д.

  Еще Марко Поло описывал  использование природного газа в Китае, где его применяли для освещения, отопления, для выпаривания соли.

Что такое природный газ

Природным газом считают смесь газов, образовавшихся в результате разложения органических веществ в недрах Земли. Обычно природный газ собирается на глубинах от одного до нескольких километров, хотя существуют скважины глубиной более 6 км.В стандартных условиях это газообразное вещество в виде:

• отдельных скоплений (газовые залежи);
• газовой шапки нефтегазовых месторождений.

Большими запасами обладают: Россия, Иран, Туркмения, Азербайджан, страны Персидского залива,  США.

Использование природного газа

Практическое использование горючего газа, началось в середине 19 века после изобретения немецким химиком Робертом Бунзеном газовой горелки. Бунзеновские горелки работали на искусственном «светильном газе», полученном в процессе переработки каменного угля или горючих сланцев. Очень быстро газовые горелки осветили улицы и жилые дома многих столиц и крупных городов мира. В Российской Империи газовые горелки одновременно с Петербургом появились во Львове, Варшаве, Москве, Одессе, Харькове и Киеве.

Некоторые разновидности природного газа

Различают природный газ и «попутный» или «нефтяной» газ. Различие между ними заключается в количестве содержащихся в них тяжелых углеводородов. В природном тяжелый углеводород (метан) составляет более 80% от общего состава газа, в «попутном» газе – не более 40%, а остальное – этан, пропан, бутан, и прочие.

«Попутный» газ содержится в нефтяных залежах поверх нефти, образуя газовую шапку, которая собирается в пористой породе, покрытой глинистым сланцем. Глинистый сланец препятствует выходу газа.

Иногда во время буровых работ в результате резкого изменения давления газ отделяется от нефти и может происходить его утечка.

Недостатком «попутного» газа, является необходимость очистки его от примесей, тогда как природный газ в очистке не нуждается.

Примерный состав природного газа

Газ различных месторождений может иметь различный состав. В среднем, содержание компонентов таково:

• метан 80-99%
• этан 0,5-0,4 %
• пропан 0,2-1,5%
• бутан 0,1-1%
• пентан 0-1%
• благородные газы (гелий, аргон) – сотые и тысячные доли процента.

Газовая  промышленность  России

В дореволюционной России природный газ не использовался, хотя отмечалось его наличие.

Только после Октябрьской революции 1917 года советское правительство поставило задачу о возможностях использования газа, добываемого вместе с нефтью.

До конца 30-х годов 20-го века Советская Россия не имела самостоятельной газовой промышленности, она была сопутствующей нефтяной промышленности, а месторождения газа открывались исключительно в процессе разведки и добычи  нефти.

Разведка газовых месторождений началась в 1939 году в Саратовской области: в 1940-м году нашли газ, а в 1941-м году была поставлена первая рабочая скважина. Нехватка  топлива, возникшая в начале Великой Отечественной войны 1941-1945 гг..

(были временно «потеряны» угольные месторождения Донбасса и нефтяные месторождения Северного Кавказа), заставила с максимальной интенсивностью заняться разведкой и добычей природного газа. Уже в 1941 году в Саратовской и  Куйбышевской областях началась промышленная добыча природного газа.

Суточная производительность одной газовой скважины равнялась 800 тыс. куб.м. газа. Эксплуатация этих месторождений положила начало газовой индустрии. Вначале газ использовался для работы Саратовской ГРЭС, а в 1942 году началось строительство газопровода Саратов – Москва. Строительством руководил Лаврентий Берия, его закончили в июле 1946 года.

На газопроводе ежесуточно работало более 30 тысяч человек. От Саратова до Москвы через 487 преград было вручную проложено 840 км газопровода. Было построено:

• 84 перехода через реки и каналы;
• 250 переходов через железнодорожные пути;
• шесть поршневых компрессорных станций;
• вынуто более 3,5 миллионов кубов грунта.

Газопровод проходил по территориям Саратовской, Пензенской, Тамбовской, Рязанской и Московской областей.

Для информации

Подача 1 млн. куб. м. газа в Москву заменила ежедневный расход: 

• миллиона кубов дров;
• 650 тысяч тонн угля;
• 150 тысяч тонн керосина;
• 100 тысяч тонн топочного мазута.

В послевоенное время были открыты крупные промышленные месторождения в Ставропольском крае, на севере России и в Сибири.

Основы разработки газовых месторождений

⇐ ПредыдущаяСтр 26 из 41Следующая ⇒

• Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.
• Основное требование к системе разработки — обеспечение минимума затрат на добычу заданных объемов газа при заданной системе степени надежности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих условий осуществляется на стадии проектирования системы разработки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основными из которых являются:
• — режим разработки залежи;
• — схема размещения скважин;
• — технологический режим эксплуатации скважин и их конструкция;
• — схема сбора и подготовки газа.
• Особенностью разработки газовых месторождений в том, что разработка месторождений фактически начинают до составления проекта разработки (это связано с тем, что ряд характеристик месторождения невозможно получить на стадии разведки, а также по экономическим соображениям — высокой стоимостью разведки газовых месторождений).
• Разработка газовых месторождений осуществляется в два этапа:
• — на первом этапе проводят опытно-промышленную эксплуатацию месторождения;
• — на втором этапе осуществляют промышленную разработку по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки.

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный, т.к газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

При добыче газа главное — защита обсадных труб и оборудования от агрессивного воздействия сероводорода и углекислого газа, которое способствует развитию коррозии труб и оборудования.

Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин нашли ингибиторы, т.

е вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается.

Сайклинг-процесс— способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт.

При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости- из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации (см.

Ретроградные явления) выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

Сайклинг-процесс применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полный и частичный сайклинг-процесс. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С5+В.

Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%.

Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полном сайклинг-процессе достигает 70-80% (см. также Конденсатоотдача).

Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичном сайклинг-процессе в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов).

Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе 60-70%.

Полный и частичный сайклинг-процессы могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация сайклинг-процесса, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта.

Целесообразность применения сайклинг-процесса определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения).

Как правило, сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г/м3. Эффективность применения сайклинг-процесса определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали.

Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора сайклинг-процесс может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе.

Полный сайклинг-процесс рекомендуется применять на месторождениях, пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата (строятся по результатам исследований процесса дифференциальной конденсации).

В этом случае даже небольшое (на 10-15%) снижение пластового давления приводит к значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов).

Частичный сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях, пластовые смеси которых имеют пологие кривые изотерм пластовых потерь конденсата; тогда при снижении пластового давления на 30-40% от начального из пластового газа выделяется до 20% конденсата (от его начальных запасов), а оставшийся в пластовом газе конденсат извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в продуктивном горизонте конденсат может быть частично извлечён из пласта за счёт его испарения при прохождении над ним свежих порций газа, нагнетаемого в пласт. Выбор варианта сайклинг-процесса, в т.ч. и соотношения объёмов закачанного и отобранного газов, проводится в результате технико-экономических расчётов, учитывающих также особенности месторождения, потребности данного региона в природном газе и конденсате. При осуществлении сайклинг-процесса для увеличения коэффициента охвата пласта нагнетаемым газом эксплуатационные и нагнетательные скважины размещают, как правило, в виде кольцевых батарей, расположенных на максимально большом расстоянии друг от друга. Т.к. приёмистость нагнетательных скважин зачастую превышает производительность эксплуатационных, число нагнетательных скважин на месторождении в 1,5-3 раза меньше числа эксплуатационных.

1. Стадии разработки залежи.
2. При разработке нефтяной залежи выделяют четыре стадии:
3. I — нарастающая добыча нефти;
4. II- стабилизация добычи нефти;
5. III — падающая добыча нефти;
6. IV — поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадиинарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность I стадии составляет около 4-6 лет.

Вторая стадия— стабилизация нефтедобычи — начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается:

1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведение работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Обводненность продукции может достигать 50 %. Продолжительность II стадии составляет около 5-7 лет.

Третья стадия— падающая добыча нефти — характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи. Этот этап заканчивается при достижении 80 — 90 % обводненности.

Четвертая стадия— поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.

Общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет.

На рис.43 показаны стадии разработки нефтяных месторождений.

Рис.43 Стадии разработки нефтяных месторождений.

• Наиболее крупные месторождения нефти нашего региона-Удмуртской Республики (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Ельниковское) и Пермского края — Кокуйское, Батырбайское, Павловское, Баклановское, Осинское, Уньвинское, Сибирское находятся на 3-ей или 4-ой стадии разработки.
• При разработке газовых и газоконденсатных месторождений выделяются стадии:
• I — нарастающая добыча газа;
• II- постоянная добыча газа;
• III- падающая добыча газа.

Для того чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов разработка газовых месторождений начинается еще во время разбуривания и обустройства.

По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча из месторождения возрастает.

Поэтому стадию, совпадающую с разбуриванием и обустройством месторождения, называют стадией нарастающей добычи.

После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает стадия постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается более 60 % запасов газа.

По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Эту стадию разработки называют стадией падающей добычи. Она продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня.

Такие стадии добычи газа характерны для крупных месторождений, при разработке средних по запасам месторождений стадия постоянной добычи газа часто отсутствует, а при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений отсутствуют стадии нарастающей и постоянной добычи газа.

Что касается гигантских газовых месторождений нашей страны (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское), то они вступили в этап падающей добычи.

⇐ Предыдущая21222324252627282930Следующая ⇒

Рекомендуемые страницы:

Федеральный закон О газоснабжении в Российской Федерации Глава III. Особенности использования месторождений газа

Версия для печати

• Федеральный закон Российской Федерации от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ
• «О газоснабжении в Российской Федерации»
• Принят Государственной Думой
• 12 марта 1999 года

1. Одобрен Советом Федерации 17 марта 1999 года
2. Глава III. Особенности использования месторождений газа

Статья 10. Основания и порядок отнесения месторождений газа к объектам федерального значенияК объектам федерального значения относятся месторождения газа, имеющие стратегическое значение для газоснабжения в Российской Федерации. Обоснование необходимости отнесения месторождения газа к объектам федерального значения, а также предложение о его отнесении к таким объектам в соответствии с Федеральным законом «О внесении изменений и дополнений в Закон Российской Федерации «О недрах» вносится на рассмотрение Правительства Российской Федерации федеральным органом исполнительной власти.

Отнесение месторождения газа к объектам федерального значения осуществляется Правительством Российской Федерации по согласованию с органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации, на территории которого расположено месторождение газа.

Статья 11.

Формирование федерального фонда резервных месторождений газаВ целях обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации часть месторождений газа федерального значения, эксплуатация которых в установленном федеральным законом порядке отнесена на последующий период, решением Правительства Российской Федерации по представлению федерального органа исполнительной власти, уполномоченного координировать деятельность организаций топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, может быть включена в федеральный фонд резервных месторождений газа. Федеральный фонд резервных месторождений газа формируется из числа открытых и разведанных месторождений газа, для которых лицензии на добычу газа не выданы.При включении в федеральный фонд резервных месторождений, газа месторождения, поиск и разведку которого организация провела за счет собственных средств, указанная организация получает компенсацию из средств федерального бюджета в размере фактически произведенных затрат и прибыли, равной величине ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации. Правительство Российской Федерации предусматривает соответствующие расходы в федеральном бюджете.

Решение о вводе в эксплуатацию месторождения газа из федерального фонда резервных месторождений газа принимается Правительством Российской Федерации.

Статья 12.

Порядок ввода в эксплуатацию месторождений газа федерального значенияВ целях обеспечения надежного газоснабжения в Российской Федерации Правительство Российской Федерации может без проведения конкурса принять решение о передаче месторождения газа федерального значения в эксплуатацию организации, осуществившей за счет собственных средств поиск и разведку указанного месторождения, организации — собственнику Единой системы газоснабжения, организации — собственнику региональной системы газоснабжения или о проведении конкурса на передачу указанного месторождения в эксплуатацию.

Организации, которой передано месторождение газа федерального значения в эксплуатацию, предоставляется лицензия, оформленная в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.