Штокмановское газоконденсатное месторождение - iv_g

Штокмановское газоконденсатное месторождение считается крупнейшим в мире. Располагается оно в в акватории, принадлежащей России.

Общие сведения о территории

Штокмановское месторождение находится на шельфе в центральной зоне Восточно-Баренцевоморского прогиба. Он проходит в субмеридиональном направлении в районе западных берегов о. Новая Земля. Прогиб отличается сложным строением. Это обусловлено присутствием глубоких впадин: Южно- и Северно-Баренцевоморской и Нансена. Их разделяют региональные поднятия-седловины. Южная и Северная часть отделяются мегаседловиной. К ней относятся 3 самых крупных месторождения шельфа - Ледовое, Штокмановское и Лудловское. Последнее по объему ресурсов считается крупным. Первые два считаются уникальными.

Обнаружение

Исследование Штокмановского месторождения началось в 1981-м году. В то время проводились комплексные геофизические изучения Баренцево-Карского бассейна. Работы проводились сотрудниками "Североморнефтегеофизики" на научно-исследовательском судне "Пр-р Штокман". Отсюда и название участка. Бурение Штокмановского месторождения газа началось в 1983-м году. Первые скважины были сделаны с судна "Валентин Шашин" и "Виктор Муравленко". Глубина первой поисковой скважины была 3153 м. В результате бурения были обнаружены две залежи.

Характеристики бассейна

Штокмановское газовое месторождение находится в 550 км от Мурманска (к северо-востоку). Ближайшей сушей является западное побережье Новой Земли (в 300 км). Глубина моря в этом районе от 320 до 340 м. Запасы Штокмановского месторождения - около 3.94 трлн. м 3 . Конденсат присутствует в объеме 56.1 млн. т. На донной поверхности выявляются комплексы современных мягких и слабых грунтов. Их мощность до 8 м. Кроме этого, здесь распространены нижележащие мягкие грунты, мощность которых 4-24 м. По оценкам специалистов, прогибание поверхности в ходе эксплуатации бассейна через 15-25 лет приведет к образованию в центральной зоне площади мульды оседаний, глубина которых не меньше 10 м.

Проекты освоения

Для исследования и разработки Штокмановского месторождения в 2002-м году было сформировано специальное предприятие. Оно имеет лицензию на освоение до 2018-го г. Эта компания была образована "Газпромом" и "Роснефтью". Последняя в 2004-м продала свою долю партнеру. В настоящее время работу на территории осуществляет ООО "Газпромнефть-шельф". предполагалась на основании соглашения о разделении продукции. На первоначальном этапе была запланирована добыча в 22 млрд. м 3 /год. Часть ресурсов предполагалось направлять на производство Этот продукт предназначался по проекту для экспорта в США. В с. Териберка, расположенном на Кольском п-ве, предполагалось соорудить завод и терминал. Управляющая компания предполагала привлечь на Штокмановское месторождение иностранных инвесторов. Планировалось передать заинтересованным компаниям 49 % акций бассейна. К сентябрю 2005-го был составлен список, в который вошло 5 зарубежных предприятий - потенциальных участников консорциума по освоению территории. Однако в начале октября 2006-го "Газпром" объявил, что никто из них не предоставил соответствующих активов. В этой связи недропользователем осталась отечественная компания. Однако в связи с изменением плана привлечения зарубежных инвесторов оказалось, что Штокмановское месторождение заморожено надолго. Усугубляли ситуацию суровый арктический климат, значительная удаленность от береговой линии. Кроме этого, большая глубина скважин требует соответствующих технологий добычи и перевозки. Отечественная компания такими возможностями не располагала. По прогнозам, необходимые инвестиции должны составлять 15-20 млрд. долл. В случае выхода бассейна на полную мощность объем добычи составит 67 млрд. м 3 /год.

Новый этап

В середине июля 2007-го года после того как состоялся телефонный разговор между Саркози и В. Путиным, было объявлено, что новым партнером отечественного монополиста "Газпрома" станет французская корпорация Total. Предполагалось, что она получит 25 % акций. Оставшиеся 24 % могут достаться другому зарубежному партнеру. Эксперты считают, что такое решение было обусловлено резким улучшением взаимоотношений России и Франции. 24 % оставшихся акций переданы компании из Норвегии StatoilHydro.

Сложности в работе

Для реализации созданных проектов в 2008-м была сформирована компания "Газпромнефть-шельф", 100% акций которой принадлежат "Газпрому". Вновь образованное предприятие было назначено оператором 1 и 2 фаз освоения территории. В конце августа 2012-го года "Газпром" и его зарубежные партнеры договорились о временной приостановке реализации планов. Обусловлено такое решение было слишком высокими расходами и появляющимися новыми проектами по получению сланцевого сырья. С того момента начался поиск вариантов повышения эффективности плана. В октябре 2012-го Президент РФ сказал, что предполагается заключить соглашение по проекту. Песков заявил, что строительство начнется до конца 2017-го года. С декабря 2012-го проект снова запущен в реализацию. На январь 2013-го планировалось проведение конкурса для определения проектировщика будущего завода.

Экономический аспект

Штокмановское месторождение считается весьма капиталоемким. Это значительно затрудняет, кроме прочего, его освоение. В этой связи в качестве основных задач проекта, вместе с достижением высоких показателей по добыче, выступают:

Решение этих задач возможно в том случае, если, по мнению экспертов, Штокмановское месторождение будет осваиваться постепенно. В этой связи в принятом проекте по разработке территории предусмотрено поэтапное увеличение эквивалентных мощностей по 3-м составляющим бассейна. Таким образом, выделяется три стадии. Каждая из них представляет собой запуск новой связки: одна платформа - одна нитка подводного газопровода - три технологические линии на заводе СПГ (либо сухопутный газопровод). По достижении третьей стадии начнется выход на заложенные в проекте показатели. Прибыль, полученная от продажи продукции на каждой из стадий, может реинвестироваться на последующее развитие.

Специфика морского промысла

Эта область по своему объему капвложений находится сегодня на доминирующей позиции. На долю морского промысла приходится порядка 48% от всех инвестиций в освоение бассейна. Массогабаритные и прочие характеристики данной системы оказывают огромное влияние на уровень проектной добычи газа и конденсата на Штокмановском месторождении.

Оборудование

Основным технологическим элементом организации морского промысла на этой территории выбрана полупогружная ледостойкая платформа. Она рассчитана на одновременное бурение и использование скважин с обустройством на площадке устьев. Возможными вариантами могут стать такие платформы, как SPAR и TLP. На каждой площадке предполагается установить весь комплекс используемого бурового оборудования, технологических агрегатов для промысловой подготовки добытого газа. Последняя необходима для обеспечения однофазной транспортировки сырья по магистральному трубопроводу. Проектный уровень по добыче достигается посредством установки в разных частях Штокмановского месторождения трех платформ. К каждой из них подводится по 3 системы скважин. Проектом предполагается равномерное их распределение по всей площади месторождения. Каждая платформа связывается с береговыми сооружениями посредством одного магистрального трубопровода. Для обеспечения надежности и предотвращения отказов в работе всей системы все площадки соединяются дополнительными газопроводами.

Заключение

Исследование Штокмановского месторождения требует, несомненно, больших средств. Однако его освоение позволит получить значительные объемы сырья ежегодно. Месторождение располагается в достаточно неблагоприятной зоне. Задача проекта состоит на сегодняшний день в оптимизации расходов. Постепенное освоение месторождения позволит решить многие задачи, получить необходимые средства для реинвестирования. Большое значение тем не менее имеют и средства зарубежных партнеров.

Штокмановское газоконденсатное месторождение (ШГКМ) является одним из крупнейших месторождений в мире, что служит гарантией обеспеченности газом производственных мощностей завода по производству СПГ. (Рис. 3.1) Штокмановское газоконденсатное месторождение является уникальным объектом разработки. Его уникальность выражается не только в объемах запасов и площади, но и в условиях проведения работ по освоению месторождения. Месторождение располагается на шельфе Баренцевого моря в 600 км. От берега, на глубине около 350 метров с перепадами до 50 ШГКМ расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 290 км к западу от побережья островов архипелага Новая Земля и в 650 км от порта г. Мурманска. Объем запасов месторождения составляет 3,66 трлн. М 3 газа и 30 млн. т конденсата.

Рисунок 3.1 - Расположение Штокмановского газоконденсатного месторождения

Огромные запасы Штокмана – не единственное достоинство месторождения. Простирающаяся с юго-запада на северо-восток, с ответвлением на запад, Штокмановская гряда с запада и востока окружена замкнутыми впадинами, что во многом предопределяет характер инженерно-геологических условий (Рис. 3.2). Как было установлено, Штокмановское месторождение состоит из 4 пластов, на всей площади месторождения (1400 кв. км) распространены покровные инженерно-геологических комплексы современных слабых и мягких грунтов мощностью до 8 м и нижележащих мягких грунтов мощностью 4-24 м, включающих два инженерно-геологические горизонта. Ниже данных комплексов залегают полутвердые, глины и суглинки. Основные запасы же расположены в 2 пластах Ю 0 и Ю 1 .

Рисунок 3.2 - Схема расположения запасов Штокмановского газоконденсатного месторождения

В соответствии с ранее выполненными предпроектными работами, базовый вариант обустройства ШГКМ предполагает подводное размещение оборудования морского добычного комплекса. Маршрут трассы морского трубопровода намечен по направлению ШГКМ – Териберка и имеет протяженность около 580 км. В районе п. Териберка предполагается строительство завода по производству СПГ, хранилища СПГ, отгрузочного терминала, портовых сооружений, установки подготовки газа к сухопутному транспорту, системы для обслуживания добычного комплекса.

Для подачи газа в единую систему магистральных газопроводов в районе г. Волхова планируются строительство сухопутного магистрального газопровода протяженностью около1335 км, компрессорных станций, а также соответствующей инфраструктуры для рассматриваемых вариантов подачи газа.

В качестве целевого рынка сбыта СПГ рассматриваются США. Начальной точкой предполагаемой системы морской транспортировки сжиженного газа является транспортно-технологический комплекс со специализированным морским портом в районе пос. Териберка .

3.2 Обустройство Штокмановского газоконденсатного месторождения

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 290 км к западу от побережья островов архипелага Новая Земля и в 650 км от порта г. Мурманска, центра Мурманской области. Обустройство и эксплуатация открытых месторождений в условиях арктических морей требуют разработки специальных технологий, конструкций, необходимых технических средств и сооружений, а также технологических схем добычи, подготовки, сбора, хранения и транспорта добываемой углеводородной продукции. Все эти задачи имеют различные решения в зависимости от горно-геологических, гидрометеорологических, инженерно-геологических и экологических условий, а также от наличия береговой производственно-промышленной инфраструктуры. Проблема создания надежно действующей, экологически безопасной и экономически эффективной системы транспорта нефти, газа и конденсата является важнейшим условием успешного освоения нефтегазовых месторождений арктического шельфа. Создание единой транспортной системы для условий Крайнего Севера и Заполярья является достаточно сложной технической задачей, связанной со строительством подводных и наземных трубопроводов значительной протяженности, перегрузочных терминалов, нефте- и газохранилищ, швартовных устройств, морских транспортных судов и других технических средств. Исследования возможностей танкерного транспорта жидких углеводородов с акваторий арктических морей, включая динамические задачи взаимодействия танкеров с ледовыми образованиями, отгрузочными терминалами и ледостойкими стационарными платформами, показывают техническую реализуемость и экологическую безопасность вывоза нефти современными танкерами ледового класса. Расчеты показывают, что эффективность морских перевозок будет возрастать по мере освоения месторождений арктического шельфа. Для освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения необходимо проделать огромную работу. Необходимо создание морских добывающих платформ, подводного магистрального газопровода длиной 600 км; специализированного морского флота; береговых баз; специализированной морской транспортной системы. (Рис. 3.3) .

Рисунок 3.3 – Схема обустройства Штокмановского газоконденсатного месторождения

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

• Введение
• Эра легкой нефти закончена. Сегодня будущее нефтегазовой отрасли зависит от темпов освоения и ввода в разработку запасов морских месторождений, большая часть которых сосредоточена на глубоководном шельфе или в суровых климатических условиях Арктики.
• Россия располагает значительными ресурсами углеводородного сырья на Арктическом и Дальневосточном шельфах, и от темпов освоения и ввода в разработку морских месторождений будет зависеть стратегическая безопасность и развитие российской экономики.
• В 2012 году Комитет Торгово-Промышленной Палаты РФ по энергетической стратегии и развитию топливно-энргетического комплекса провел «круглый стол» на тему «Перспективы работы российских нефтяных компаний на шельфе».
• По итогам мероприятия было принято решение по расширению круга потенциальных пользователей недр континентального шельфа, что отвечает стратегическим интересам России и будет способствовать выполнению задачи эффективного освоения и разработки континентального шельфа и, в целом, энергетической безопасности национальной экономики.
• месторождение пласт нефтегазовый скважина
• 1. Геологическая часть
• 1.1 Общие сведения о месторождении
• Штокмановское месторождение расположено в центральной части арктического шельфа российского сектора Баренцева моря в 550км к северо-востоку от г. Мурманска.
• Ближайшая суша - западное побережье архипелага Новая Земля находится на расстоянии 300 км от месторождения.
• Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 метров.
• Западно-Арктический шельф содержит значительные ресурсы нефти и газа. Наряду со Штокмановским в этом районе открыты Русановское и Ленинградское газовые месторождения в Карском море, Приразломное и Долгинское газонефтяные месторождения в Печорском море.
• Рисунок 1.1 -Общая схема расположения нефтяных и газовых месторождений Баренцевоморской провинции
• Компания ОАО «Газпром» для обслуживания Штокмановского месторождения планирует строительство портового транспортно-технологического комплекса в п. Териберка.
• Лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении владеет ООО «Газпром нефть шельф», которое является на 100% дочерним обществом ОАО «Газпром» (рис. 1.1).
• В 2008 году ОАО «Газпром», Total и StatoilHydro подписали Соглашение акционеров о создании международной компании специального назначения «Штокман Девелопмент АГ» для реализации проекта освоения и разработки месторождения.
• В капитале компании ОАО «Газпром» принадлежит 51%, Total - 25%, Statoil - 24%.
• Лицензию на месторождение и все права на маркетинг продукции ОАО «Газпром» сохраняет за собой.
• На Штокмановском месторождении отрабатывается инновационная модель привлечения крупнейших международных нефтегазовых компаний к освоению российских недр, отвечающая национальным интересам России, и которая может быть использована при освоении других шельфовых проектов.

1.2 Орогидрография района

Климатические условия Баренцева моря определяются его соседством с теплым Норвежским морем и холодными районами Арктического бассейна. Через Баренцево море проходят траектории подавляющей части теплых североатлантических циклонов, идущих на восток и северо-восток, в сторону арктической области.

Часто перенос теплых воздушных масс прерывается мощным вторжением гребней полярного антициклона, сопровождающимся проникновением холодных арктических воздушных масс далеко на юг.

Синоптические процессы в Баренцевом море развиваются особенно бурно. Это один из самых неспокойных и изменчивых по погоде районов.По сравнению со всеми морями Арктики климат Баренцева моря отличается высокими температурами воздуха, мягкими зимами и большим количеством осадков.

Суровость климата, по средним данным, возрастает в море с юга на север и с запада на восток. Средняя годовая температура воздуха характеризуется следующими значениями:

Остров Медвежий - минус 1,6?С;

Шпицберген - минус 5,2?С;

Бухта Тихая - минус 10,5 ?С.

Находясь под влиянием поступления теплых масс воды и воздуха из Атлантического океана и холодных - из Арктического бассейна, климат Баренцева моря весьма неоднороден. В северной части моря господствует арктический воздух, а на юге - воздушные массы умеренных широт. Однако, иногда температура достигает минус 55?С.

1.3 Стратиграфия

Штокмановская структура 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 геологического строения структуры.

В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров. В результате испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом.

На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловины выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15км.

Палеозойская эратема

Рифейско-девонская система

Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифогенные прогибы.

Девонско-пермская система

На рифогенном комплексе залегают девонско-пермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы.

Пермско-триасовая система

Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе.

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

Мезозойская эратема

Триасово-юрская система

Верхнетриасовые - среднеюрские породы представляют мощную (до 1200м) 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.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины

В верхнеюрской части разреза отмечаются довольно протяженные региональные прослои черных битуминозных глинистых отложений, являющихся ловушками газа, который аккумулируется в среднеюрских песчаниках. Так тип газовых залежей характерен для Штокмановского и Ледового месторождений (рис 1.2).

Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела.

Меловая система

Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдержанные 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 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 комплекса в верхний.

Тектоника

Штокмановско-Лунинская мегаседловина разделяет Южно- и Северо-Баренцовские впадины и осложнена совокупностью субширотных приподнятых и погруженных элементов Штокмановско-Ледовой, Лудловской, Лунинской седловинами, Северо-Штокманским и Южно-Лунинским прогибами.

Рост мегаседловины начался со среднеюрской эпохи и продолжался в последующее время. Штокмановское месторождение приурочено к одноименной структуре, представляющей собой крупную куполовидную складку конседиментационного типа.

Максимальные размеры поднятия (48,5 x 35,5 км) фиксируются по отражающему горизонту В (Kj - пс) с амплитудой 295 м.

1.4 Характеристика пластов

Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения считаются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасо-юрского комплексов.По результатам бурения в среднеюрских отложениях установлено четыре газоносных пласта - Ю 0 , Ю 1 , Ю 2 , Ю 3 (рис. 1.3)

Рисунок 1.3 - Схематический разрез среднеюрских отложений

Условные обозначения: 1 - флюидоупоры; коллекторы: 2- газонасыщенные, 3 - водонасыщенные; 4 - разломы; 5 - места отбора исследованных конденсатов; 6 - скважины

Основные запасы сосредоточены в пластах Юо, Ю1. Выявленные залежи относятся к пластовым сводовым, пластовым и тектонически экранированным. Глубина залегания продуктивных пластов 1500-2500м.

Коллекторами для газоконденсатных залежей являются мелкозернистые песчаники, иногда с прослоями алевролитов, обладающими достаточно высокими фильтрационными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу.

Основные продуктивные пласты Юо и Ю1выдержаны по мощности, составляющей в среднем 73,6 и 78,3 м соответственно.

Региональным флюидоупором для всего юрского продуктивного комплекса служат глинистые образования позднеюрского возраста.

Анализ материалов геофизических исследований и лабораторного изучения керна свидетельствует о неоднородности строения и распределения петрофизических характеристик основных продуктивных пластов Юо и Ю1.

Продуктивный пласт Юо сложен мелкозернистыми и слабоглинистыми песчаниками. Текстура песчаников преимущественно массивная или неясно слоистая.

На каротажных диаграммах и в керне выделяются плотные прослои терригенно-карбонатных пород, к которым относятся песчано-алевролитовые с карбонатным цементом.

Постепенное увеличение глинистости и уменьшение зернистости пород к подошвенной части пласта привели к заметному снижению пористости. Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород (ФЕС) показало, что зона повышенной пористости и проницаемости по данным керна и ГИС располагается в присводовой части пласта.

Продуктивный пласт Ю 1 представлен преимущественно песчаниками мелкозернистыми и алевролитами. Сортировка пород изменяется от хорошей и средней в однородных песчно-алевролитовых разностях, приуроченных к верхней и средней частям пласта, до средней и плохой в нижней его части.

Плохая отсортированность пород обусловлена присутствием зерен гравийной размерности и прослоями галечного конгломерата толщиной до 0,5 м. Прослои конгломерата залегают в приподошвенной части пласта и могут идентифицироваться как поверхности размыва.

Глинистость песчаников и алевролитов изменяется от 5 до 32,9%. Наиболее глинистые породы приурочены к нижней части пласта.

Распределение ФЕС и петрофизических параметров отражает сложный литологический состав рассматриваемых пород. В целом среднее значение коэффициента пористости юрских пластов составляет 14,6%, а для продуктивной части - 15,8%.

По результатам геологической интерпретации временных разрезов сделаны следующие выводы: дизъюнктивные нарушения амплитудой, превышающей толщину продуктивных пластов, развиты незначительно; отражающие горизонты, отождествляемые с кровлей и подошвой пласта Юо, коррелируются устойчиво; подошва пласта Юо в районе скважины № 1 (глубина 3153 м) имеет клиноформное строение.

Важное значение занимают исследования, связанные с выделением ГВК. Для решения этой задачи использовали метод РНП.

Характеристика пластовых флюидов

1.5 Свойства газа

Газ всех продуктивных пластов по составу однотипен и классифицируется как метановый (> 90 %), низкоуглекислый (0,26-1,17 %), низкогелиеносный (0,021-0,027 %), низкоазотный (1,63-2,42 %), бессернистый.

Относительная плотность газа увеличивается вниз по разрезу месторождения (от 0,584 до 0,621 г/см 3). В составе газа уменьшается содержание метана: от 95,97 % (Ю 0) до 92,42 % (пласт Ю 3), в то же время увеличивается содержание гомологов метана (от 2,13 до 4,55 %). Эти изменения соответствуют нормальной вертикальной зональности распределения флюидов.

1.6 Свойства конденсата

Как было отмечено, в разрезе Штокмановского месторождения выявлены четыре залежи газоконденсата.

Содержание стабильного конденсата в газе Штокмановского месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной и составляет для пластов: Ю 0 - 5,3; Ю 1 - 13,0; Ю 3 - 14,1 г/м 3 . Плотность штокмановских конденсатов изменяется в пределах 0,798-0,820 г/см 3 , температура начала кипения 71-85 о С, конца кипения - 303-315 о С. Содержание серы составляет 0,010-0,025 %. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины (от 0,01 до 0,09 %), смолы (от следов до 0,35 %), асфальтены (от полного отсутствия до 0,07 %).

Аналоги конденсатов такого типа распространены и в других регионах, в частности в Западной Сибири. Примером могут служить газоконденсатные залежи, приуроченные к альб-аптским и сеноманским отложениям северных районов (месторождения Уренгойское, Соленинское, Пеляткинское и др.). Содержание конденсата в газе весьма незначительно: от 8-12 г/м 3 в альб-аптских отложениях до 0,12-0,26 г/м 3 в сеноманских.

Наибольший интерес представляет генетическая характеристика флюидов. Однако конденсаты редко содержат высокомолекулярные биомаркеры, которые наиболее информативны с генетической точки зрения. Поэтому основное внимание в настоящей статье уделено изучению бензиновых фракций.

Углеводородный состав бензиновой фракции конденсатов отражает природу процессов, протекающих в ходе их формирования. По УВ-составу с определенной долей достоверности можно судить о типе исходного ОВ, степени созревания, литологических особенностях вмещающих пород, фациальной обстановке, степени гипергенного изменения флюидов.

Конденсаты Штокмановского месторождения исследовались из разных интервалов разреза скв. 1 (1920-1959; 1954-1959 и 2212-2282 м) и скв. 6 (1823-1860 м).

В групповом составе конденсатов преобладают нафтеновые УВ (42-49 %). Среди них доминируют циклогексаны, их доля составляет 28-33 %. Насыщенные УВ составляют 37-40 % бензиновой фракции и среди них преобладают i-алканы (24-26 %) (рис.1.4). В целом по разрезу групповой состав бензиновой фракции исследованных конденсатов Штокмановского месторождения имеет схожие параметры.

Рисунок 1.4 - Групповой состав бензиновой фракции Штокмановских конденсатов (НК-150 0 С).

Условные обозначения: А - скв. 6, интервал 1823-1860 м; Б - скв. 1, интервал 1920-1959 м; В - скв. 1, интервал 1954-1959 м; Г - скв. 1, интервал 2212-2282 м; 1 - н-алканы; 2 - i-алканы; 3 - Sалканов; 4 - ЦП; 5 - ЦГ; 6 - Sнафтенов; 7 - арены.

1.7 Состояние освоения месторождения

В мае 2014 года Минэнерго России с заинтересованными ведомствами и компаниями разработало и согласовало финансово - экономические модели разработки шельфовых месторождений в Японском, Охотском и Печорском морях.

18 апреля 2014 года произошло знаменательное событие. Началась добыча нефти на ледово-стойкой морской платформе «Приразломная».

Произведена первая отгрузка 70 тыс.т. арктической нефти танкером «Михаил Ульянов» с Приразломного месторождения.

Oсвоение нефтегазовых ресурсов арктического шельфа основывается на результатах большого объема научных исследований как фундаментального, так и прикладного характера, на использовании новых, эффективных технико-технологических решений, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов, снижение капитальных вложений, выполнение требований безопасности и охраны окружающей среды.

Направления научно-технического обеспечения морских нефтегазовых проектов, в основном, определяются конкретными условиями природно-географического, геолого-геофизического, метеоклиматического и инженерно-океанологического расположения месторождений, развитием промышленности, создающей новые технологии и технические средства для обустройства промыслов, добычи и транспорта продукции скважин.

При освоении арктических месторождений исследования должны быть направлены на разработку принципиально новых схем и методов обустройства, включая эффективную систему безопасности для объектов, удаленных на значительное расстояние от берега. Разработка новых технологий и технических средств обустройства месторождений, добычи и транспорта углеводородной продукции связывается с созданием подводно-подледных нефтегазопромыслов и мобильных технических средств для круглогодичного бурения в замерзающих морях.

Жесткие экологические требования, суровые природные условия и социально-экономические особенности районов Арктики определяют повышенные требования к принимаемым техническим, природоохранным и технологическим решениям, к используемой технике и материалам, срокам проведения работ и т.д.

Уникальность экосистем морских акваторий и их побережий накладывают серьезные ограничения на возможные уровни воздействия работ на природную среду и требуют особой тщательности при их проведении.

Таблица 1.1 - Запасы УВ нефте газовых провинций

1.8 Конструкция скважин

Современные технологии бурения позволяют осваивать прибрежные месторождения, расположенные в 8-- 12 км от берега, с помощью горизонтальных скважин, устья которых находятся на суше, а призабойная зона - в продуктивном пласте. На рис. 1.5 представлен примерный профиль такой скважины.

Эти скважины бурятся с большим отходом от вертикали (в настоящее время показатель отхода достигает 10 км).

Для их строительства необходима установка мощностью в 3 000 л.с., с номинальной глубиной бурения до 12 000 м.

Рисунок 1.5 - Профиль горизонтальной скважины на месторождении Одопту-море

Каждый ствол обсаживается своей колонной труб, -- причем эта технология отличается принципиально от заканчивания скважины в двух горизонтах, что дает возможность вести раздельную добычу из двух пластов в одной общей обсадной колонне (можно эту технологию использовать и для более широкого охвата пласта).

Другой вариант многоколонной конструкции представлен на рис. 1.6-б, где только общая часть ствола обсажена единой колонной, а потом, после расхождения стволов к продуктивным горизонтам, каждый (уменьшенный) ствол обсаживается отдельно. При ремонте скважины с заканчиванием в двух горизонтах необходимо поднимать трубы, обслуживающие оба объекта, а при использовании оборудования многозабойной скважины можно выполнять ремонт в одном стволе, не прерывая добычи в другом.

Рисунок 1.6 - Схема заканчивания скважины Пильтун-Астохского месторождения в двух горизонтах одним стволом

Типовая конструкция оборудования многоколонной скважины показана на рис. 1.6. Обращает на себя внимание, как бы скошенное или диагональное расположение верхней пары задвижек, что позволяет в условиях ограниченного участка устьевого модуля более плотно устанавливать устья остальных скважин, обеспечивая при этом относительно свободный доступ к задвижке с целью ручного управления или же ее ремонта.

К тому же многоколонная компоновка, являясь более компактной, сокращает общее время бурения скважины за счет меньшего числа спускоподъемных операций. Кроме того, ycтpaняются потери бурового раствора и уменьшаются объемы бурового шлама, неизбежные при забуривании ствола второй скважины.

Подвеска обсадной колонны может иметь уплотнение металл по металлу из эластомеров или комбинированное. Для длительной надежной работы всего устьевого оборудования необходимо обеспечить надежное уплотнение подвески эксплуатационной обсадной колонны. Это особенно важно в случае газлифтных скважин, где уплотнение подвески должно выдерживать давление рабочего газа 8,3 МПа.

Для предотвращения разгерметизации предусматриваются каналы для ввода герметика. Выбор уплотнения производится на основе детального изучения вариантов многоколонной компоновки, предлагаемых различными поставщиками.

Рисунок 1.7 - Многоколонная компоновка оборудования устья скважины

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Общие сведения об Уршакском месторождении. Стратиграфия и тектоника. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти девонских отложений. Свойства пластовой нефти и воды. Состояние разработки месторождения.

курсовая работа , добавлен 30.01.2016


Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.

курсовая работа , добавлен 18.06.2012


Состояние геологического картирования арктического шельфа России. Принципы и методика построения карт, концепция создания Госгеолкарты Западно-Арктического шельфа. Региональные особенности геологического строения четвертичных и современных отложений.

курсовая работа , добавлен 16.11.2014


Характеристики бассейна, структура морского Штокмановского газоконденсатного месторождения. Основные характеристики продуктивной толщи. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины. Разработка Штокмановского месторождения.

реферат , добавлен 30.10.2013


Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.

дипломная работа , добавлен 19.05.2012


Общие сведения о Южно-Харьягинском месторождении нефти. Геологический очерк района. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов и коллекторских свойств. Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь. Выбор конструкции скважины.

дипломная работа , добавлен 21.03.2012


Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".

курсовая работа , добавлен 25.09.2013


Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения.

дипломная работа , добавлен 02.05.2013


Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.

отчет по практике , добавлен 30.09.2014


Анализ методов увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно-Еловом месторождении. Физико-географическая и экономическая характеристика района: стратиграфия месторождения, оценка продуктивных пластов, системы их разработки с поддержанием пластового давления.

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».

Запасы полезных ископаемых, расположенные на дне морей, составляют 50% газовых богатств России и четвертую часть нефтяных. Освоена лишь малая их часть. Например, знаменитая каспийская нефтегазовая кладовая едва вмещает 1% от всего объема. В сравнении с ней газовое месторождение емкостью 39 трлн. кубометров выглядит супергигантом. Это – половина всех подводных газовых российских богатств. Именно столько газа содержат недра мелководной пологой платформы Баренцева моря , называемой шельфом. При эксплуатации месторождения специалисты рассчитывают получать от него вместе с природным газом 56 млн. тонн газового конденсата.

Запасы были разведаны в 1981 – 1988 годах. Их ожидаемая величина первоначально оценивалась в 2,4 трлн. кубических метров газа. Пробное бурение было произведено с платформы, расположенной в центральной точке шельфа на расстоянии 300 км от ближайшего берега о. Новая Земля.

Основные характеристики

На месторождении предусмотрено установить 10 буровых самоходных платформ, оснащенных подводным добывающим оборудованием. Процесс освоения разбит на этапы, по каждому из которых плановый объем ежегодной добычи составляет: 24; 47; 71 млрд. кубометров голубого топлива. В составе технологического комплекса планируется создать:

• предприятие по сжижению газа с годовой производительностью 7,5 млн. тонн,
• портовое хозяйство.

Перемещение газа планируется осуществлять с помощью транспортного оборудования нескольких типов:

• магистрального трубопровода длиною 1365 км,
• двух технологических газопроводов,
• судов-газовозов.

Сроки строительства и ввода в эксплуатацию

Первоначальное решение о пуске месторождения было принято в 1992 году. Его разработку поручили российскому предприятию «Росшельф».

С 1995 по 2006 годы АО «Газпром» вел переговоры с зарубежными корпорациями о коллективной эксплуатации месторождения.

В 2006 – 2008 годах акцент переговоров сместился. Компания приступила к поиску партнеров, готовых участвовать в строительстве и освоении промысла в качестве подрядчиков. По результатам подписанного соглашения возникло общество «Штокман Девелопмент АГ». Кроме российского предприятия инвесторами выступили «Statoil» (Норвегия) и «Total» (Франция). К 2012 году общество деятельность не начало, срок договоренностей истек, проект приостановился.

В соответствии с правительственными данными промышленный пуск месторождения должен состояться в октябре – декабре 2016 года. Сопутствующие производственные комплексы планируют начать деятельность с декабря 2017 года.

Принцип работы

Добыча углеводородов производится с борта самоходной платформы корабельного типа. Для подъема газа со скважины в подводной части океана собираются технологические комплексы, включающие:

• четыре донные плиты с буровыми отверстиями;
• райзеры – вертикальные глубинные гибкие трубопроводы;
• среднеглубинные арки, фиксирующие постоянное положение райзеров;
• магистральные газопроводы;
• коммутационное оборудование.

В качестве основной технологической идеи рассматривается подъем сырья с придонной территории на перерабатывающее судно, последующую транспортировку его на берег. На сегодня предполагаются две взаимоисключающие друг друга технологические цепочки, каждая из которых предусматривает:

1. Сепарацию конденсата и природного газа на борту плавающей платформы;
2. Разделение углеводородов на береговом заводе.

Независимо от варианта первичной обработки сырья, окончательной готовой продукцией должен стать сжиженный газ.

С этой целью в течение 2015 – 2016 годов в окрестностях пос. Териберка должно вступить в строй предприятие, производящее сжиженный газ, наливной терминал и транспортная трубопроводная система. Операционную деятельность планируется поручить экспортно-ориентированной корпорации. Цель ее деятельности – поставки газа потребителям Азии и Европы. Транспортировка осуществляется морским транспортом и через систему газопроводов

Особенности

К особенностям проекта в первую очередь относят сложность природных условий. Газодобывающему, перерабатывающему и транспортному оборудованию придется функционировать в условиях Арктики. Его работоспособность будет подвергаться нагрузкам:

• среде морского воздуха с интервалом температур −50 − +33 °C;
• движению айсбергов массой в миллионы тонн;
• воздействию штормов с волнением до 27 м.

Во-вторых, проект разработки одной из мощнейших газовых скважин требует внедрения дорогостоящих масштабных инновационных технологий. Инвестиции должны иметь долгосрочный характер. Предприятию предстоит выдерживать конкуренцию с мобильными компаниями, оборачивающими в коротком периоде небольшие капиталы, помещенные в добычу сланцевого газа.

Третьей особенностью является внедрение уникальных и разнообразных технологий, предполагающих возведение донных магистралей, морских райзеров, береговых перерабатывающих комплексов и эксплуатации специализированных судов.

Несмотря на то, что перспективы освоения проекта вызывают дискуссии на разных уровнях, подготовительные работы не останавливаются. В 2014 году в районе Териберки была проложена автотрасса, являющаяся частью инфраструктурного комплекса. В ближайших планах – строительство складских комплексов, объектов связи, железнодорожной ветки. По расчетам экспертов, экономическая эффективность от освоения мощностей и продажи газа с ШГКМ в течение 45 лет эксплуатации должна составить 600%. АО «Газпром» на протяжении всего подготовительного периода проводит непрерывное стимулирование проектных разработок. Одним из мероприятий, направленных на повышение привлекательности проекта, должна стать международная конференция, посвященная освоению шельфа в Баренцевом море.

Влияние добычи газа на экологию региона

Технологическая неоднозначность проекта вызывает озабоченность экологов. В процессе его реализации предполагаются достаточно многоплановые воздействия на природную систему. Среди них – глубинное бурение скважин, подледное строительство газопроводов, промышленное освоение прибрежной зоны, прокладка путей сообщения, ЛЭП. Подразумевается эксплуатация трубопроводов высокого давления, перемещение значительных объемов углеводородов. Каждая операция технологического процесса сопряжена с риском аварийности. При строительстве необходимо учитывать проседание придонных поверхностей, возможное образование накоплений гидратов, возникновение других техногенных осложнений.

И все же, существующая практика эксплуатации подобных комплексов показывает: закрытые процессы добычи углеводородов и их передачи на значительные расстояния существенного влияния на экосистему не оказывают. Если, конечно, соблюдаются все технологические и санитарные нормы безопасности.

Вывод

Проект разработки земных недр в условиях Арктики с помощью океанических производственно-транспортных комплексов настолько уникален, насколько трудоемок. Даже при шестикратной экономической привлекательности, он не нашел полной безоговорочной поддержки среди инвесторов. Успешная освоение Штокмановского месторождения будет еще одним актом торжества разума над природой. Но когда-то и оно иссякнет. Необходимость в освоении новых ресурсов поставит перед человеком еще более сложную задачу. Интрига заключается в решении дилеммы: в борьбе разума и природы, в конце концов, кто победит раньше?