Pole kondenzátu plynu Shtokman - iv_g

Shtokmanovskoye pole plynového kondenzátu považovaný za najväčší na svete. Nachádza sa vo vodnej oblasti patriacej Rusku.

Všeobecné informácie o území

Pole Shtokman sa nachádza na šelfe v centrálnej zóne koryta Východného Barentsovho mora. Prebieha ponorným smerom v oblasti západných brehov cca. Nová Zem. Priehyb má zložitú štruktúru. Je to spôsobené prítomnosťou hlbokých depresií: Južná a Severná Barentsova a Nansen. Sú oddelené regionálnymi zdvihmi-sedlami. Južnú a severnú časť oddeľuje mega sedlo. Zahŕňa 3 najviac veľké vklady polica - Ice, Shtokman a Ludlovskoe. Ten sa považuje za veľký z hľadiska zdrojov. Prvé dva sa považujú za jedinečné.

Detekcia

Prieskum poľa Shtokman sa začal v roku 1981. V tom čase sa uskutočnili komplexné geofyzikálne štúdie povodia Barents-Kara. Práce vykonali zamestnanci "Severomorneftegeofizika" na výskumnom plavidle "Pr-r Shtokman". Odtiaľ pochádza názov stránky. Vŕtanie plynového poľa Shtokman sa začalo v roku 1983. Prvé studne boli vyrobené z plavidla "Valentin Shashin" a "Viktor Muravlenko". Hĺbka prvého prieskumného vrtu bola 3153 m. V dôsledku vŕtania boli objavené dve ložiská.

Vlastnosti bazéna

Shtokmanovskoye plynové pole sa nachádza 550 km od Murmanska (na severovýchod). Najbližšia suchá zem je západné pobrežie Novej Zeme (300 km). Hĺbka mora v tejto oblasti je od 320 do 340 m. Zásoby poľa Shtokman sú asi 3,94 bilióna metrov kubických. m 3 Kondenzát je prítomný v množstve 56,1 milióna ton.Na dne sa odkrývajú komplexy moderných mäkkých a slabých pôd. Ich hrúbka je až 8 m. Okrem toho sú tu rozšírené podložné mäkké pôdy, ktorých hrúbka je 4-24 m, menej ako 10 m.

Rozvojové projekty

Špeciálny podnik bol vytvorený v roku 2002 s cieľom preskúmať a rozvíjať pole Shtokman. Licenciu na vývoj má do roku 2018. Túto spoločnosť vytvorili Gazprom a Rosnefť. Tá v roku 2004 predala svoj podiel spoločníkovi. V súčasnosti práce na území vykonáva OOO Gazpromneft-shelf. prevzaté na základe dohody o zdieľaní výroby. V počiatočnej fáze bola produkcia plánovaná na 22 miliárd m 3 /rok. Časť zdrojov mala smerovať do výroby.Tento produkt bol v rámci projektu určený na export do Spojených štátov amerických. V s. Teriberka, ktorá sa nachádza na polostrove Kola, mala postaviť závod a terminál. správcovská spoločnosť cieľom prilákať zahraničných investorov do poľa Shtokman. Plánovalo sa previesť 49 % akcií poolu na zainteresované spoločnosti. Do septembra 2005 bol zostavený zoznam, ktorý zahŕňal 5 zahraničných podnikov - potenciálnych účastníkov konzorcia pre rozvoj územia. Začiatkom októbra 2006 však Gazprom oznámil, že žiadny z nich neposkytol príslušné aktíva. V tomto smere zostala domáca spoločnosť užívateľom podložia. V dôsledku zmeny plánu prilákať zahraničných investorov sa však ukázalo, že pole Shtokman bolo na dlhú dobu zamrznuté. Situáciu zhoršila drsná arktická klíma, značná vzdialenosť od pobrežia. Veľká hĺbka vrtov si navyše vyžaduje vhodné výrobné a dopravné technológie. Domáca spoločnosť takéto možnosti nemala. Potrebné investície by podľa prognóz mali predstavovať 15-20 miliárd dolárov.Ak nádrž dosiahne plnú kapacitu, objem produkcie bude 67 miliárd m 3 /rok.

Nová etapa

V polovici júla 2007, po telefonickom rozhovore medzi Sarkozym a V. Putinom, bolo oznámené, že francúzska korporácia Total sa stane novým partnerom domáceho monopolu Gazprom. Predpokladalo sa, že dostane 25 % akcií. Zvyšných 24 % môže ísť inému zahraničnému partnerovi. Odborníci sa domnievajú, že toto rozhodnutie bolo spôsobené prudkým zlepšením vzťahov medzi Ruskom a Francúzskom. 24 % zostávajúcich akcií bolo prevedených na nórsku spoločnosť StatoilHydro.

Ťažkosti v práci

Na realizáciu vytvorených projektov bola v roku 2008 založená spoločnosť Gazpromneft-shelf, ktorej 100% akcií vlastní Gazprom. Novovzniknutý podnik bol ustanovený za prevádzkovateľa 1. a 2. etapy rozvoja územia. Koncom augusta 2012 sa Gazprom a jeho zahraniční partneri dohodli na dočasnom pozastavení realizácie plánov. Toto rozhodnutie bolo spôsobené príliš vysokými nákladmi a vznikajúcimi novými projektmi na výrobu bridlicových surovín. Od tohto momentu sa začalo hľadať možnosti na zlepšenie efektívnosti plánu. V októbri 2012 prezident Ruskej federácie uviedol, že sa plánuje uzavretie dohody o projekte. Peskov uviedol, že výstavba sa začne do konca roka 2017. Od decembra 2012 je projekt opäť spustený. Na január 2013 bola naplánovaná súťaž na určenie projektanta budúceho závodu.

Ekonomický aspekt

Pole Shtokman sa považuje za kapitálovo veľmi náročné. To značne komplikuje okrem iného aj jeho vývoj. V tejto súvislosti sú hlavnými cieľmi projektu spolu s dosiahnutím vysokej miery produkcie:

Riešenie týchto problémov je možné, ak sa podľa odborníkov bude pole Shtokman rozvíjať postupne. V tejto súvislosti prijatý projekt rozvoja územia počíta s postupným zvyšovaním ekvivalentných kapacít pre 3 zložky povodia. Existujú teda tri etapy. Každá z nich predstavuje spustenie nového zväzku: jedna platforma - jedna šnúra podvodného plynovodu - tri technologické linky v LNG zariadení (alebo pobrežný plynovod). Po dosiahnutí tretej etapy sa začne dosahovanie ukazovateľov stanovených v projekte. Zisk získaný z predaja produktov v každej fáze môže byť reinvestovaný do následného rozvoja.

Špecifiká námorného priemyslu

Táto oblasť má v súčasnosti dominantné postavenie z hľadiska objemu kapitálových investícií. Námorný priemysel predstavuje približne 48 % všetkých investícií do rozvoja povodia. Hmotnosť, veľkosť a ďalšie charakteristiky tohto systému majú obrovský vplyv na úroveň plánovanej produkcie plynu a kondenzátu na poli Shtokman.

Vybavenie

Ako hlavný technologický prvok organizácie morského rybolovu v tejto oblasti bola zvolená poloponorná plošina odolná voči ľadu. Je určený na súčasné vŕtanie a používanie studní s usporiadaním ústí studní na mieste. možnosti platformy ako SPAR a TLP. Na každom mieste sa plánuje inštalácia celého sortimentu použitej vrtnej techniky, technologických celkov na poľnú prípravu vyrobeného plynu. Ten je potrebný na zabezpečenie jednofázovej prepravy surovín cez hlavné potrubie. Konštrukčná úroveň výroby sa dosahuje inštaláciou troch platforiem v rôznych častiach poľa Shtokman. Každá z nich je dodávaná s 3 systémami studní. Projekt predpokladá ich rovnomerné rozloženie po celej ploche poľa. Každá platforma komunikuje s pobrežnými zariadeniami prostredníctvom jedného hlavné potrubie. Na zabezpečenie spoľahlivosti a zabránenie poruchám v prevádzke celého systému sú všetky lokality prepojené ďalšími plynovodmi.

Záver

Prieskum ložiska Shtokman si nepochybne vyžaduje veľa peňazí. Jeho rozvoj však umožní získať ročne značné objemy surovín. Ihrisko sa nachádza v dosť nepriaznivej oblasti. Úlohou projektu je dnes optimalizácia nákladov. Postupný rozvoj ložiska umožní vyriešiť mnohé problémy a získať potrebné prostriedky na reinvestíciu. Veľký význam však majú aj prostriedky zahraničných partnerov.

Pole plynového kondenzátu Shtokman (SHGCF) je jedným z najväčších polí na svete, ktoré slúži ako záruka dodávky plynu do výrobnej kapacity závodu LNG. (Obrázok 3.1) Pole kondenzátu plynu Shtokman je jedinečným cieľom vývoja. Jeho výnimočnosť je vyjadrená nielen objemom zásob a rozlohou, ale aj podmienkami práce na rozvoji poľa. Pole sa nachádza na šelfe Barentsovho mora, 600 km. Od pobrežia sa v hĺbke asi 350 metrov s rozdielom až 50 SHGCF nachádza v centrálnej časti šelfu ruského sektora Barentsovho mora, 290 km západne od pobrežia ostrovov súostrovie Novaya Zemlya a 650 km od prístavu Murmansk. Objem zásob poľa je 3,66 bilióna. M 3 plynu a 30 miliónov ton kondenzátu.

Obrázok 3.1 - Umiestnenie poľa kondenzátu plynu Shtokman

Obrovské zásoby Shtokmanu nie sú jedinou výhodou ložiska. Hrebeň Shtokman, tiahnuci sa od juhozápadu na severovýchod, s odbočkou na západ, je zo západu a východu obklopený uzavretými depresiami, čo do značnej miery určuje charakter inžinierskych a geologických pomerov (obr. 3.2). Ako bolo zistené, pole Shtokman pozostáva zo 4 vrstiev, na celej ploche poľa (1400 km2) pokrývajú inžiniersko-geologické komplexy moderných mäkkých a mäkkých pôd s hrúbkou do 8 m a podložnými mäkkými zeminy s hrúbkou 4-24 m, vrátane dvoch inžiniersko-geologických horizontov. Pod týmito komplexmi ležia polotuhé íly a íly. Hlavné zásoby sa nachádzajú v 2 vrstvách Yu 0 a Yu 1.

Obrázok 3.2 - Schéma umiestnenia zásob poľa kondenzátu plynu Shtokman

V súlade s predtým dokončenými predprojektovými prácami základná možnosť rozvoja SHGCF zahŕňa podvodné umiestnenie zariadenia pre ťažobný komplex na mori. Trasa trasy offshore plynovodu je plánovaná v smere ShGKM - Teriberka a má dĺžku cca 580 km. V areáli Teriberka sa plánuje výstavba závodu na výrobu LNG, sklad LNG, exportný terminál, prístavné zariadenia, úpravňa plynu pre pozemnú dopravu a systém obsluhy výrobného komplexu.

Na dodávku plynu do jednotného systému hlavných plynovodov v oblasti mesta Volchov sa plánuje vybudovanie pobrežného hlavného plynovodu s dĺžkou asi 1335 km, kompresorových staníc, ako aj príslušnej infraštruktúry pre zvažované možnosti dodávky plynu.

USA sa považujú za cieľový trh pre LNG. Východiskovým bodom navrhovaného systému námornej prepravy skvapalneného plynu je dopravno-technologický komplex so špecializovaným námorným prístavom na území obce. Teriberka.

3.2 Vývoj poľa kondenzátu plynu Shtokman

Pole plynového kondenzátu Shtokman sa nachádza v centrálnej časti šelfu ruského sektora Barentsovho mora, 290 km západne od pobrežia ostrovov súostrovia Novaja Zemlya a 650 km od prístavu Murmansk, centra Murmanská oblasť. Rozvoj a prevádzka otvorených polí v podmienkach arktických morí si vyžaduje rozvoj špeciálnych technológií, štruktúr, potrebných technických prostriedkov a štruktúr, ako aj technologických schém výroby, prípravy, zberu, skladovania a prepravy vyrobených uhľovodíkových produktov. Všetky tieto úlohy majú rôzne riešenia v závislosti od bansko-geologických, hydrometeorologických, inžinierskych a geologických a podmienky životného prostredia, ako aj od dostupnosti pobrežnej priemyselnej infraštruktúry. Problém vytvorenia spoľahlivého, environmentálne bezpečného a nákladovo efektívneho systému na prepravu ropy, plynu a kondenzátu je najdôležitejšou podmienkou úspešného rozvoja ropných a plynových polí na arktickom šelfe. Vytvorenie jednotného dopravného systému pre podmienky Ďalekého severu a Arktídy je pomerne zložitá technická úloha spojená s výstavbou podvodných a pobrežných potrubí značnej dĺžky, prekládkových terminálov, zariadení na skladovanie ropy a plynu, kotviacich zariadení, námornej dopravy. plavidlá a iné technické prostriedky. Štúdie možností tankerovej prepravy kvapalných uhľovodíkov z vôd arktických morí, vrátane dynamických problémov interakcie tankerov s ľadovými útvarmi, lodnými terminálmi a ľadu odolnými stacionárnymi plošinami, ukazujú technickú realizovateľnosť a environmentálnu bezpečnosť vývozu ropy modernými tankermi triedy ľadu. Výpočty ukazujú, že efektívnosť námornej dopravy sa bude zvyšovať s rozvojom polí arktického šelfu. Na rozvoj poľa kondenzátu plynu Shtokman je potrebné urobiť veľa práce. Je potrebné vytvoriť pobrežné výrobné platformy, hlavný podvodný plynovod s dĺžkou 600 km; špecializované námorníctvo; pobrežné základne; špecializovaný systém námornej dopravy. (obr. 3.3) .

Obrázok 3.3 – Schéma vývoja poľa Shtokmanovho plynového kondenzátu

Odoslanie dobrej práce do databázy znalostí je jednoduché. Použite nižšie uvedený formulár

Študenti, postgraduálni študenti, mladí vedci, ktorí pri štúdiu a práci využívajú vedomostnú základňu, vám budú veľmi vďační.

Uverejnené dňa http://www.allbest.ru/

• Úvod
• Éra ľahkej ropy sa skončila. Dnes je budúcnosť ropný a plynárenský priemysel závisí od tempa rozvoja a spúšťania pobrežných zásob, z ktorých väčšina sa sústreďuje na hlbokomorskom šelfe alebo v drsných klimatických podmienkach Arktídy.
• Rusko má značné zdroje uhľovodíkových surovín na arktických a Ďalekých východných šelfoch a strategická bezpečnosť a rozvoj ruskej ekonomiky bude závisieť od tempa rozvoja a uvádzania pobrežných polí do prevádzky.
• V roku 2012 Výbor Obchodnej a priemyselnej komory Ruskej federácie pre energetickú stratégiu a rozvoj palivového a energetického komplexu usporiadal „ okrúhly stôl» na tému «Perspektívy práce ruských ropných spoločností na polici».
• Výsledkom podujatia bolo rozhodnutie o rozšírení okruhu potenciálnych užívateľov podložia kontinentálneho šelfu, čo zodpovedá strategickým záujmom Ruska a prispeje k efektívnemu rozvoju a rozvoju kontinentálneho šelfu a vo všeobecnosti energetickej bezpečnosti národného hospodárstva.
• ropný a plynový vrt na formovanie poľa
• 1. Geologická časť
• 1.1 Všeobecné informácie o poli
• Pole Shtokman sa nachádza v centrálnej časti arktického šelfu ruského sektora Barentsovho mora, 550 km severovýchodne od mesta Murmansk.
• Najbližšia suchá zem - západné pobrežie súostrovia Novaya Zemlya - sa nachádza vo vzdialenosti 300 km od poľa.
• Hĺbka mora v tejto oblasti sa pohybuje od 320 do 340 metrov.
• Západný arktický šelf obsahuje značné zásoby ropy a plynu. Spolu s ložiskami plynu Shtokmanovskoye, Rusanovskoye a Leningradskoye v Karskom mori boli v tejto oblasti objavené aj plynové a ropné polia Prirazlomnoye a Dolginskoye v Pečorskom mori.
• Obrázok 1.1 - všeobecná schéma umiestnenie ropných a plynových polí v provincii Barentsovo more
• Spoločnosť JSC "Gazprom" plánuje vybudovať prístavný dopravný a technologický komplex v osade Teriberka na obsluhu poľa Shtokman.
• Licenciu na prieskum, geologický prieskum a výrobu plynu a plynového kondenzátu na poli Shtokman vlastní OOO Gazprom Neft Shelf, ktorá je 100% dcérskou spoločnosťou OAO Gazprom (obr. 1.1).
• V roku 2008 spoločnosti OAO Gazprom, Total a StatoilHydro podpísali akcionársku dohodu o založení medzinárodnej špeciálnej spoločnosti Shtokman Development AG na realizáciu projektu rozvoja a rozvoja v teréne.
• OAO Gazprom vlastní 51 % kapitálu spoločnosti, Total – 25 %, Statoil – 24 %.
• OAO Gazprom si ponecháva licenciu na túto oblasť a všetky práva na marketing produktov.
• Na poli Shtokman, inovatívny model prilákania najväčších medzinárodných ropné a plynárenské spoločnosti k rozvoju ruského podložia, ktoré zodpovedá národným záujmom Ruska a ktoré možno využiť pri rozvoji ďalších offshore projektov.

1.2 Orohydrografia územia

Klimatické podmienky Barentsovho mora sú určené jeho blízkosťou k teplému Nórskemu moru a studeným oblastiam Arktídy. Trajektórie veľkej väčšiny teplých severoatlantických cyklónov prechádzajú Barentsovým morom smerom na východ a severovýchod smerom k arktickej oblasti.

Presun teplých vzduchových hmôt často preruší mohutná invázia hrebeňov polárnej anticyklóny, sprevádzaná prenikaním studených arktických vzdušných hmôt ďaleko na juh.

Synoptické procesy v Barentsovom mori sa rozvíjajú obzvlášť rýchlo. Toto je jedna z najturbulentnejších oblastí s najrôznejšími počasím. V porovnaní so všetkými arktickými morami je klíma Barentsovho mora odlišná vysoké teploty vzduch, mierne zimy a veľké množstvo zrážok.

Závažnosť klímy sa podľa priemerných údajov zvyšuje v mori z juhu na sever a zo západu na východ. Priemernú ročnú teplotu vzduchu charakterizujú tieto hodnoty:

Medvedí ostrov - mínus 1,6 ° C;

Svalbard - mínus 5,2°C;

Silent Bay – mínus 10,5?

Pod vplyvom prílevu teplých más vody a vzduchu z Atlantický oceán a studené - z arktickej kotliny je klíma Barentsovho mora veľmi heterogénna. V severnej časti mora dominuje arktický vzduch a na juhu vzduchové masy miernych zemepisných šírok. Niekedy však teplota dosiahne mínus 55?C.

1.3 Stratigrafia

Štokmanská štruktúra bola identifikovaná v roku 1981 ako výsledok komplexných morských geofyzikálnych štúdií, ktoré vykonali špecialisti trustu Sevmorneftegeofizika z výskumného plavidla profesora Shtokmana, v súvislosti s ktorým dostala svoje meno. Zároveň sa začalo so štúdiom geologickej stavby stavby.

V roku 1988 sa začalo s výstavbou prvého prieskumného vrtu s projektovou hĺbkou 4500 metrov. Výsledkom testu boli dve usadeniny voľného plynu s plynovým kondenzátom.

Na základe údajov seizmického prieskumu sa v megakole Shtokman-Luninskaya rozlišuje sedimentárny kryt s hrúbkou najmenej 15 km.

Paleozoický erytém

Rifsko-devónsky systém

Najstaršie horniny založené hĺbkovými seizmickými štúdiami sú ložiská rifsko-skorého devónu, ktoré vypĺňajú úzke útesové žľaby.

devónsko-permský systém

Útesový komplex prekrývajú devónsko-permské hlbokomorské výlevné kremičité a čierne bridlicové horniny.

Permsko-triasový systém

Nadložné vrstvy permu a triasu sú zastúpené hrubými (najmenej 5 km) piesčito-hlinitými uloženinami, ktoré odzrkadľujú štádium lavínovej sedimentácie v regióne.

Vŕtanie odhalilo úsek s hĺbkou 4 km. Predstavujú ho piesčito-hlinité uloženiny druhohôr (trias-jura-krieda) a kenozoika.

Mesozoický erytém

Triasovo-jurský systém

Horniny vrchného triasu - strednej jury predstavujú hrubú (až 1200 m) pieskovcovú vrstvu, ktorá je dobrými zberačmi. Vysoké rezervoárové vlastnosti hornín a plošná konzistencia regionálnej zdrže vytvárajú priaznivé podmienky pre vertikálnu aj laterálnu migráciu uhľovodíkov.

Obrázok 1.2 - Geologický rez ložísk megakolu Shtokman-Luninskaya

Vo vrchnojurskej časti úseku sú zaznamenané pomerne rozšírené regionálne vrstvy nánosov čiernych živičných ílov, čo sú lapače plynu, ktoré sa hromadia v stredojurských pieskovcoch. Takže typ ložísk plynu je typický pre polia Shtokman a Ice (obr. 1.2).

Nad vrchnojurskými clonovými horninami sa nachádza druhá zásobná vrstva zložená z piesčito-hlinitých hornín spodnej a vrchnej kriedy.

Kriedový systém

Táto vrstva je chránená vrchnou kriedou prevažne ílovitými horninami, ktoré sú najhrubšie v depresii Južného Barentsovho mora. Neudržateľná hrúbka skríningových ložísk, ako aj obmedzená oblasť ich distribúcie (sú odrezané kenozoickými morskými sedimentmi) však výrazne znižujú vyhliadky na potenciál ropy a zemného plynu v horných vrstvách nádrží.

Napriek tomu sa v kriedovej časti úseku na území oblastí Ludlovskaya, Ledovaya a Luninskaya pozorujú plynové show. Dôvodom je pravdepodobne diskontinuita regionálnych vrchnojurských pečatí v dôsledku zlomovej tektoniky, ktorá vytvára podmienky pre migráciu uhľovodíkov zo spodného komplexu do vrchného.

Tektonika

Megasedlo Shtokman-Luninskaya oddeľuje južnú a severnú Barentsovu depresiu a je komplikované kombináciou sublatitudinálnych vyvýšených a ponorených prvkov sedla Shtokman-Ice, Ludlovskaya, Luninskaya, Severno-Shtokmansky a South-Luninskaya.

Rast megasedla začal v strednej jure a pokračoval aj v nasledujúcich dobách. Pole Shtokman je obmedzené na štruktúru s rovnakým názvom, ktorá je veľkým klenutým záhybom konsedimentárneho typu.

Maximálne rozmery zdvihu (48,5 x 35,5 km) sú zaznamenané pozdĺž odrazového horizontu B (Kj - ps) s amplitúdou 295 m.

1.4 Charakterizácia nádrže

Hlavnými zdrojmi plynu pre pole Shtokman sú čierne bridlice a bitúmenovo-hlinité horniny komplexov devón-karbón, perm a triasso-jura.Na základe výsledkov vrtov v stredojurských ložiskách boli identifikované štyri plynonosné súvrstvia - Yu 0, Yu 1, Yu 2, Yu 3 (obr. 1.3)

Obrázok 1.3 - Schematický rez stredojurskými uloženinami

Symboly: 1 - pečate; kolektory: 2 - nasýtené plynom, 3 - nasýtené vodou; 4 - poruchy; 5 - miesta odberu skúmaných kondenzátov; 6 - studne

Hlavné zásoby sú sústredené vo vrstvách Yuo, Yu1. Odkryté ložiská sú vrstevnato kupolovité, vrstevnaté a tektonicky tienené. Hĺbka produktívnych formácií je 1500-2500 m.

Nádrže na ložiská plynových kondenzátov sú jemnozrnné pieskovce, niekedy s medzivrstvami prachovcov, ktoré majú dostatočne vysoké filtračné vlastnosti, ktoré zlepšujú úsek.

Hlavné produktívne formácie Yuo a Yu1 sú zachované z hľadiska hrúbky, v priemere 73,6 a 78,3 m.

Hlinené útvary mladšej jury slúžia ako regionálna pečať pre celý jurský produktívny komplex.

Analýza geofyzikálnych výskumných materiálov a laboratórne skúmanie jadra svedčí o heterogenite štruktúry a distribúcie petrofyzikálnych charakteristík hlavných produktívnych formácií Yuo a Yu1.

Produktívny útvar Yuo je zložený z jemnozrnných a mierne ílovitých pieskovcov. Textúra pieskovcov je prevažne masívna alebo nevýrazne vrstvená.

Na guľatine a v jadre sa rozlišujú husté medzivrstvy terigénno-karbonátových hornín, ktoré zahŕňajú piesočnaté prachovce s uhličitanovým cementom.

Postupné zvyšovanie obsahu ílu a znižovanie zrnitosti hornín smerom ku dnu nádrže viedlo k citeľnému zníženiu pórovitosti. Štúdium pórovitosti a priepustnosti hornín (RP) ukázalo, že zóna zvýšenej pórovitosti a priepustnosti sa podľa údajov ťažby jadra a vrtov nachádza v hrebeňovej časti nádrže.

Produktívny súvrstvie Yu 1 je zastúpené najmä jemnozrnnými pieskovcami a prachovcami. Triedenie hornín sa líši od dobrého a stredného v homogénnych pieskovo-silovcových odrodách obmedzených na hornú a strednú časť nádrže až po stredné a chudobné v jej spodnej časti.

Zlé triedenie hornín je spôsobené prítomnosťou zŕn veľkosti štrku a medzivrstvami štrkového zlepenca s hrúbkou do 0,5 m. Medzivrstvy zlepencov sa vyskytujú v spodnej časti nádrže a možno ich identifikovať ako erózne povrchy.

Obsah ílu v pieskovcoch a prachovcoch sa pohybuje od 5 do 32,9 %. Najviac ílovitých hornín sa nachádza v spodnej časti nádrže.

Rozloženie vlastností nádrže a petrofyzikálnych parametrov odráža zložité litologické zloženie uvažovaných hornín. Vo všeobecnosti je priemerná hodnota koeficientu pórovitosti jurských nádrží 14,6% a pre produktívnu časť - 15,8%.

Na základe výsledkov geologickej interpretácie časových úsekov sa dospelo k týmto záverom: disjunktívne poruchy s amplitúdou presahujúcou hrúbku produktívnych vrstiev sú vyvinuté nevýrazne; reflektory identifikované s hornou a spodnou časťou nádrže Yuo sú korelované stabilne; dno nádrže Yuo v oblasti studne č. 1 (hĺbka 3153 m) má klinoformnú štruktúru.

Štúdie súvisiace s izoláciou HVA majú veľký význam. Na vyriešenie tohto problému bola použitá metóda RNP.

Charakterizácia rezervoárovej tekutiny

1.5 Vlastnosti plynu

Plyn všetkých produktívnych formácií má rovnaké zloženie a je klasifikovaný ako metán (> 90 %), nízky obsah oxidu uhličitého (0,26-1,17 %), nízky obsah hélia (0,021-0,027 %), nízky obsah dusíka (1,63-2,42 %) ), bez síry.

Relatívna hustota plynu narastá v smere poľa (z 0,584 na 0,621 g/cm3). Obsah metánu v zložení plynu klesá: z 95,97 % (Yu 0) na 92,42 % (vrstva Yu 3), súčasne sa zvyšuje obsah homológov metánu (z 2,13 na 4,55 %). Tieto zmeny zodpovedajú normálnemu vertikálnemu zónovaniu distribúcie tekutín.

1.6 Vlastnosti kondenzátu

Ako bolo uvedené, v časti poľa Shtokman boli objavené štyri ložiská plynového kondenzátu.

Obsah stabilného kondenzátu v plyne Shtokmanovho poľa je nízky, zvyšuje sa s hĺbkou a je pre vrstvy: Yu 0 - 5,3; Yu 1 - 13,0; Yu3 - 14,1 g/m3. Hustota Shtokmanových kondenzátov sa pohybuje v rozmedzí 0,798-0,820 g/cm3, počiatočná teplota varu je 71-85 °C, koncová teplota varu je 303-315 °C. Obsah síry je 0,010-0,025 %. Zloženie kondenzátov obsahuje pevné parafíny (od 0,01 do 0,09%), živice (od stôp do 0,35%), asfaltény (od úplnej neprítomnosti po 0,07%).

Analógy kondenzátov tohto typu sú bežné aj v iných regiónoch, najmä v Západná Sibír. Príkladom môžu byť ložiská plynového kondenzátu obmedzené na albánsko-aptické a cenomanské ložiská severných oblastí (polia Urengoyskoye, Soleninskoye, Pelyatkinskoye atď.). Obsah kondenzátu v plyne je veľmi nevýznamný: od 8-12 g/m 3 v albánsko-aptských ložiskách po 0,12-0,26 g/m 3 v cenomane.

Najväčší záujem je o genetickú charakteristiku tekutín. Kondenzáty však zriedka obsahujú vysokomolekulárne biomarkery, ktoré sú z genetického hľadiska najinformatívnejšie. Preto sa tento článok zameriava na štúdium benzínových frakcií.

Uhľovodíkové zloženie benzínovej frakcie kondenzátov odráža povahu procesov prebiehajúcich počas ich tvorby. Na základe uhľovodíkového zloženia možno s určitým stupňom istoty posúdiť typ počiatočného OM, stupeň dozrievania, litologické znaky hostiteľských hornín, nastavenie facie a stupeň supergénnej zmeny tekutín.

Kondenzáty Shtokmanovho poľa boli študované z rôznych intervalov časti vrtu. 1 (1920-1959; 1954-1959 a 2212-2282 m) a studňa 6 (1823-1860 m).

V skupinovom zložení kondenzátov dominujú nafténové uhľovodíky (42-49 %). Dominujú medzi nimi cyklohexány, ktorých podiel je 28-33 %. Nasýtené uhľovodíky tvoria 37 – 40 % benzínovej frakcie a medzi nimi prevládajú i-alkány (24 – 26 %) (obr. 1.4). Vo všeobecnosti má skupinové zloženie benzínovej frakcie študovaných kondenzátov poľa Shtokman v sekcii podobné parametre.

Obrázok 1.4 - Skupinové zloženie benzínovej frakcie Shtokmanových kondenzátov (NK-150 0 С).

Symboly: A - studňa. 6, interval 1823-1860 m; B - dobre 1, interval 1920-1959 m; B - dobre 1, interval 1954-1959 m; G - dobre 1, interval 2212-2282 m; 1 - n-alkány; 2 - i-alkány; 3 - Salkánov; 4 - CPU; 5 - CG; 6 - Snaftény; 7 - arény.

1.7 Stav rozvoja poľa

V máji 2014 ministerstvo energetiky Ruska so zainteresovanými oddeleniami a spoločnosťami vypracovalo a dohodlo sa na finančných ekonomické modely rozvoj pobrežných polí v Japonsku, Okhotskom a Pečorskom mori.

Stalo sa 18. apríla 2014 významná udalosť. Ťažba ropy sa začala na ľadovo odolnej pobrežnej plošine Prirazlomnaja.

Bola vykonaná prvá zásielka 70 tisíc ton. Arktický ropný tanker "Mikhail Uljanov" z poľa Prirazlomnoye.

Rozvoj zdrojov ropy a plynu v arktickom šelfe je založený na výsledkoch veľkého objemu vedecký výskum základného aj aplikovaného charakteru, o využívaní nových, efektívnych technických a technologických riešení, ktoré poskytujú racionálne využitie prírodné zdroje, zníženie kapitálových investícií, splnenie bezpečnostných a environmentálnych požiadaviek.

Smery vedecko-technickej podpory projektov ťažby ropy a zemného plynu na mori sú determinované najmä špecifickými podmienkami prírodno-geografickej, geologicko-geofyzikálnej, meteorologicko-klimatickej a inžiniersko-oceánologickej polohy polí, rozvojom priemyslu, ktorý vytvára nové technológie, a rozvojom priemyslu, ktorý vytvára nové technológie. a technické prostriedky na rozvoj polí, výrobu a dopravu studničných produktov.

Počas rozvoja arktických ložísk by sa mal výskum zamerať na vývoj zásadne nových schém a metód rozvoja vrátane účinného bezpečnostného systému pre objekty nachádzajúce sa v značnej vzdialenosti od pobrežia. Rozvoj nových technológií a technických prostriedkov pre terénny vývoj, výrobu a prepravu uhľovodíkových produktov je spojený s vytváraním podvodných podľadových ropných a plynových polí a mobilných technických prostriedkov na celoročné vrty v mrazivých moriach.

Prísne environmentálne požiadavky, drsné prírodné podmienky a sociálno-ekonomické črty arktických oblastí určujú zvýšené požiadavky na prijaté technické, environmentálne a technologické riešenia, na použité vybavenie a materiály, načasovanie prác atď.

Jedinečnosť ekosystémov morských oblastí a ich pobreží spôsobuje vážne obmedzenia možnej úrovne vplyvu práce na prírodné prostredie a vyžadujú osobitnú starostlivosť pri ich realizácii.

Tabuľka 1.1 - zásoby HC v provinciách ropy a zemného plynu

1.8 Dizajn studne

Moderné technológie vŕtania umožňujú rozvíjať pobrežné polia nachádzajúce sa 8 až 12 km od pobrežia pomocou horizontálnych vrtov, ktorých ústia sú na súši a zóna dna je v produktívnej formácii. Na obr. 1.5 znázorňuje príklad profilu takejto studne.

Tieto vrty sú vŕtané s predĺženým dosahom (v súčasnosti je ERD do 10 km).

Na ich stavbu je potrebná súprava s výkonom 3 000 hp s nominálnou hĺbkou vrtu až 12 000 m.

Obrázok 1.5 - Horizontálny profil vrtu v poli Odoptu-Sea

Každý vrt je opláštený vlastným potrubím a táto technológia sa zásadne líši od dokončovania vrtu v dvoch horizontoch, čo umožňuje vykonávať oddelenú výrobu z dvoch vrstiev v jednej spoločnej pažnicovej kolóne (túto technológiu je možné použiť aj pre širšiu nádrž pokrytie).

Iná verzia viacstĺpcového dizajnu je znázornená na obr. 1.6-b, kde je jediným stĺpom opláštená iba spoločná časť kmeňa a potom, po rozchode kmeňov do produktívnych horizontov, je každý (redukovaný) kmeň opláštený samostatne. Pri oprave studne s dokončením v dvoch horizontoch je potrebné zdvihnúť potrubia obsluhujúce oba objekty a pri použití viacstranných zariadení studne je možné pracovať v jednom vrte bez prerušenia výroby v druhom.

Obrázok 1.6 – Schéma dokončenia poľného vrtu Piltun-Astokhskoye v dvoch horizontoch s jedným vrtom

Typický dizajn viacstĺpcového zariadenia studne je znázornený na obr. 1.6. Je pozoruhodné, že horný pár posúvačov je akoby skosený alebo diagonálny, čo umožňuje v obmedzenej časti modulu ústia vrtu tesnejšie inštalovať ústia zostávajúcich vrtov, pričom poskytuje relatívne voľný prístup k vrtu. posúvač, aby sa manuálne ovládanie alebo jeho opravu.

Navyše, viacstĺpové usporiadanie, ktoré je kompaktnejšie, znižuje celkový čas vŕtania studne v dôsledku menšieho počtu ciest. Okrem toho sa eliminujú straty vrtnej kvapaliny a redukujú sa vrtné úlomky, ktoré sú nevyhnutné pri vŕtaní druhého vrtu.

Vešiak plášťa môže mať tesnenie kov na kov vyrobené z elastomérov alebo ich kombinácie. Pre dlhodobú spoľahlivú prevádzku všetkých zariadení ústia vrtu je potrebné zabezpečiť spoľahlivé utesnenie závesu výrobného pažnice. To je dôležité najmä v prípade plynových výťahových vrtov, kde závesné tesnenie musí odolať pracovnému tlaku plynu 8,3 MPa.

Aby sa zabránilo odtlakovaniu, sú k dispozícii kanály na zavádzanie tesniacej hmoty. Výber tesnení je založený na podrobnej štúdii možností viacerých stĺpcov, ktoré ponúkajú rôzni predajcovia.

Obrázok 1.7 - Viacstĺpcové usporiadanie zariadenia ústia vrtu

Hostené na Allbest.ru

Podobné dokumenty

Všeobecné informácie o ložisku Urshak. Stratigrafia a tektonika. Charakterizácia ropných a plynových ložiskových formácií a formovacích kvapalín. Fyzikálne a chemické vlastnosti devónskeho oleja. Vlastnosti rezervoárového oleja a vody. Stav vývoja poľa.

semestrálna práca, pridaná 30.01.2016


Všeobecné informácie o vklade. Charakteristika geologickej stavby. Zloženie a vlastnosti zásobníkových kvapalín. Fyzikálne a chemické vlastnosti ropy, plynu a ich zložiek. Hlavné fázy návrhu vývoja poľa. Zásoby ropy a plynu.

semestrálna práca, pridaná 18.06.2012


Stav geologického mapovania ruského arktického šelfu. Princípy a metódy mapovania, koncepcia tvorby Štátnej geologickej mapy západného arktického šelfu. Regionálne znaky geologickej stavby kvartérnych a novovekých ložísk.

semestrálna práca, pridaná 16.11.2014


Charakteristika povodia, štruktúra pobrežného poľa plynového kondenzátu Shtokman. Hlavné charakteristiky produktívnej vrstvy. Geologická časť ložísk megakolu Shtokman-Luninskaya. Rozvoj poľa Shtokman.

abstrakt, pridaný 30.10.2013


Zásobníkové vlastnosti produktívnych útvarov. Fyzikálne a chemické vlastnosti zásobníkových tekutín. Návrhy horizontálnych studní poľa Romashkinskoye. Analýza Aktuálny stav rozvoj. Výber a návrh horizontálneho profilu studne.

práca, pridané 19.05.2012


Všeobecné informácie o ropnom poli Yuzhno-Khar'yaginskoye. Geologický obrys regiónu. Fyzikálno-hydrodynamické charakteristiky produktívnych útvarov a vlastnosti nádrží. Zdôvodnenie spôsobu vstupu do produktívneho ložiska. Výber dizajnu studne.

práca, pridané 21.03.2012


Orohydrografia Samotlor ropné pole. Tektonika a stratigrafia. Zásobníkové vlastnosti produktívnych útvarov. Vlastnosti ropy, plynu a vody v podmienkach zásobníkov. Technológia výroby ropy. Metódy riešenia komplikácií používané v OAO "CIS".

semestrálna práca, pridaná 25.09.2013


Informácie o ložisku Amangeldy: štruktúra a geologický úsek, obsah plynu. Systém rozvoja poľa. Výpočet zásob plynu a kondenzátu. Hodnotenie a prevádzka studní. Technické a ekonomické ukazovatele rozvoja plynárenského poľa.

práca, pridané 02.05.2013


Charakteristika geologickej stavby ropného poľa. Zásobníkové vlastnosti produktívnych útvarov a ich heterogenita. Fyzikálne a chemické vlastnosti kvapalín, ropy, plynu a vody. Základy rozvoja nízkoproduktívnych ílových nádrží.

správa z praxe, pridaná 30.09.2014


Analýza metód na zlepšenie ťažby ropy na poli Vostochno-Elovoe. Fyzickogeografická a ekonomická charakteristika regiónu: stratigrafia ložísk, hodnotenie produktívnych súvrství, systémy ich rozvoja s udržiavaním súvrstvia.

Pole plynového kondenzátu Shtokman bolo objavené v roku 1988. Nachádza sa v centrálnej časti šelfu ruského sektora Barentsovho mora, približne 600 km severovýchodne od Murmanska. Hĺbka mora v tejto oblasti sa pohybuje od 320 do 340 m.

Čísla a fakty

Rezervy v kategórii C1 - 3,9 bilióna metrov kubických. m plynu a 56 miliónov ton plynového kondenzátu, z ktorých 3,8 bilióna metrov kubických sa nachádza v rámci licencovanej oblasti Gazpromu. m plynu a 53,4 milióna ton plynového kondenzátu.

Vývoj poľa Shtokman je rozdelený do troch fáz. Uvedenie zariadení prvej fázy do prevádzky umožní na poli ročne vyprodukovať 23,7 miliardy metrov kubických. m plynu, druhý - 47,4 miliardy metrov kubických. V priebehu tretej etapy bude ihrisko uvedené do projektovanej kapacity - 71,1 miliardy metrov kubických. m plynu ročne. Na základe výsledkov realizácie prvých fáz, vzhľadom na priaznivú situáciu na cieľových trhoch a zodpovedajúci dopyt po plyne, je možné zvýšiť produkciu na poli.

Licenciu na prieskum, geologický prieskum a výrobu plynu a plynového kondenzátu na poli Shtokman vlastní PJSC Gazprom.

Zásoby nerastných surovín nachádzajúce sa na dne morí tvoria 50 % ruského plynového bohatstva a štvrtinu ropy. Len malá časť z nich je zvládnutá. Napríklad slávna kaspická komora na ropu a plyn má sotva 1 % z celkového počtu. V porovnaní s ním plynové pole s kapacitou 39 bil. kubických metrov vyzerá ako supergiant. To je polovica všetkého podmorského ruského plynového bohatstva. Toľko plynu sa nachádza v hlbinách plytkej, mierne sa zvažujúcej plošiny Barentsovho mora, nazývanej šelf. Počas prevádzky poľa odborníci očakávajú, že z neho získajú spolu so zemným plynom 56 miliónov ton plynového kondenzátu.

Zásoby boli preskúmané v rokoch 1981-1988. Ich predpokladaná hodnota sa pôvodne odhadovala na 2,4 bilióna. Metre kubické plynu. Skúšobné vŕtanie sa uskutočnilo z plošiny umiestnenej v centrálnom bode šelfu vo vzdialenosti 300 km od najbližšieho pobrežia ostrova. Nová Zem.

Hlavné charakteristiky

Na poli sa plánuje inštalácia 10 vrtných plošín s vlastným pohonom vybavených zariadením na výrobu pod vodou. Proces vývoja je rozdelený do etáp, pre každú z nich je plánovaná ročná produkcia: 24; 47; 71 miliárd kubických metrov modrého paliva. V rámci technologického komplexu sa plánuje vytvorenie:

• zariadenie na skvapalňovanie plynu s ročnou kapacitou 7,5 milióna ton,
• prístavné hospodárstvo.

Plánuje sa, že preprava plynu sa uskutoční pomocou niekoľkých typov dopravných zariadení:

• hlavný plynovod s dĺžkou 1365 km,
• dva technologické plynovody,
• lode na prepravu plynu.

Podmienky výstavby a uvedenia do prevádzky

Počiatočné rozhodnutie spustiť pole bolo prijaté v roku 1992. Jeho vývoj bol zverený ruskému podniku Rosshelf.

Od roku 1995 do roku 2006 rokoval AO Gazprom so zahraničnými korporáciami o kolektívnom využívaní poľa.

V rokoch 2006-2008 sa ťažisko rokovaní posunulo. Spoločnosť začala hľadať partnerov, ktorí sú pripravení podieľať sa na výstavbe a rozvoji ihriska ako dodávatelia. V dôsledku podpísanej dohody bola založená spoločnosť Shtokman Development AG. Okrem ruského podniku vystupovali ako investori Statoil (Nórsko) a Total (Francúzsko). Do roku 2012 spoločnosť nezačala svoju činnosť, doba platnosti zmlúv vypršala, projekt bol pozastavený.

V súlade s vládnymi údajmi by komerčné spustenie ihriska malo prebehnúť v októbri až decembri 2016. Pridružené výrobné komplexy plánujú spustiť prevádzku od decembra 2017.

Princíp činnosti

Výroba uhľovodíkov sa vykonáva z paluby samohybnej plošiny lodného typu. Na vyzdvihnutie plynu zo studne v podvodnej časti oceánu sa zostavujú technologické komplexy vrátane:

• štyri spodné dosky s vŕtacími otvormi;
• stúpačky - vertikálne hlboké flexibilné potrubia;
• oblúky strednej hĺbky fixujúce konštantnú polohu stúpačiek;
• hlavné plynovody;
• spínacie zariadenie.

Ako hlavná technologická myšlienka sa uvažuje vyzdvihnutie suroviny z oblasti dna do spracovateľskej nádoby, jej následná preprava na breh. Dnes sa predpokladajú dva vzájomne sa vylučujúce technologické reťazce, z ktorých každý zabezpečuje:

1. Separácia kondenzátu a zemný plyn na palube plávajúcej plošiny;
2. Separácia uhľovodíkov v pobrežnej elektrárni.

Bez ohľadu na variant prvotného spracovania surovín, konečné hotové výrobky by sa mal stať skvapalnený plyn.

Za týmto účelom v priebehu rokov 2015-2016 v okolí obce. Teriberka by mala uviesť do prevádzky podnik na výrobu skvapalneného plynu, nakladací terminál a dopravný potrubný systém. Prevádzkové činnosti sa plánujú zveriť exportne orientovanej korporácii. Jeho účelom je dodávať plyn spotrebiteľom v Ázii a Európe. Preprava sa vykonáva po mori a cez systém plynovodov

Zvláštnosti

Medzi hlavné črty projektu patrí komplexnosť prírodné podmienky. V Arktíde budú musieť fungovať zariadenia na výrobu, spracovanie a prepravu plynu. Jeho výkon bude vystavený zaťaženiu:

• prostredie morského vzduchu s teplotným rozsahom −50 − +33 °C;
• pohyb ľadovcov s hmotnosťou miliónov ton;
• vystavenie búrkam s vlnami do 27 m.

Po druhé, projekt na rozvoj jedného z najvýkonnejších plynových vrtov si vyžaduje realizáciu drahých veľkých inovatívne technológie. Investície musia byť dlhodobé. Spoločnosť bude musieť konkurovať mobilným spoločnostiam, ktoré v krátkom čase obrátia malý kapitál investovaný do produkcie bridlicového plynu.

Treťou črtou je zavedenie jedinečných a rôznorodých technológií, ktoré zahŕňajú výstavbu údolných diaľnic, morských stúpačiek, pobrežných spracovateľských zariadení a prevádzky. špecializované súdy.

Napriek tomu, že vyhliadky na rozvoj projektu vyvolávajú diskusie o rôzne úrovne, prípravné práce neprestávaj. V roku 2014 bola položená diaľnica v regióne Teriberka, ktorá je súčasťou komplexu infraštruktúry. Najbližšie plány zahŕňajú výstavbu skladových komplexov, komunikačných zariadení a železničnej trate. Podľa prepočtov odborníkov by ekonomická efektívnosť z rozvoja kapacít a predaja plynu z ShGKM počas 45 rokov prevádzky mala byť 600 %. Počas prípravného obdobia AO Gazprom neustále stimuluje vývoj dizajnu. Jednou z aktivít zameraných na zvýšenie atraktivity projektu by mala byť medzinárodná konferencia venovaná rozvoju šelfu v Barentsovom mori.

Vplyv produkcie plynu na ekológiu regiónu

Technologická nejednoznačnosť projektu znepokojuje ochrancov životného prostredia. V procese jeho realizácie sa predpokladajú skôr mnohostranné vplyvy na prírodný systém. Patria medzi ne hĺbkové vrty, výstavba plynovodov pod ľadom, priemyselný rozvoj pobrežná zóna, kladenie komunikačných vedení, elektrických vedení. Znamená to prevádzku vysokotlakových potrubí, pohyb významných objemov uhľovodíkov. Každá operácia technologický postup spojené s rizikom nehôd. Pri výstavbe je potrebné počítať s poklesom povrchov dna, možnou tvorbou akumulácií hydrátov a výskytom iných technogénnych komplikácií.

Existujúca prax prevádzkovania takýchto komplexov však ukazuje, že uzavreté procesy výroby uhľovodíkov a ich prenos na veľké vzdialenosti nemajú významný vplyv na ekosystém. Ak, samozrejme, všetky technologické a hygienické normy bezpečnosť.

Výkon

Projekt rozvoja zemského vnútrozemia v Arktíde pomocou oceánskych výrobných a dopravných komplexov je jedinečný a zároveň náročný na prácu. Ani pri šesťnásobnej ekonomickej atraktivite nenašiel medzi investormi plnú bezpodmienečnú podporu. Úspešný rozvoj poľa Shtokman bude ďalším aktom víťazstva rozumu nad prírodou. Ale v istom momente sa to minie. Potreba vyvinúť nové zdroje bude pre človeka predstavovať ešte ťažšiu úlohu. Intriga spočíva v riešení dilemy: v boji medzi rozumom a prírodou nakoniec, kto vyhrá prvý?