История открытия Штокмановского газоконденсатного месторождения

Министерство образования и науки Российской Федерации Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

РЕФЕРАТ

на тему:

История открытия Штокмановского газоконденсатного месторождения

Выполнил:

студент НГШ-12 Забелин П.А.

Проверил: профессор Петухов А.В.

Санкт-Петербург

1.Вступление

2.Штокмановское газоконденсатное месторождение

2.1 Общие сведения

2.1.1 Местоположение

2.1.2 Климат

2.2 История открытия ШГКМ и его газоносность

2.3 Геогические условия

3.Ориентировачный проект разработки ШГКМ

3.1 Общие сведения

3.2 Как будет добываться газ?

3.3 Куда газ будет поступать после добычи?

3.4 Логистическая инфраструктура

3.5 Значение проекта Заключение Список используемой литературы

1.Вступление

Эра лёгкой нефти закончена. Сегодня будущее нефтегазовой промышленности находится в зависимости от темпов ввода в разработку запасов морских месторождений углеводородов, большая часть которых сосредоточена на глубоководном шельфе или в суровых климатических условиях Арктики. Арктический шельф (рис.1) — это огромная акватория (26 млн км²⁾, в пределах которой выделяются бассейны и провинции, перспективные для поисков месторождений нефти и газа. Наиболее изученной в настоящее время является акватория Западной Арктики, включающая шельф Баренцева и Карского морей. В литературе также часто встречается название «Печорское море», которое по своему географическому положению является частью Баренцева моря, а по геологической природе — акваториальным продолжением Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Тем не менее понятие Печорского моря уже активно внедрилось в терминологию нефтегазовой индустрии и широко используется, подчеркивая прежде всего геологические различия между собственно Баренцевоморским бассейном и акваториальным продолжением Тимано-Печорского бассейна[1].

Западно-Арктический шельф содержит значительные ресурсы нефти и газа, уникальность которых уже доказана открытием гигантских газовых месторождений: Штокмановского в Баренцевом, Русановского и Ленинградского в Карском и крупных газонефтяных месторождений Приразломного и Долгинского в Печорском морях. Разберем более подробно Штокмановское газоконденсатное месторождение.

2. Штокмановское газоконденсатное месторождение

2.1 Общие сведения

2.1.1 Местоположение

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин — Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами моря в 550 км к северо-востоку от Мурманска. Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м. (Рис.2).

2.1.2 Климат

Климатические условия Баренцева моря определяются соседством его 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 глубь арктической области. Часто этот перенос теплых воздушных масс прерывается мощным вторжением гребней поляр6ного 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: о. Медвежий -1.6°, Баренцбург (Шпицберген) -5.2°, Бухта Тихая (ЗФИ) -10.5°. 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 — 55 и 33° C.

2.2 История открытия ШГКМ и его газоносность

Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название. Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 метров. В результате ее испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м³свободного газа промышленных категорий.

По разведанным запасам природного газа Штокмановское месторождение на сегодняшний день является одним из крупнейших в мире. Геологические запасы месторождения составляют 3,9 трлн м³газа и около 56 млн т газового конденсата.

2.3 Геологические условия

К одному из важных направлений повышения эффективности геолого-разведочных работ при оценке запасов УВ на Штокмановском газоконденсатном месторождении относится комплексирование сейсмических (MOB ОГТ, ВСП) и промыслово-геофизических методов, которое дает возможность более обоснованно интерполировать и экстраполировать результаты наблюдений в скважинах, повысить достоверность прогноза подсчетных параметров при оценке запасов и сократить число разведочных скважин.

Анализ материалов ГИС и лабораторного изучения керна свидетельствует о неоднородности строения и распределения петрофизических характеристик основных продуктивных пластов Ю₀ и Ю, исследуемого месторождения. Продуктивный пласт Ю₀ сложен мелкозернистыми и слабоглинистыми песчаниками. К подошвенной части пласта в песчаниках увеличивается доля алевролитовой и глинистой составляющих, где в отдельных прослоях отмечаются собственно алевролиты и реже глинистые алевролиты. Текстура песчаников преимущественно массивная или неясно слоистая. Среди алевролитовых разностей преобладают слоистые (горизонтально-, волнистоили линзовиднослоистые) текстуры. Цементация песчаных пород в основном средняя. В верхней и средней частях пласта встречены пропластки слабосцементированных песчаников. На каротажных диаграммах и в керне выделяются плотные прослои (толщиной до 0,7…1,2 м) терригенно-карбонатных пород, к которым относятся песчано-алевролитовые с карбонатным цементом. Наблюдаются также видимому, имеют конкреционную природу и тяготеют к нижней части пласта.

Изменение пористости песчано-алевролитовых пород Штокмановской площади связано в первую очередь с содержанием глинистой фракции, уменьшением зернистости пород и степенью аутигенной цементации, обусловленной количеством карбонатного цемента. Постепенное увеличение глинистости и уменьшение зернистости пород к подошвенной части пласта привели к заметному снижению пористости, увеличению объемной плотности и скорости продольных волн. Прослои терригенно-карбонатных пород (известковые песчаники и алевролиты) характеризуются резким снижением коэффициента пористости (до 4,7%), увеличением объемной плотности (до 2,56 г/см³) и скорости упругих волн (до 3,4 км/с), что вносит существенные неоднородности в распределение акустических жесткостей. Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород (ФЕС) в разрезе по линии скв. 1, 2, 3 показало, что зона повышенной пористости и проницаемости по данным керна и ГИС располагается в присводовой части пласта. На крыльях структуры наблюдается снижение ФЕС, особенно в районе скв. 3. В этом же направлении отмечаются увеличение глинистости и уменьшение степени отсорбированности пород (таблица).

Продуктивный пласт Ю₁ представлен преимущественно песчаниками мелкозернистыми и алевролитами. Сортировка пород изменяется от хорошей и средней в более однородных песчано-алевролитовых разностях, приуроченных к верхней и средней частям пласта (скв. 1, 2), до преимущественно средней и плохой в нижней его части (скв. 3) (см. таблицу).

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 (скв. 1, 2).

Распределение ФЕС и петрофизических параметров в определенной мере отражает сложный литологический состав рассматриваемых пород. В целом среднее значение коэффициента пористости пласта Ю) составляет 14,6%, а для продуктивной части — 15,8%.

К основным помехообразующим факторам волнового поля на исследуемой площади относятся донно-кратные волны. Выделение аномальных эффектов, связанных с проявлением залежи УВ (ГВК, кровля и подошва продуктивных пластов) в столь сложных сейсмогеологических условиях, представляет собой сложную проблему и определяется возможностями графа обработки сейсмических материалов MOB ОГТ.

Сигнал, возбуждаемый линейной группой пневмоисточников, характеризуется широкополосным спектром колебаний (F = 5… 160 Гц), отсутствием повторных пульсаций «газового пузыря» (рис. 1). Для вычитания донно-кратных волн была использована процедура двумерной фильтрации при уменьшенной базе расчета оператора (7 трасс). Ввод кинематических поправок осуществляли таким образом, чтобы обеспечить максимальный уровень подавления волн-помех в целевом интервале (t_Q = = 1400…2000 мс).

Для повышения разрешенности отраженных волн на сейсмограммах наибольшее распространение получили статистические методы обратной фильтрации, базирующиеся на известных допущениях. Анализ сейсмограмм, полученных по результатам применения различных программ статистической деконволюции, позволил сделать следующие выводы: эффективное сжатие отраженных волн отсутствует, отмечается интенсивный уровень высокочастотных помех. Наличие в непосредственной близости от целевого интервала опорного отражающего горизонта B (J₃) дало возможность использовать запись отраженной волны в качестве оценки формы сигнала при расчете оператора разработанной обратной фильтрации. Визуальный анализ сейсмограммы свидетельствует о сжатии отраженных волн при низком уровне шумов.

Фрагменты временных разрезов, полученные по результатам применения статистической и разработанной детерминистической деконволюции при прочих равных условиях, по участку профиля MOB ОГТ 01 сильно различаются. На них выделяются отражающие горизонты, отождествляемые с подошвой пласта Ю₀ и кровлей пласта Ю₁.

Наличие фазовых разбросов в годографах отраженных волн после введения кинематических поправок за удаление пункта взрыва от пункта приема весьма затрудняет получение высокоразрешенных временных разрезов. С этой целью сейсмограммы ОГТ были просуммированы по методу временных полей. Полученные временные разрезы ОГП и ОГТ по профилю 01 отличаются незначительно. Для повышения разрешенности отраженных волн на сейсмограммах ОГТ на следующем этапе была использована процедура нуль-фазовой статистической деконволюции при низких значениях регуляризирующего параметра. По результатам последующего применения метода суммирования по временным полям получен временной разрез по профилю 01, на котором достаточно отчетливо выделяются аномалии волнового поля, связанные с газонасыщением пластов Ю₀ иЮ₁.

Важной и сложной задачей на Штокмановской площади является стратиграфическая привязка отражающих горизонтов. Для ее решения использовали данные ГИС, ВСП и MOB ОГТ. Анализ результатов по скв. 1 (рис. 2) свидетельствует о том, что кровле продуктивного пласта Ю₀ соответствует минимум интенсивной отрицательной фазы опорного отражающего горизонта B (J₃), подошве — максимум положительной средней интенсивности. Между ними выделяется отражающий горизонт положительной полярности. Полученные выводы согласуются с результатами сейсмомоделирования, выполненного конечноразностным методом. На синтетической сейсмограмме, полученной лучевым методом, рассматриваемая отраженная волна отсутствует. Геологическая природа ее, по-видимому, связана с образованием преломленно-отраженных волн в продуктивном пласте Ю₀, являющемся своеобразным волноводом относительно вмещающих пород. С изменением их акустических свойств по латерали связывается различная прослеживаемость исследуемой волны на разных участках профилей MOB ОГТ (01,02 и т. д.).

На сейсмограмме ВСП, полученной по скв. 1, выделение отражающего горизонта, отождествляемого с кровлей газонасыщенного пласта Ю_ь представляет собой неразрешимую проблему в связи с низкочастотным характером сейсмической записи. Поэтому стратиграфическая привязка отражающих горизонтов в этой скважине была выполнена в основном по результатам моделирования волнового поля конечно-разностным методом. Сопоставление синтетических и реальных сейсмограмм по скв. 1, 2 и 3 показало, что кровля залежи продуктивного пласта Ю) отождествляется с малоинтенсивным, а подошва — со среднеинтенсивным отражающими горизонтами положительной полярности.

Исследования методом ВСП в скв. 4 характеризуются достаточно хорошим качеством полевого материала. На первом этапе обработки данных ВСП выполнено подавление «повторных ударов» с помощью разработанной программы детерминистической деконволюции (DKSWL) донно-кратных волн медианной фильтрацией. Повышение разрешенности отраженных волн достигнуто благодаря применению программы DKSWL при использовании в качестве оценки формы сигнала записи волны, отраженной от горизонта B (J₃). Сопоставление полученной сейсмограммы и фрагмента временного разреза по профилю MOB ОГТ 01 в районе скв. 4 указывает на их хорошую сходимость. В результате комплексной интерпретации данных ГИС составлены акустическая и плотностная модели среды в целевом интервале, скорректированные по материалам СК, на основе которых выполнен расчет синтетических сейсмограмм конечно-разностным и лучевым методами. Реальные и синтетические трассы ОГТ и ВСП сопоставляются удовлетворительным образом. Отличия их связаны с наличием на трассе, полученной конечно-разностным методом внутри временного интервала, соответствующего продуктивному пласту Ю₀, интенсивного отражающего горизонта положительной полярности и с незначительным несовпадением фаз отражающих горизонтов, обусловленным более сложным строением среды и допущениями, положенными в основу расчета синтетических сейсмограмм.

Полученные результаты подтверждают ранее сделанные выводы о стратиграфической привязке отражающих горизонтов в районе скв. 1 (рис. 3). Причем следует отметить, что отражающий горизонт, отождествляемый с подошвой пласта Юо, располагается в интерференционной зоне и его выделение возможно лишь на временных разрезах с видимой частотой 50 Гц.

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 Ю₀, коррелируются устойчиво;подошва пласта Ю₀ в районе скв. 1 имеет клиноформное строение.

Важное место при изучении геологического строения Штокмановского месторождения занимают исследования, связанные с выделением в волновом поле отражений от зеркальных контактов флюидов (ГВК). На временных разрезах MOB ОГТ выделение горизонтальных отражающих площадок вследствие интерференции волн, отраженных от опорного горизонта B (J₃), и преломленно-отраженных внутри продуктивного пласта Ю₀ представляет собой сложную задачу. К тому же в области ГВК, обладающей по сравнению с вышеи нижележащими пластами значительно меньшим волновым сопротивлением, нарушаются субволноводные условия — волновая картина осложняется проявлением интенсивных головных волн. Большую роль при этом играют волны, скользящие по поверхности газонасыщенного пласта, дифрагированные волны, а также вторичные волны, образованные пульсациями в приповерхностной части контурных вод, являющейся контрастной упругой средой. На временном разрезе 01 (ПК 42 500−45 000) в приконтурной части залежи отмечается усложнение волнового поля, выражающееся в появлении дополнительных отражающих горизонтов.

Таким образом, выделение горизонтальных отражающих площадок, соответствующих контактам газ — вода для продуктивного пласта Ю₀, — весьма сложная проблема. Для ее решения использовали метод РНП. Регулируемые параметры (база суммирования, частотная полоса фильтрации, число каналов на базе и т. д.) оценивали исходя из условия разрешения сложной записи волнового поля в области горизонтального контакта флюидов. Выделенные разрастания на профиле 03 (ПК 5600−5850, to = 16 800 мс) с максимумом интенсивности на нулевой дорожке суммоленты (рис. 4) могут быть связаны с горизонтальным залеганием отражающей границы на данном участке профиля, суммированием дифрагированной волны в области минимума годографа, наличием горизонтального контакта флюидов.

Горизонтальные площадки, отождествленные с контактами флюидов, характеризуются, как правило, малоинтенсивными разрастаниями и прослеживаются на одном и том же времени. Этим признакам удовлетворяют площадки, выделенные на профиле MOB ОГТ 03 (ПК 5600−5850, ПК 3100−3700), которые соответствуют горизонтальным отражениям на временном разрезе ОГП.

Выделение ГВК для продуктивного пласта Ю₁ представленного тонкослоистым чередованием песчано-глинистых пород, весьма затруднительно, так как по данным скв. 3 в его подошвенной части отмечается наличие переходной зоны, где дифференциация акустических жесткостей незначительна. Применение метода РНП, суммирование сейсмограмм по ОГТ для выделения горизонтальных отражающих площадок оказалось малоэффективным, так как полученные временные разрезы характеризуются низкочастотным спектром отраженных волн. Решение этой задачи выполнено по результатам применения методики временных полей Наиболее уверенно горизонтальные отражающие площадки выделяются в западной части исследуемой структуры (на профиле MOB ОГТ 01, ПК 13 600−16 800 и др.). Амплитуда отрицательной фазы резко увеличивается в зоне перехода от водонасыщенной части к газонасыщенной.

Результаты динамического анализа, выполненного по профилю MOB ОГТ 01, в интервале залегания продуктивного пласта Ю) подтверждают эти выводы. На графике параметра обратного затухания в районе ПК 16 000 отмечается резкое его увеличение. Факторный анализ динамических параметров позволил выделить границу контура распространения газонасыщенных пород.

Уверенная корреляция отражающих горизонтов на исследуемой площади, отождествляемых с кровлей и подошвой газонасыщенных пластов Ю₁ и Ю₀, наличие тесной корреляционной связи между скоростью распространения продольных упругих волн и коэффициентом пористости, рассчитанных по данным ГИС (скв. 1—4) в целевом интервале (рис. 5), позволили выполнить по результатам применения ПАК прогнозирование подсчетных параметров (Н и К_п) в межскважинном пространстве. По сети профилей MOB ОГТ сопоставлены интервальные времена пробега упругих волн и скорость их распространения в пластах Ю₀ и Ю₁.

При построении разреза ПАК амплитудные кривые градуировались в значении среднечастотной компоненты интервальной скорости, затем добавлялась низкочастотная компонента, которой соответствует плавное нарастание скорости с глубиной, определенное по СК.

Анализ параметров, полученных по профилям MOB ОГТ 01, 02, 03 и др., показывает наличие отчетливой связи между интервальной скоростью и временем распространения продольных упругих волн в продуктивных пластах Ю₀ и Ю₁ Выделение на временных разрезах MOB ОГТ горизонтальных отражающих площадок, отождествляемых с ГВК, позволило построить прогнозные схемы изменения толщины и коэффициента пористости для газонасыщенной части пласта Ю₀. Максимальные значения указанных параметров отмечаются в своде Штокмановского поднятия (Н = 65…70 м, К" = = 25…26%). Они плавно уменьшаются в периклинальной части, где К_п составляет 19…20% и соответствует водонасыщенным породам, вскрытым в скв. 3 (рис. 6).

Прогнозные схемы распределения общей толщины (Н) и коэффициента пористости (К_п) газонасыщенного пласта Ю₁ позволяют лишь весьма приблизительно оценить изменение указанных параметров. В пределах точности их определения можно сделать вывод об однородности его геологического строения на Штокмановской площади.

Таким образом, результаты выполненных работ свидетельствуют о значительных возможностях комплексных геофизических исследований для детального изучения нефтегазовых месторождений с целью получения информации о параметрах для подсчета запасов углеводородов при существенном уменьшении объемов разведочного бурения[2].

Рис. 3. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов:

1 — исходная сейсмограмма ВСП; 2 — сейсмограмма ВСП после подавления повторных ударов; 3 — сейсмограмма ВСП после вычитания падающих волн и вывода отраженных волн на вертикаль; 4 — сейсмограмма ВСП после оптимальной обратной фильтрации; 5 — фрагмент временного разреза MOB ОТТ; 6, 7— синтетические сейсмограммы.

Рис. 4. Выделение ГВК на временных разрезах МОВ ОГТ 02; 2-фрагмент временного разреза МОВ ОТ 02; 3-фрагмент временного разреза МОВ ОГТ 02 (восточная часть); 4-горизонтальная площадка, выделенная РНП; 5-горизонтальная площадка, выделенная РНП на временном разрезе МОВ ОГТ 02; 6-фрагмент временного разреза по профилю 01; 7-горизонтальная площадка, выделенная РНП на профиле 01; 8-горизонтальная площадка, выделенная на временном разрезе ОГТ 01; 9-разрез МОВ ОГТ по профилю 01(западная часть); 10-разрез ОГП по профилю 01.

3. Ориентировочный проект разработки ШГКМ

3.1 Общие сведения

Компания «Штокман Девелопмент АГ» — совместное предприятие, зарегистрированное 15 февраля 2008 года для решения задач финансирования, проектирования, строительства и эксплуатации объектов Первой фазы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Доли участия в проекте распределены следующим образом: ОАО «Газпром» — 75%, Total S. A. (Франция) — 25%.

Штаб-квартира Компании расположена в г. Цуг, Швейцария. Филиалы Компании открыты в Москве, Мурманске и с. Териберка Мурманской области.

«Штокман Девелопмент АГ» будет собственником и оператором инфраструктуры Первой фазы освоения Штокмановского ГКМ на протяжении 25 лет.

В рамках Первой фазы будет добываться 23,7 млрд. м³ природного газа в год.

Масштабность и сложность работ, особые климатические условия в районе добычи и транспортировки газа, необходимость применения принципиально новых технико-технологических решений в процессе разработки позволяют говорить об уникальности Штокмановского проекта.

Район добычи расположен далеко за полярным кругом, в суровых природно-климатических условиях. Арктический климат и тяжелая штормовая обстановка сужают погодное окно для проведения работ по освоению месторождения. В районе разработки неоднократно фиксировалось появление многолетних льдов и айсбергов.

Существенное удаление района добычи от береговой линии определяет сложность процедуры снабжения и обслуживания оборудования и инфраструктуры проекта.

Сегодня и в будущем одной из приоритетных задач является минимизация или полное устранение возможных негативных факторов, связанных с реализацией проекта. Для этих целей в ходе проекта будут применяться самые строгие стандарты в области охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды. В ходе реализации проекта «Штокман Девелопмент АГ» будет систематически и на высоком профессиональном уровне осуществлять контроль всех рисков, связанных с ее деятельностью.

· Стандарты безопасности будут применяться на нескольких уровнях

· Детальный технический дизайн проекта

· Использование современного оборудования

· Использование высококачественных материалов

· Внедрение комплексной системы обеспечения и контроля качества (QA/QC)

· Мониторинг строительства и эксплуатации Компания «Штокман Девелопмент АГ» привлекла известные европейские и российские компании для проведения масштабных исследований и изысканий в зонах воздействия проекта: морской, прибрежной, береговой. Данные, полученные в ходе изыскательских работ, используются для изучения состояния окружающей среды и учитываются при разработке технического дизайна проекта для того, чтобы свести любое экологическое воздействие к минимуму.

3.2 Как будет добываться газ?

штокмановское газоконденсатное месторождение геологический

Технические трудности освоения и эксплуатации морских объектов

· Высокая проектная производительность;

· Значительная удаленность от берега (550 км от берега) при отсутствии каких-либо объектов в непосредственной близости;

· Тяжелые арктические условия (низкие температуры, образование наледи, снег, туман, долгая полярная ночь) при освоении и эксплуатации морских объектов, необходимость учета погодных ограничений, эксплуатация технологического оборудования в экстремальных зимних условиях, трудности материально-технического обеспечения, сложности в организации экстренной эвакуации и проведении спасательных работ;

· Чувствительная экосистема, которую необходимо сохранить;

· Отсутствие опыта освоения морских месторождений и соответствующего законодательства в Российской Федерации.

По результатам концептуальных работ и инженерного проектирования (FEED) и на основании данных изысканий и оценки рисков была разработана общая схема разработки морских объектов. Эта схема предусматривает создание подводного добычного комплекса (ПДК), который с помощью системы шлангокабелей, внутрипромысловых трубопроводов и райзеров (UFR) через разъединяющуюся турель соединяется с ледостойким технологическим добывающим судном (FPU). На технологическом судне будут располагаться оборудование подготовки, компрессоры, жилые помещения, электростанция и прочее оборудование, необходимое для добычи газа. Газ с технологического судна на береговой завод по производству сжиженного газа будет подаваться по двухниточному трубопроводу диаметром около 92 сантиметров и длиной 550 километров.

· Буровые работы

Для бурения и заканчивания скважин планируется использовать две морские буровые установки. Запланировано 16 скважин с максимальным углом 80°, максимальной глубиной 2200 м и длиной ствола 3400 м. На каждую скважину, включая заканчивание, предполагается затратить 100 дней.

· ПДК (подводный добычной комплекс)

ПДК будет включать фонтанную арматуру, соединяемая перемычкой с подводными темплетами, на которые поступает газ из четырех подводных скважин (максимальное количество). Планируется установить 6 подводных темплетов с четырьмя слотами, объединенных в три куста скважин.

· UFR (шлангокабели, внутрипромысловые трубопроводы и райзеры)

Шлангокабели, 40-сантиметровые внутрипромысловые трубопроводы и райзеры диаметром 35,5 сантиметра будут объединять подводное добычное оборудование и технологическое судно. Предполагается до 30 подводных соединений.

· FPU (технологическое судно)

Технологическое судно, которое планируется построить для реализации Первой фазы Штокмановского проекта, станет одним из крупнейших в мире.

После выбора концепции в целях оптимизации конкуренции было принято решение объявить тендеры на компенсационной основе (CCFT) для разработки FEED с участием двух консорциумов: Aker/Technip/SBM и Saipem/Samsung и Sofec в качестве основного субподрядчика по турели и бую системы удержания и райзеров. Перед завершением тендерных процедур первый консорциум остался в составе Technip/Daewoo с компанией SBM в качестве основного субподрядчика по турели и бую системы удержания и райзеров. Состав второго консорциума не изменился.

Что касается схемы подготовки газа на борту технологического судна, был выбран простой и надежный вариант экспорта осушенного двухфазного потока газа по подводным магистральным трубопроводам. Основной процесс включает сепарацию газа, воды и конденсата, блок осушки, оборудование компримирования газа, системы откачки конденсата и манифольд для нагнетания газа и осушенного конденсата в трубопровод.

· Подводные трубопроводы

Газ и конденсат от технологического судна будет транспортироваться на берег в двухфазном режиме по двухниточному трубопроводу диаметром около 90 сантиметров и длиной 550 километров. Трубопроводы будут укладываться в траншеи частично, что позволит сократить график работ и расходы. А также обеспечит бесперебойность потока.

· ВОЛС (Волоконно-оптическая линия связи)

Связь между самоходным технологическим судном и операторной в Териберке будет осуществляться по специально проложенному двойному волоконно-оптическому кабелю.

3.3 Куда после добычи будет поступать газ?

Береговые объекты будут располагаться в долине Завалишина, которая находится неподалеку от поселка Териберка

Береговая часть Фазы 1 Штокмановского проекта, реализуемого компанией ШДАГ состоит из:

· Береговой части морского магистрального трубопровода;

· Установки комплексной подготовки газа (УКПГ);

· Завода по сжижению природного газа (СПГ);

· Объекты инфраструктурного обеспечения УКПГ и СПГ.

Газ, вместе с газовым конденсатом поступает с морского добычного комплекса по двум трубопроводам. Места выхода трубопроводов на берег будут расположены на северном берегу Кольского полуострова в губе Опасова.

Береговая часть морского трубопровода от его выхода на берег до пробкоуловителя на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) будет проложена под землёй и иметь протяжённость 10 км. После пробкоуловителя поток разделится на две части: половина газа пойдет на УКПГ, а другая — на завод СПГ для дальнейшей переработки и сжижения.

Основное назначение установки комплексной подготовки газа (УКПГ) — отделение газа от конденсата и подготовка его к транспортировке по магистральному трубопроводу. УКПГ расположится в небольшом удалении от губы Завалишина. Впервые в России для разделения газа и газового конденсата будет использован высокопроизводительный пробкоуловитель трубного типа. Производительность установки — 35 млн м?/сут.

Подготовленный газ с УКПГ будет подаваться в магистральный трубопровод Мурманск — Волохов, входящий в единую систему газопроводов (ЕСГ) ОАО Газпром. Извлечённый конденсат, будет стабилизироваться, и отправляться на хранение и последующую отгрузку в бухту Корабельная.

В состав завода по производству сжиженного природного газа (CПГ) входят следующие основные установки:

· очистка от кислых компонентов;

· осушка;

· тонкая очистка от ртути;

· доизвлечение конденсата;

· многоступенчатое сжижение природного газа;

· удаление азота.

Для процесса сжижения, происходящего при температуре около ?160°С, используется хорошо зарекомендовавшая себя в мире технология APCI C3MR, основанная на сжатии газа с его последующим охлаждением с помощью пропана и, далее, смешанного хладагента в специальном криогенном теплообменнике. Штокмановский проект — второй в мире, использующий компрессоры с электроприводом в процессе получения СПГ. Общая производительность двух линий сжижения составит 7,5 млн тонн СПГ в год, что делает завод одним из самых больших в мире. После сжижения, СПГ по специальным трубопроводам поступает на хранение и последующую отгрузку в танкеры СПГ.

В состав зоны хранения и отгрузки СПГ входят специальные резервуары двухоболочечного закрытого типа для хранения СПГ, отгрузочный терминал СПГ, система возврата и компримирования отпарного газа. В дальнейшем планируется расширение парка резервуаров, причальных сооружений и перегрузочных комплексов, которое будет производиться в рамках развития второй и третьей фаз освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Для работы объектов первой фазы будет необходимо около 600 МВт электроэнергии. Данную мощность можно соотнести с потребностями в энергопотреблении целого города с населённостью 1 млн человек. В качестве основного варианта планируется собственная генерация электрои тепловой энергии посредством высокопроизводительных газовых турбин, работающих на технологическом нетоварном газе, неизбежно выделяющемся в процессе производства СПГ. Рассматривается также вариант подключения к внешним электросетям.

Зона технической поддержки будет располагаться за пределами сооружений УКПГ и завода СПГ. В неё войдут офисные помещения, ремонтные мастерские, склады, лаборатория, пожарное депо и другие здания, необходимые для эксплуатации всего технологического комплекса проекта.

Для размещения персонала на эксплуатационной стадии проекта будет построен вахтовый посёлок, способный вместить до 1000 человек.

3.4 Логическая инфраструктура

Логистика и морское судоходство

Управление логистики и морского судоходства занимается обеспечением авиационной и морской поддержки проектов «Штокмана» на период проектирования, подводных работ, бурения, строительства и добычи в рамках Первой фазы. В частности, управление работает со стратегией, правилами и техническими требованиями.

В компетенции управления — многократные погрузо-разгрузочные работы, обетонирование труб и их доставка, транспортировка и складирование тяжеловесного оборудования. При этом район реализации проекта находится на значительном расстоянии от берега, работы ведутся в суровых погодных условиях при сжатом графике.

Планирование базы

· База будет проектироваться с расчетом обеспечения возможности ее дальнейшего развития для нужд фаз 2 и 3 проекта освоения Штокмановского месторождения.

· Проектирование основывается на основе концепции комплексной базы, объекты которой будут использоваться и будущими подрядчиками.

Преимущества планирования

· Увеличивается эффективность деятельности, так как все участвующие стороны будут работать на одной территории.

· Подрядчики смогут незамедлительно реагировать на запросы заказчика.

· С точки зрения стоимости и временных затрат проблемы, связанные с логистическим обеспечением, сводятся к минимуму.

Компоненты базы

· Склады различного назначения и мастерские: буровое оборудование, добыча, цемент и химикаты, лубриканты, опасные материалы и пр.

· Телесистема: ПДК, заканчивание ремонт механического и электрического оборудования и т. д.

· Строения для приготовления буровых растворов, жидкостей заканчивания, цементных смесей.

· Причал.

· Офисные помещения.

· Парк машин: подъемное и вращающее оборудование, краны, вилочные погрузчики, трейлеры, грузовики.

Организация морских перевозок и операций

Применяемые типы судов

· Суда снабжения

· Буксирные суда для установки якорей (буксировка ПБУ, изменение траектории дрейфа льдин и айсбергов)

· Многоцелевое судно (проведение операций с использованием дистанционно управляемого подводного аппарата ROV, наблюдение за ледовой обстановкой, операции по ТО, разведка, изменение траектории дрейфа льдин и пр.)

· Аварийно-спасательное судно (обеспечение безопасности работ, пожаротушение, спасательное судно)

Суда для контроля ледовой обстановки

· Ледокол-разведчик

· Основной ледокол

· Дежурное судно (эту функцию будет выполнять многоцелевое судно)

Конструкция всех судов Штокмановского проекта должна обеспечивать

· Высокую маневренность и способность удержания в заданной точке (система динамического позиционирования должна быть класса DP-2, как минимум).

· Возможность эксплуатации в жестких условиях (арктическое исполнение, классификация по противообледенительной защите, ледовый класс Arc 7, по стандарту «Бюро Веритас»: класс от ICE-10 до ICE-15).

· Взаимозаменяемость — каждое судно может заменить другое при проведении операций по обеспечению безопасности (противопожарные технические средства должны соответствовать классу FIFI II, должны иметься средства для проведения аварийно-спасательных работ).

· Экологичность — низкий уровень выбросов

· Нормальные условия работы экипажа и сохранность грузов при неблагоприятных погодных условиях.

Авиаперевозки

Основные направления использования вертолетного и самолетного транспорта

· Перевозка пассажиров и срочная доставка грузов

· Экстренные полеты, в т. ч. по срочным санитарным заданиям

· Перевозка вип-персон

· Перевозка пассажиров и срочная доставка грузов между береговыми и морскими вертолетными посадочными площадками, в т. ч. на морских судах

· Экстренные полеты, в т. ч. при проведении ПСО и по срочным санитарным заданиям

· Ледовая разведка

· Перевозка вип-персон над сушей и открытым морем

· Основные трудности

· Экстремальные полярные климатические условия

· Число людей, доставляемых на морские объекты

· Подготовка летных экипажей

· Экстренные полеты, в т. ч. по срочным санитарным заданиям

· Перевозка вип-персон

· Перевозка пассажиров и срочная доставка грузов между береговыми и морскими вертолетными посадочными площадками, в т. ч. на морских судах

· Экстренные полеты, в т. ч. при проведении ПСО и по срочным санитарным заданиям

· Ледовая разведка

· Перевозка вип-персон над сушей и открытым морем

· Основные трудности

· Экстремальные полярные климатические условия

· Число людей, доставляемых на морские объекты

· Подготовка летных экипажей Инвестиции в логистику в районах реализации проекта окажут долгосрочное благоприятное воздействие на устойчивое развитие региона Баренцева моря, будут способствовать развитию местной и региональной экономики, позволят создать дополнительные рабочие места.

3.5 Значение проекта

Важность Штокмановского проекта определяется несколькими факторами. Проект создаст основу для дальнейшей разработки арктического шельфа. Штокман на длительный срок укрепит энергетическую безопасность на региональном, европейском и глобальном рынках, поставляя газ, необходимый для удовлетворения растущего спроса на энергоресурсы. Диверсификация экспортных продуктов (трубный газ и СПГ), а также маршрутов их вывода на глобальный рынок сбыта сделает поставки газа более гибкими и потому — надежными.

Кроме того, Штокмановский проект создаст базу для переноса в Россию современных технологий управления, проектирования и производства промышленной продукции для освоения морских месторождений углеводородов и, что немаловажно, обеспечит загрузку производственных мощностей российских промышленных предприятий в условиях глобального экономического кризиса.

Штокман — стратегический российский проект для дальнейшей разработки арктического шельфа.

Запасы углеводородов в Арктическом бассейне, по некоторым оценкам, достигают 200 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Это означает, что Арктика может содержать более четверти еще не разведанных мировых запасов углеводородного сырья. Штокмановский проект открывает собой эпоху промышленного освоения Арктики.

Штокман на долгий срок укрепит энергетическую безопасность

По разведанным запасам природного газа Штокман сегодня входит в десятку крупнейших месторождений в мире, его запасы оцениваются в 3,9 трлн м³ природного газа и около 56 млн т газового конденсата. Этот объем сопоставим с мировым потреблением газа на протяжении 1,3 года и на долгое время обеспечит добычу газа для поставки на целевые рынки.

Диверсификация экспортной продукции и экспортных маршрутов

Газ, добытый в рамках Штокмановского проекта, определен в качестве ресурсной базы для поставок газа по трубопроводу «Северный поток» в страны Западной Европы, а также для производства российского СПГ, который впоследствии будет реализован на международных рынках.

Перенос опыта и знаний

Одной из важнейших задач в рамках проекта является привлечение максимального числа российских предприятий. Российские промышленные предприятия, работая в консорциуме с ведущими мировыми нефтегазовыми компаниями, получат бесценный опыт проектирования и производства промышленной продукции для освоения морских месторождений углеводородов. Участие российских компаний в освоении Фазы 1 Штокмановского проекта станет стартовой площадкой для их участия в реализации последующих фаз.

Заключение

В данном реферате я расмотрел Штокмановское газоконденсатного месторождение, которое в ближайшем будушем вступит в процесс разработки. Оно является одним из самых больших ГКМ в мире, что позволит обеспечивать сырьем Северо-Западный регион страны, а так же поставлять газ и газовый конденсат на экспорт. Из этого следует, что ШГКМ играет большую роль в будущем нашей страны.

Список используемой литературы

1. Адрианов В. А. «Шельфонафты» штурмуют морские просторы // Нефть России. -2010. Ресурсы шельфа 2010. -С. 1.

2. Мирзоян Ю. Д., И. Б. Фукс Комплексирование данных ПИС, ВСП и морской сейсморазведки для детального изучения нефтегазовых структур (на примере Штокмановской площади) // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 2000. № 5. — С. 36−45.