Расширение круга пользователей недр континентального шельфа

Размещено на http://www.allbest.ru/

План

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография района

1.3 Стратиграфия

1.4 Характеристика пластов

1.5 Свойства газа

1.6 Состояние освоения месторождения

1.7 Конструкция скважин

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.

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.

Рис. 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).

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. нефть газовый орогидрография

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.

Рис.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.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. 3)

Условные обозначения: 1 - флюидоупоры; коллекторы:

2 - газонасыщенные,3 - водонасыщенные; 4 - разломы;5 - места отбора исследованных конденсатов; 6 - скважины

Рис. 3. Схематический разрез среднеюрских отложений

Основные запасы сосредоточены в пластах Юо, Ю 1. 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 Ю 1выдержаны 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 Ю 1.

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.

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.

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 ^оС, конца кипения - 303-315 ^оС. 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. 3). В целом по разрезу групповой состав бензиновой фракции исследованных конденсатов Штокмановского месторождения имеет схожие параметры.

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.

Рисунок 3 - Групповой состав бензиновой фракции Штокмановских конденсатов (НК-150 0С).

1.6 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.

Освоение 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.

№ п/п	НГП (акваториальные районы)	НСР геол., млрд т	Запасы УВ (геол.)	Количество месторождений на акватории всего/крупных	Накопленная добыча, млн т/млрд м 3	Лицензирование в % от площади НГБ
			величина,млн т	% от НСР
1	Баренцево-Карская НГП (российский сектор)	32,3	4504,6	14,0	5/4	-	2,2
2	Тимано-Печорская НГП (Печорское море)	10,7	1568,8	14,7	6/3	-
3	Баренцево-Карская НГП (норвежский сектор)	2,5	204	8	19/1	6 млрд м 3	7
4	Западно-Сибирская НГП (южная часть Карского моря, губы и заливы)	62,3	3865,0	6,0	6/4	-	1
5	НГБ Северного склона Аляски (море Бофорта)	22,0	7823	35	18/2	160 млн т	65
6	НГБ Бофорта-Маккензи	7,1	275,0	4,0	30/5	-	80
7	НГБ Свердруп	7,2	706,6	10,0	16/4	-	70

1.7 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. 4 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 4. Профиль горизонтальной скважины на месторождении Одопту-море.

Каждый ствол обсаживается своей колонной труб, - причем эта технология отличается принципиально от закачивания 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. 5-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 5. Схема заканчивания скважины Пильтун-Астохского месторождения в двух горизонтах одним стволом.

Типовая конструкция оборудования многоколонной скважины показана на рис. 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, устраняются 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 6 Многоколонная компоновка оборудования устья скважины

Размещено на Allbest.ru