iv_g (iv_g) wrote,
iv_g
iv_g

Category:

Штокмановское газоконденсатное месторождение

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. Южно-Баренцевоморская и Северо-Баренцевоморская впадины разделены крупной Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, к которой приурочены три наиболее крупных месторождения Баренцевского шельфа – Штокмановское, Лудловское и Ледовое (рис. 1). По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское – к крупным.


Рис. 1. Общая схема расположения нефтяных и газовых месторождений Баренцевоморской провинции

Штокмановско-Лунинская седловина представляет собой сложнопостроенную структуру, размеры которой в поперечном сечении составляют 250–300 км. Вертикальная амплитуда вала относительно юрско-меловых отложений, выполняющих дно бассейна, составляет около 500–800 м. В строении мегаседловины выделяется ряд субширотных положительных и отрицательных морфоструктур – Штокмановско-Ледовое, Лудловское и Лунинское поднятия и Северо-Штокмановский и Южно-Лунинский прогибы (рис. 2).

Рис. 2. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины

На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловны выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15 км. Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифтогенные прогибы. На рифтогенном комплексе залегают девонско-пермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы. Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5 км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе.

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

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

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

Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела. Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдерженные 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 все же 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 коллекторского комплекса в верхний.

Штокмановское месторождение было открыто при поисковом бурении в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман». Расстояние от месторождения до Мурманска составляет около 650 км. Глубины моря в районе месторождения колеблются от 279 до 380 м.

По разведанным запасам газа Штокмановское – самое крупное из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км². Общие геологические запасы газа по категориям C1+C2 (предполагаемые запасы) составляют 3,2 трлн. м3. Запасы конденсата по категориям C1+C2 составляют 31 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500–2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения.

В настоящее время на месторождении пробурено небольшое количество скважин, из которых лишь часть вскрыла отложения триаса, остальные же находятся в пределах юры. По результатам бурения в среднеюрских породах установлено четыре газоносных пласта – Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 (рис. 3). Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. Выявленные залежи относятся к пластовым сводовым, пластовым и тектонически экранированным. Коллекторами для газоконденсатных залежей являются мелкозернистые песчаники, иногда с прослоями алевролитов, обладающими достаточно высокими фильтрационными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу. Основные продуктивные пласты Ю0 и Ю1 выдержаны по мощности, составляющей в среднем 73,6 и 78,3 м соответственно. Региональным флюидоупором для всего юрского продуктивного комплекса Южно-Баренцевоморской впадины служат глинистые образования позднеюрского возраста. Строение Штокмановского месторождения осложнено рядом незначительных разрывных нарушений.


Рис. 3. Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения. Условные знаки: 1 – флюидоупоры; 2 – газонасыщенные слои; 3 – водонасыщенные слои; 4 – разломы.

Газовые залежи Штокмановского месторождения характеризуются как метановые, бессернистые, низкоуглекислые, низкогелееносные, низкоазотные. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины, смолы и асфальтены. Содержание стабильного конденсата в газе месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной до 14,1 г/м3.

Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения считаются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасово-юрского комплексов.

Источники:
- Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. №3. С. 39–48
- Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т2. №3. С. 1–15
- Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С., Борисова И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа – новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа. №7. 1995.
- Шишлов Э.В., Мурзин Р.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа. №4. 2001.
- Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина – высокоперспективнй тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. №1. 2001. С. 13–23.
http://www.trubagaz.ru/gkm/shtokmanovskoe-gazokondensatnoe-mestorozhdenie/

Сведения о месторождении
География
расположено на шельфе Баренцева моря
площадь месторождения - 1400 кв. км
глубина моря - 350 м
расстояние от берега - 600 км
перепады глубин по площади месторождения - 50 м

Геология
Месторождение состоит из 4-х пластов. Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1.
геологические запасы газа C1+C2 - 3,2 трлн.куб.м
геологические запасы конденсата C1+C2 - 31 млн.т.
глубина залегания - 1900-2300 м





Природные условия
Максимальная высота волн - 28 м
масса айсбергов - до 1 млн.т
скорость дрейфа айсбергов- 0,25 м/с
толщина дрейфующего льда - 1,2 м
скорость дрейфа льда - 1 м/с
торосы с глубиной киля - до 20 м





Хронология
1988 - открытие месторождения
1990-1995 - детальная сейсморазведка; бурение 6 разведочных скважин
1993 - лицензия выдана АО «Росшельф»
2000 - включено в перечень СРП
2002 - лицензия передана ЗАО «Севморнефтегаз», выполнен проект разработки
2010 - начало промышленной добычи газа (с сайта 2005 г.)
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/about/index.html

Концепция освоения Штокмановского месторождения

http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/concept/index.html

Экономика Штокмановского проекта
Одна из основных сложностей освоения Штокмановскго месторождения заключается в его высокой капиталоемкости. Поэтому главными задачами проекта разработки, наряду с достижением рентабельных показателей, является снижение инвестиционной нагрузки, гарантированное достижение проектных показателей, а также возможность внесения корректив в обустройство в процессе уже начатой эксплуатации месторождения.

Для решения этих задач необходимо постепенное освоение месторождения. Поэтому в принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей. Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа - 1 нитка морского газопровода - 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод).

С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реенвестироваться для последующего развития проекта.





http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/economy/index.html

Морской газовый промысел
По объему капитальных вложений морской промысел занимает доминирующее положение — на его долю приходится 49% от общих вложений в освоение Штокмановского месторождения. Массогабаритные и другие характеристики этой системы оказывают большое влияние на уровни проектной добычи газа из месторождения.

В качестве основного технологического элемента для организации добычи газа Штокмановского месторождения выбрана ледостойкая полупогружная платформа, рассчитанная на одновременное бурение и эксплуатацию скважин с обустройством устьев на платформе. В качестве возможных вариантов рассматриваются платформы типа TLP и SPAR. На каждой из платформ предполагается установка всего комплекса бурового оборудования, технологического обородования по промысловой подготовке газа, необходимой для однофазного транспорта газа по магистральному трубопроводу и т.п.

Проектный уровень добычи достигается с помощью установки трех платформ в разных частях месторождения. К каждой платформе подсоединяются по три системы с кустами скважин подводного заканчивания, что позволяет более равномерно расположить скважины по площади месторождения.

Каждая платформа связана с береговыми сооружениями одним подводным магистральным газопроводом. Кроме того, для обеспечения надежности и отказоусточивости всей системы в целом все платформы связаны между собой соединительными газопроводами.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/index.html

Многофункциональные платформы для освоения Штокмановского месторождения


В настоящее время ведутся исследования по выбору оптимальной конструкции платформы. В начале 2003 года на стенде ЦНИИ им. академика Крылова были проведены модельные испытания корпуса и системы удержания платформы типа TLP, разработанной в ЦКБ МТ «Рубин».

Также как и в случае Приразломного проекта, строительство платформ будет осуществляться преимущественно на отечественных предприятиях с использованием наиболее передового мирового опыта.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/platforms/index.html

Фонд скважин


Основные параметры
Фонд скважин - 156
в т.ч.
добывающих - 144
контрольных - 3
резервных - 9
Количество скважин с подводным заканчиванием - 40
Суточный дебит скважины - 2,62 млн.куб.м
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/seafield/wells/index.html

Подводные магистральные трубопроводы

http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/shgkm/pipes/index.html

Штокмановский проект
http://www.gazprom.ru/production/projects/deposits/shp/
Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, на северо-востоке от Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.
Запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,3 млн тонн газового конденсата.

Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд куб. м природного газа. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу — Норвегии.

Добыча на месторождении будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических судов. Добытое сырье будет транспортироваться по морским трубопроводам на берег Териберской бухты, где будут расположены: завод по производству СПГ, портовый транспортно-технологический комплекс, установка комплексной подготовки газа и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов».

Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд куб. м. природного газа в год. Окончательное инвестиционное решение о производстве трубопроводного газа планируется принять в марте 2011 года, решение о производстве СПГ — на втором этапе — до конца 2011 года. Данный подход позволит начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году и обеспечить производство СПГ в 2017 году.

13 июля 2007 года «Газпром» и Total подписали Рамочное Соглашение по Основным Условиям сотрудничества при разработке первой фазы Штокмановского газоконденсатного месторождения. 25 октября 2007 года аналогичное Соглашение «Газпром» подписал со StatoilHydro (ныне — Statoil).
На базе соглашений о сотрудничестве с «Газпромом», подписанных в ноябре 2005 года, активное содействие реализации проекта окажут Администрация Мурманской области и структуры Военно-морского флота России.

21 февраля 2008 года «Газпром», Total и StatoilHydro (ныне — Statoil) подписали Соглашение акционеров о создании Компании специального назначения Shtokman Development AG. В капитале компании «Газпрому» принадлежит 51%, Total — 25%, Statoil — 24%.

Компания будет являться собственником инфраструктуры первой фазы Штокмановского газоконденсатного месторождения на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию.
Взаимоотношения Компании специального назначения и ООО «Газпром нефть шельф» будут строиться на основании контракта, в соответствии с которым Shtokman Development AG будет нести все финансовые, геологические и технические риски при добыче газа и конденсата и производстве СПГ.
100% акций ООО «Газпром нефть шельф» и все права на маркетинг продукции ОАО «Газпром» сохраняет за собой.

К настоящему времени компанией Shtokman Development AG разработан интегрированный базовый проект по всей технологической цепочке от бурения скважин до передачи владельцу лицензии готовой продукции (трубопроводный и сжиженный газ, конденсат) для поставок на рынки сбыта. Проведены детальные инженерные изыскания и исследования, разработана проектная документация по международным (FEED) и российским стандартам, подготовлен комплект специальных технических условий. Выполнена оценка рисков проекта и определены методы их снижения. Завершена предварительная государственная экспертиза морских объектов. Проводится работа по оптимизации технических решений и повышению экономической эффективности проекта.

В 2008 году на Выборгском судостроительном заводе начато строительство двух полупогружных установок (ППБУ) для бурения эксплуатационных скважин на Штокмановском месторождении. Строительство первой ППБУ должно завершиться в четвертом квартале 2010 года, второй — в первом квартале 2011 года.

В рамках реализации 2 и 3 фаз Штокмановского проекта ООО «Газпром добыча шельф» (оператор данных фаз) проводит подготовку к проведению в летние периоды 2010 и 2011 годов в Териберской бухте комплексных морских инженерных изысканий для проектирования технологических объектов.

Для успешной реализации проекта разработки Штокмановского месторождения имеются следующие необходимые предпосылки:
— наличие больших запасов газа обеспечивает стабильные долгосрочные поставки;
— имеется возможность диверсификации поставок — параллельное ведение поставок трубопроводного и сжиженного природного газа в Европу и в США с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий;
— существует возможность существенного расширения производства газа в зависимости от рыночной ситуации;
— благоприятный состав сырья позволяет минимизировать затраты по очистке и подготовке газа;
— низкие температуры в регионе позволяют снизить энергозатраты на сжижение газа;
— отсутствие транзитных стран на пути природного газа Штокмановского месторождения в Германию повышает конкурентоспособность проекта;
— наличие развитой инфраструктуры на Кольском полуострове создает положительные предпосылки для реализации проекта;
— сравнительно небольшие расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта (восточное побережье США, Канада, Мексика) обеспечат конкурентоспособность российского СПГ;
— отсутствие льдов и вечной мерзлоты — благоприятный фактор для разработки Штокмановского месторождения в сравнении с другими арктическими месторождениями.
Tags: Газпром, Россия, газ, геология, карта, карта месторождений, месторождение, месторождение Штокмановское, разрез
Subscribe
  • Post a new comment

    Error

    default userpic

    Your reply will be screened

    Your IP address will be recorded 

    When you submit the form an invisible reCAPTCHA check will be performed.
    You must follow the Privacy Policy and Google Terms of use.
  • 0 comments