Штокмановское месторождение

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

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

1.2 Орогидрография района

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

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

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

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

Остров Медвежий - минус 1,6?С;

Шпицберген - минус 5,2?С;

Бухта Тихая - минус 10,5 ?С.

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

1.3 Стратиграфия

Штокмановская структура была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название. Тогда же было начато изучение геологического строения структуры.

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

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

Палеозойская эратема

Рифейско-девонская система

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

Девонско-пермская система

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

Пермско-триасовая система

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

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

Мезозойская эратема

Триасово-юрская система

Верхнетриасовые - среднеюрские породы представляют мощную (до 1200м) толщу песчаников, которые являются хорошими коллекторами. Высокие коллекторские свойства пород и площадная выдержанность регионального резервуара создают благоприятные условия, как для вертикальной, так и для латеральной миграции углеводородов.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины

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

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

Меловая система

Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдержанные мощности экранирующих отложений, а также ограниченная область их распространения (они срезаются кайнозойскими морскими осадками) существенно снижают перспективы нефтегазоносности верхней коллекторской толщи.

Тем не менее в меловой части разреза наблюдаются газопроявления на территории Лудловской, Ледовой и Лунинской площадей. Причиной этого, вероятно, является нарушение сплошности региональных верхнеюрских покрышек вследствие разрывной тектоники, что создает условия для миграции углеводородов из нижнего комплекса в верхний.

Тектоника

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

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

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

1.4 Характеристика пластов

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

Рисунок 1.3 - Схематический разрез среднеюрских отложений

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Характеристика пластовых флюидов

1.5 Свойства газа

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

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

1.6 Свойства конденсата

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.7 Состояние освоения месторождения

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 1.1 - Запасы УВ нефте газовых провинций

НГП (акваториальные районы)	НСР геол., млрд т	Запасы УВ (геол.)	Кол-во местор-ий на акватории всего/ крупных	Накопленная добыча	Лиценз. в % от площади НГБ
		величина, млн т
Баренцево-Карская НГП (российский сектор)
Тимано-Печорская НГП (Печорское море)
Баренцево-Карская НГП (норвежский сектор)
Западно-Сибирская НГП (южная часть Карского моря, губы и заливы)
НГБ Северного склона Аляски (море Бофорта)
НГБ Бофорта-Маккензи
НГБ Свердруп

1.8 Конструкция скважин

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

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

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

Рисунок 1.5 - Профиль горизонтальной скважины на месторождении Одопту-море

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 1.7 - Многоколонная компоновка оборудования устья скважины

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

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

курсовая работа , добавлен 30.01.2016

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

курсовая работа , добавлен 18.06.2012

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

курсовая работа , добавлен 16.11.2014

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

реферат , добавлен 30.10.2013

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

дипломная работа , добавлен 19.05.2012

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

дипломная работа , добавлен 21.03.2012

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

курсовая работа , добавлен 25.09.2013

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

дипломная работа , добавлен 02.05.2013

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

отчет по практике , добавлен 30.09.2014

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

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования:

«Петербургский государственный университет путей сообщения»

Кафедра: «Логистика и коммерческая работа»

Дисциплина: «Основы логистики»

«ШТОКМАНОВСКОЕ ГКМ»

Выполнил:

студент группы МНБ-208: Койфман И.Д.

Проверил: д-р.геогр.н. Шабарова Э.В.

Санкт-Петербург

Введение

1.Характеристики бассейна

2.Структура месторождения. Характеристика продуктивной толщи.

3.Углеводороды

4.История развития

6.Экономическое значение

7.Штокмановский проект

9.Реализация проспекта

Заключение

Введение

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, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м. 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 месторождение относится к уникальным.

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

1.Характеристики бассейна

По разведанным запасам газа Штокмановское - самое крупное из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км².

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.

2.Структура месторождения. Характеристика продуктивной толщи

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.

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).

штокмановский газоконденсаторный месторождение разработка

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.

3.Углеводороды

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.

4.История развития

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 м3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.

5.Запасы

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.

6.Экономическое значение

Наличие больших запасов газа, благоприятный состав сырья, позволяющий минимизировать затраты на очистку и подготовку газа, а также возможность расширения производства позволяют обеспечить стабильные долгосрочные поставки.

Проект характеризуется возможностью диверсификации поставок - параллельное ведение поставок трубопроводного природного газа в Европу и сжиженного природного газа в Европу и Северную Америку с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий.

Отсутствие транзитных стран на пути трубопроводного газа от Штокмановского месторождения по морскому газопроводу «Северный поток» в Западную Европу, сравнительно небольшие расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта СПГ и низкие температуры в регионе, позволяющие снизить энергозатраты на сжижение газа, обеспечивают высокую конкурентоспособность проекта.

7.Штокмановский проект

Разработка Штокмановского газоконденсатного месторождения создает основу для промышленного освоения углеводородного потенциала арктического шельфа, а также укрепляет позицию России в качестве ведущего игрока не только на европейском газовом, но и на глобальном энергетическом рынке.

Газ, добытый в рамках Штокмановского проекта, будет играть важную роль в поставках голубого топлива на европейский и международный рынки. Штокман 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 западноевропейском и североамериканском рынках.

Штокман обеспечит долгосрочные поставки энергетического сырья зарубежным партнерам Российской Федерации и станет важным фактором обеспечения энергетической безопасности на европейском континенте.

8.Основные характеристики проекта

Разработка Штокмановского месторождения разделена на три фазы. Ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит ежегодно добывать на месторождении 23,7 млрд куб. м газа, второй - 47,4 млрд куб. м. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность - 71,1 млрд куб. м газа в год. Объемы годовой добычи газа на месторождении будут соизмеримы с годовым потреблением газа в такой стране, как Германия.

По итогам реализации первых фаз при благоприятной конъюнктуре на целевых рынках и соответствующем спросе на газ предусмотрена возможность увеличения добычи на месторождении.

В апреле 2011 г. решением Совета директоров «Штокман Девелопмент АГ» в качестве технической концепции проекта был утвержден двухфазный поток. Концепция двухфазного потока предполагает доставку газа и газового конденсата с месторождения на берег с последующим разделением их на берегу. Двухфазный поток позволяет сократить морские операции, упростить состав оффшорного оборудования и избежать хранения и отгрузки газового конденсата в суровых условиях Арктики, что особенно важно для первого проекта в этом регионе.

9.Реализация проспекта

Окончательное инвестиционное решение по первой фазе (о производстве трубопроводного газа и СПГ) будет принято до конца 2012 года.

Компания специального назначения «Штокман Девелопмент АГ» (ШДАГ) является оператором первой фазы Штокмановского проекта и будет собственником инфраструктуры первой фазы Штокмановского ГКМ на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию. ШДАГ отвечает за проектирование, строительство и эксплуатацию объектов первой фазы освоения месторождения.

Заключение

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.

Список используемой литературы

)

)Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. №3.

)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.

)Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина - высокоперспективнй тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. №1. 2001.

)Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т2. №3.

)Шишлов Э.В., Мурзин Р.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа. №4. 2001.

Штокмановское месторождение - одно из крупнейших в мире газоконденсатных месторождений, расположенное в российском секторе Баренцева моря в 550 км от берега.

Месторождение было открыто в 1981 году. Запасы Штокмана оцениваются в 3,9 трлн кубометров газа и около 56 млн тонн газового конденсата. Лицензией на разработку месторождения владеет компания ОАО «Газпром нефть шельф». Управление, отвечающее за разработку морских месторождений, появилось в «Газпроме» в 1993 году.

Правительственная комиссия по ТЭК утвердила 2016 год сроком начала добычи на Штокмановском месторождении. Планируется, что во втором квартале 2016 года первый газ Штокмана пойдет в единую систему газоснабжения России. Штокмановский газ также составит ресурсную базу для поставок газа по трубопроводу «Северный поток» в страны Западной Европы и для производства российского сжиженного газа.

Для реализации Штокмановского проекта «Газпром», Total (Франция) и StatoilHydro (Норвегия) создали в 2008 году совместное предприятие Shtokman Development AG. В капитале компании, которая будет собственником инфраструктуры первой фазы Штокмановского проекта, «Газпрому» принадлежит 51%, французской Total - 25%, норвежской Statoil - 24%. Головной офис компании расположен в городе Цуг (Швейцария). Филиалы открыты в Москве, Мурманске и селе Териберка Мурманской области.

Первая фаза освоения Штокмановского проекта пройдет в течение 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию, она позволит добывать 23,7 млрд кубометров газа, далее последуют вторая фаза с проектной мощностью 47,4 млрд. кубометров. В ходе выполнения третьей фазы объем добычи составит 71,1млрд кубометров газа в год.

«Если проект не будет реализован, Россией будет недополучено более 100 миллиардов долларов США», - считает исполнительный директор оператора проекта Shtokman Development AG Алексей Загоровский. Инвестиционное решение будет принято акционерами в марте 2012 года, когда будет внесена налоговая ясность. Президент Statoil в России Ян Хельге Скоген считает, что проект нуждается в льготах по экспортной пошлине и налогу на добычу полезных ископаемых. Налоговый режим для Штокмановского газоконденсатного месторождения может быть выстроен по аналогии с опытом проекта «Ямал СПГ», считает заместитель министра финансов РФ Сергей Шаталов. «Если будем рассматривать Штокмановское месторождение, там что-то подобное должно быть: налоговые каникулы по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) и, наверное, нулевые экспортные пошлины на газ, который добывается», - заявил Сергей Шаталов. Минфин РФ изучит технико-экономическое обоснование для необходимости налоговых преференций.

С 2012 года дочерняя компания «Газпрома» - «Газпром добыча шельф» планирует начать строительство береговой инфраструктуры Штокмана в селе Териберка Мурманской области. Планируется строительство порта и завода СПГ. Объекты береговой инфраструктуры будут сданы к 2017 году. Для размещения персонала на эксплуатационной стадии проекта в Териберке будет построен вахтовый поселок, способный вместить до 1000 человек. На время строительства в районе Териберки число рабочих мест будет увеличено до 15-18 тысяч. В Териберке в конце 2011 года прошли общественные слушания по проекту строительства, проектную документацию согласовали с экологами и местным населением. На этапе эксплуатации порта и завода СПГ будут заняты нескольких тысяч специалистов. В первой фазе освоения Штокмановского месторождения будут задействованы до 13 000 человек.

Согласно материалам «Газпрома», запасы Штокмана экономически оправдывают создание новой инфраструктуры для поставок «голубого топлива» до единой системы газоснабжения России, строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ), а также танкерного флота для транспортировки СПГ на экспортные рынки. По оценке компании «Совкомфлот», с которой «Газпром» договорился о сотрудничестве по проекту в сфере логистики и конфигурации танкерного флота, для Штокмановского проекта может потребоваться 20 танкеров общей стоимостью 4 млрд. долларов.

Компания Shtokman Development AG в освоении месторождения делает ставку на международный опыт и передовые российские решения для работы на арктическом шельфе. Учитывая, что проект рассчитан более чем на 50-летнюю перспективу, применяются современные технологии для строительства морских объектов, чтобы в течение этого срока были обеспечены работоспособность и обновление оборудования. Для освоения месторождения построены первые полупогружные буровые установки «Полярная звезда» и «Северное сияние», переданы заказчику - ООО «Газфлот». Данные платформы шестого поколения имеют возможность работать в мелкобитом однолетнем льду толщиной до 0,7м.

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 м 3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.

Программа разработки Штокмановского месторождения предусматривает полный цикл освоения месторождения, от исследований до переработки и транспортировки, и рассчитана на три фазы. Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд м 3 природного газа в год.

Основные характеристики месторождения

Открыто в 1988 г.
Расположено в 550 км от берега
Начальные геологические запасы оцениваются в 3,9 трлн м 3 газа и 56 млн т газового конденсата
Глубина моря - 340 м
Высота волн - до 27 м
Годовой диапазон температур: от −50 до +33 °C
Наличие айсбергов весом до 4 млн т

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

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.

Цифры и факты

Запасы по категории С1 - 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,4 млн тонн газового конденсата.

Разработка Штокмановского месторождения разделена на три фазы. Ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит ежегодно добывать на месторождении 23,7 млрд куб. м газа, второй - 47,4 млрд куб. м. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность - 71,1 млрд куб. м газа в год. По итогам реализации первых фаз при благоприятной конъюнктуре на целевых рынках и соответствующем спросе на газ предусмотрена возможность увеличения добычи на месторождении.

Лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении владеет ПАО «Газпром».