Campo Shtokman. Projeto para o desenvolvimento integrado do campo de condensado de gás Shtokman

Campo de condensado de gás Shtokman

O campo de condensado de gás Shtokman foi descoberto em 1988. Em termos de reservas de gás, o campo de condensado de gás Shtokman é classificado como único. Ele está localizado na parte central do mar profundo Mar de Barents 650 km a nordeste de Murmansk. Distância até a costa (aldeia Teriberka) – 550 km.

A profundidade do mar dentro da área de campo varia de 307 a 351 m.

A elevação de Shtokman é uma grande dobra braquianticlinal em forma de cúpula medindo 45x35 km, complicada por várias falhas tectônicas de baixa amplitude.

No campo foram perfurados 7 poços de exploração, cinco dos quais produziram fluxos comerciais de gás.

O conteúdo de gás do campo está associado aos depósitos do Jurássico Médio, dentro dos quais são identificadas as formações produtivas Yu 0, Yu 1, Yu 2 e Yu 3 (Tabela 1).

Arroz. 5. Campos de petróleo e gás na plataforma continental do Mar de Barents

Os depósitos das camadas Yu 0, Yu 1 e Yu 2 são estratificados em cúpula, o depósito da camada Yu 3 é flutuante. O GWK foi determinado para o depósito da camada Yu 0 a uma altitude de 1.955,6 m, camada Yu 1 – 2.306 m, camadas Yu 2 e Yu 3 – 2.326 m.

A pressão inicial do reservatório nos depósitos corresponde à pressão hidrostática e é de 20,0 MPa (camada Yu 0), 23,7 MPa (camada Yu 1) e 23,9 MPa (camadas Yu 2 e Yu 3). A temperatura inicial do reservatório varia de 48°C (camada Yu 0) a 60°C (camadas Yu 2 e Yu 3).

A saturação média de gás das formações de acordo com dados de perfilagem de poço varia de 83,5% (formação Yu 0) a 77,6% (formação Yu 1). As espessuras médias saturadas de gás das camadas individuais são 45,6 m (S0 0), 47,5 m (S 1), 17,2 m (S 2), 12,4 m (S 3) com uma espessura total média de 64,5 m, respectivamente, 60,7 m , 20,7m, 43,4m.

Os valores médios dos coeficientes de areia das formações Yu 0 e Yu 1 são caracterizados por valores relativamente altos - 0,88 e 0,77. O coeficiente de compartimentação em camadas individuais varia de 1 a 3,2.

tabela 1

Características geológicas e físicas dos depósitos

Não não.	Parâmetro	Unidades	Valores para depósitos no horizonte
Yu 0	Yu 1	Yu 2	Yu 3
	Profundidade média	eu
	Tipo de depósito		aves aquáticas abobadadas estratais
	Tipo de coletor		poroso
	Área contendo gás	milhões de m2
	Espessura total média	eu	64,5	60,7	20,7	43,4
	Espessura média saturada de gás	eu	45,6	47,5	17,2	12,4
	Porosidade	%	22,6	16,0	16,8	17,1
	Saturação média de gás	%	83,5	77,6	65,6	66,9
	Permeabilidade (núcleo)	μm 2
	Coeficiente de conteúdo de areia	frações de unidades	0,88	0,77	0,48	0,7
	Coeficiente de partição	frações de unidades	1,0	1,0	3,2	1,8
	Pressão inicial do reservatório	MPa	20,0	23,7	23,9	23,9
	Temperatura inicial do reservatório	°C
	Densidade do Gás	kg/m3	0,70	0,70	0,73	0,73
	Densidade condensada	t/m 3	0,81	0,798	0,785	0,785
	Densidade da água de formação	t/m 3	1,02	1,02	1,02	1,02
	Conteúdo potencial de condensado no gás	g/m 3	5,3	13,0	14,1	14,1

De acordo com os resultados dos estudos principais, a formação Yu 0 é caracterizada por alta permeabilidade - 620 µm 2. O valor médio de permeabilidade da camada Yu 1 é 56 µm 2, as camadas Yu 2 e Yu 3 são 160 µm 2.

As reservas de gás e condensado de gás do campo Shtokman foram aprovadas pelo Comitê de Reservas Estaduais da Federação Russa de acordo com o estado de exploração em 01/01/95 nas categorias C 1 e C 2. A participação de dois depósitos das camadas Yu 0 e Yu 1 representa até 91,5% das reservas totais de gás do campo. O volume de reservas comprovadas de gás é de 3,2 trilhões de m3.

De acordo com estimativas da “Estratégia Energética Russa para o período até 2020”, durante este período esperava-se que a região aumentasse o consumo de energia em 40%.

As principais reservas de combustíveis e recursos energéticos estão concentradas na parte leste do Noroeste do Distrito Federal - no campo de petróleo e gás de Timan-Pechora. A importância do desenvolvimento dos recursos da plataforma ártica é evidenciada pelo facto de as reservas de gás natural do campo de Shtokman por si só excederem as reservas de gás de toda a província de Timan-Pechora em mais de três vezes.

De acordo com as previsões do VNIGRI, na próxima década espera-se que pelo menos 100 pequenos campos de petróleo e gás sejam descobertos no campo de petróleo e gás de Timan-Pechora e cerca de 10 pequenos e minúsculos campos na região de Kaliningrado e na plataforma adjacente Mar Báltico. Ao mesmo tempo, o ritmo de descoberta de novos campos depende diretamente do volume de investimentos em exploração geológica.

Concluindo, podemos formular os princípios básicos da segurança mineral, de matérias-primas e de combustíveis e energética do país:

– prioridade do consumo interno de recursos minerais insubstituíveis;

– regulação estatal do volume de fornecimentos de exportação, com a determinação de sua estrutura ótima;

– prioridade no uso da tecnologia Produção russa e tecnologias nacionais no desenvolvimento de jazidas minerais;

– apoio estatal a projetos de investimento que desenvolvam infraestruturas em zonas pouco desenvolvidas (incluindo na costa ártica da Rússia europeia).

Nesta perspectiva, o desenvolvimento da base de recursos minerais e do complexo de combustíveis e energia na região Noroeste da Rússia é um factor directo para garantir a segurança do país numa das mais importantes áreas de defesa estratégica.

Literatura

1. Archegov V.B. Recomendações metodológicas para a implementação do controle estadual em objetos de estudo geológico, prospecção, exploração e produção de hidrocarbonetos no Noroeste do Distrito Federal. – São Petersburgo: Ministério de Recursos Naturais da Federação Russa, DGK para o Distrito Federal do Noroeste, 2003. 124 p.

2. Archegov V.B., Stepanov V.A. Base de recursos minerais Noroeste Distrito Federal A Rússia e os problemas do seu desenvolvimento / Materiais da mesa redonda 17/05/2007: “Garantir a segurança nacional da Rússia na região Noroeste no contexto da globalização e a formação de uma nova arquitetura da ordem mundial no início do século 21.” – São Petersburgo: Alba, 2007. pp.

3. Geologia e minerais da Rússia. Em seis volumes. T. 5. Mares do Ártico e do Extremo Oriente. Livro 1. Mares Árticos / ed. É. Gramberg, V.L. Ivanov, Yu.E. Pogrebitsky. – São Petersburgo: Editora VSEGEI, 2004. 468 p.

4. Grigorenko Yu.N. Potencial de hidrocarbonetos da plataforma continental russa: estado e problemas de desenvolvimento / Yu.N. Grigorenko, I.M. Mirchink, V.I. Savchenko, B. V. Senin, O.I. Suprunenko // Recursos minerais Rússia. Economia e Administração. Recursos minerais da plataforma russa. - Questão especial. – 2006. P. 14–21.

5. Denisenko E. Guindaste no mar // Especialista. Noroeste, 2005, nº 33, pp.

6. Melnikov N.N., Kalashnik A.I. Conceito para garantir a segurança geodinâmica do desenvolvimento de petróleo offshore campos de gás Setor russo da região de Barents/Instituto de Mineração do KSC RAS, Apatity, Rússia.

7. Recursos minerais Ártico Russo(status, perspectivas, direções de pesquisa). – São Petersburgo: Nauka, 2007. 767 p.

V.B.Archegov

Professor Associado do Departamento

geologia e exploração mineral

Universidade Nacional de Recursos Minerais "Mineração"

(Universidade Estadual de Mineração de São Petersburgo),

Membro Correspondente da Academia Russa de Ciências Naturais,

Candidato em Ciências Geológicas e Mineralógicas, SNS

O campo de condensado de gás Shtokman foi descoberto em 1988. Está localizado na parte central da plataforma do setor russo do Mar de Barents, aproximadamente 600 km a nordeste de Murmansk. A profundidade do mar nesta área varia de 320 a 340 m.

Números e fatos

Reservas da categoria C1 - 3,9 trilhões de metros cúbicos. m de gás e 56 milhões de toneladas de condensado de gás, dos quais 3,8 trilhões de metros cúbicos estão localizados na área licenciada da Gazprom. m de gás e 53,4 milhões de toneladas de condensado de gás.

O desenvolvimento do campo Shtokman está dividido em três fases. O comissionamento das instalações da primeira fase permitirá ao campo produzir 23,7 bilhões de metros cúbicos anualmente. m de gás, o segundo - 47,4 bilhões de metros cúbicos. m. Na terceira fase, o campo atingirá sua capacidade projetada - 71,1 bilhões de metros cúbicos. m de gás por ano. Com base nos resultados da implementação das primeiras fases, dadas as condições favoráveis nos mercados-alvo e a correspondente procura de gás, é possível aumentar a produção no campo.

A licença para prospecção, estudo geológico e produção de gás e condensado de gás no campo Shtokman é detida pela Gazprom PJSC.

O problema global da segurança energética coloca a questão da necessidade da civilização moderna fazer a transição para fontes de energia renováveis.

Contudo, a transição dos combustíveis fósseis para fontes de energia renováveis ocorrerá gradualmente. Os hidrocarbonetos continuarão a ser a principal fonte de energia nas próximas décadas e a procura pelos mesmos continuará a crescer.

Muitas organizações não governamentais ambientais preferem o gás natural a todos os combustíveis fósseis devido ao seu impacto ambiental mínimo. É este tipo de combustível que será utilizado durante muitos anos como o principal na transição para a utilização em larga escala de fontes de energia renováveis e amigas do ambiente.

Natureza Região de Murmansk

Com mais de um quarto das reservas comprovadas de gás natural do mundo, a Rússia tem sido um fornecedor confiável de combustível azul para os mercados europeus e mundiais há muitos anos. Com reservas de 3,9 trilhões de metros cúbicos de gás, Shtokman se tornará o maior campo do mundo operado nas latitudes árticas. Nas próximas décadas, o seu desenvolvimento abrirá uma nova frente de trabalho para a indústria global – a plataforma ártica.

As reservas de hidrocarbonetos na bacia do Ártico, segundo algumas estimativas, chegam a 200 mil milhões de barris de petróleo equivalente. Isto significa que o Ártico poderá conter mais de um quarto das reservas de hidrocarbonetos ainda não descobertas do mundo. O Projeto Shtokman revela nova era— a era do desenvolvimento industrial do Ártico.

Campo de condensado de gás Shtokman

O campo de condensado de gás Shtokman foi descoberto em 1988. Recebeu este nome em memória do famoso oceanógrafo soviético, professor Vladimir Shtokman, bem como em homenagem ao navio de investigação que leva o seu nome e que participou ativamente na procura da jazida. O campo está localizado na parte central da zona de plataforma do setor russo do Mar de Barents, a uma distância de cerca de 550 da costa. Península de Kola. A profundidade do mar na área do campo varia de 320 a 340 metros.

Em termos de reservas comprovadas de gás natural, Shtokman é atualmente um dos maiores campos do mundo. As reservas geológicas do campo somam 3,9 trilhões. metros cúbicos de gás e cerca de 56 milhões de toneladas de condensado de gás.

Shtokman é desenvolvido em condições naturais extremas. O clima do Ártico e as condições de tempestades severas constituem um teste sério tanto para o pessoal como para o equipamento tecnológico. Nestas condições, o tempo necessário para a execução dos trabalhos de construção e instalação é significativamente reduzido e o processo de execução torna-se mais complicado. Na área de desenvolvimento, o aparecimento de gelo plurianual e icebergs. Remoção significativa da área de mineração de litoral determina a complexidade do procedimento de fornecimento e manutenção da infraestrutura do Projeto.

O projeto de desenvolvimento do campo Shtokman prevê ciclo completo desenvolvimento desde a pesquisa até o processamento e transporte. O abrangente programa de desenvolvimento foi projetado em três fases, com um volume total de produção de mais de 71 bilhões de metros cúbicos. m de gás natural e 0,7 milhão de toneladas de condensado de gás por ano.

Na primeira fase do Projeto está prevista a produção de 23,7 bilhões de metros cúbicos. m de gás natural e 218 mil toneladas de condensado por ano.

Shtokman Desenvolvimento AG

A singularidade técnica do Projeto Shtokman, sua escala, a necessidade de distribuir os riscos do projeto - tudo isso determinou a necessidade de integrar as capacidades financeiras e de engenharia dos maiores empresas de petróleo e gás paz.

A primeira fase do Projeto Shtokman está sendo implementada pela empresa Shtokman Development AG, criada em fevereiro de 2008, um projeto conjunto de três empresas líderes globais: Gazprom OJSC (51%), Total S.A. (25%) e Statoil ASA (24% ). Um consórcio tão poderoso garante a utilização das tecnologias mais avançadas, a segurança do Projeto e uma governança corporativa eficaz.

A empresa será proprietária e operadora da infraestrutura da Primeira Fase do Projeto Shtokman por 25 anos a partir da data de comissionamento do campo.

O gás produzido como parte do Projeto Shtokman foi identificado como uma base de recursos para fornecimento através do gasoduto Nord Stream aos países Europa Ocidental, para a gaseificação da Península de Kola, bem como para a produção de GNL russo, que será posteriormente vendido nos mercados internacionais.

Soluções de design para a Fase 1

O esquema geral das instalações offshore inclui:

Complexo de produção submarina (3 clusters de poços com volume total de produção de 71 milhões de metros cúbicos por dia);
Um sistema de dutos de campo e risers flexíveis para fornecer o fluxo de condensado de gás proveniente dos poços para o vaso de processo. Estão previstas até 30 conexões submarinas;
Embarcação autopropelida de produção resistente ao gelo (Unidade Flutuante de Produção - FPU) com capacidade de desconexão de emergência em caso de ameaça de gelo - a maior do mundo; deslocamento - cerca de 250 mil toneladas, comprimento - cerca de 320 m, altura do convés ao topo - cerca de 45 m;
Um gasoduto offshore de 36 polegadas de diâmetro e 550 km de comprimento para fornecimento de gás e condensado em modo bifásico para a costa.

Instalações costeiras:

Parte onshore do gasoduto principal offshore;
Instalação para preparação de gás embarcado no gasoduto principal;
Planta de GNL com capacidade de 7,5 milhões de toneladas/ano, maior linha para a produção de gás natural liquefeito nas latitudes árticas;
Tanques de armazenamento de GNL;
Porto marítimo para embarque de condensado e GNL;
Base de suporte abrangente;
Instalações auxiliares: vila residencial, heliporto, etc.

Os acionistas acreditam que o desenvolvimento do campo Shtokman campo de condensado de gásé um projeto único e abrangente que combina produção de gás, transporte e produção de GNL. A produção e transporte de gás envolve a construção de um Complexo Start-Up. O complexo de lançamento inclui instalações offshore de acordo com um esquema tecnológico bem desenvolvido (complexo de produção subaquática, plataforma tecnológica, duto subaquático) e instalações terrestres para recebimento de produtos (instalações de recepção e tratamento de gás, estabilização, armazenamento e embarque de condensado).

Situação atual do Projeto – todo o trabalho está sendo realizado de acordo com o cronograma

O quadro regulamentar do Projecto foi desenvolvido tendo em conta a experiência internacional e a legislação russa actual;
O trabalho está sendo concluído no âmbito do FEED em instalações offshore e planta de GNL;
As licitações para as principais instalações da Fase 1 do campo de condensado de gás Shtokman entraram na fase final;
Estão em andamento trabalhos para projetar uma estação de tratamento de gás;
O fluxo bifásico foi aprovado pelos acionistas como conceito técnico do Projeto. O conceito de fluxo bifásico envolve a entrega de gás e condensado de gás do campo para a costa com sua subsequente separação em terra. O fluxo bifásico reduz as operações offshore, simplifica os equipamentos offshore e evita o armazenamento e transporte de condensado nas condições adversas do Ártico.

Todos os trabalhos são realizados em total conformidade com o cronograma aprovado pelos acionistas.

Ecologia e segurança. Os mais altos padrões ambientais.

Em comparação com outras regiões do mundo, a natureza do Ártico é extremamente vulnerável. A empresa Shtokman Development AG comprometeu-se a preservar a ecologia do Mar de Barents. Todas as instalações do Projecto são planeadas tendo em conta as especificidades desta região única e serão construídas utilizando tecnologias comprovadamente amigas do ambiente. A empresa trabalha na área de garantia da segurança ambiental de acordo com os mais altos padrões russos e mundiais.

Os padrões de segurança serão aplicados em vários níveis:

desenho técnico detalhado do projeto;
utilização de equipamentos avançados;
utilização de materiais de alta qualidade;
implementação de um sistema abrangente de garantia e controle de qualidade (GQ/CQ);
acompanhamento de construção e operação.

Desde o Outono de 2007 até ao presente, o SDAG organizou e financiou o maior programa de pesquisa de engenharia ambiental alguma vez realizado no Mar de Barents. Foram realizadas pesquisas em todas as áreas afectadas pelo Projecto – offshore, costeira, onshore. Os dados obtidos durante os trabalhos de levantamento são utilizados para estudar o estado do meio ambiente e são levados em consideração no desenvolvimento do Projeto.

Os resultados dos estudos foram incluídos na documentação da Avaliação de Impacto ambiente(EIA), realizado de acordo com as normas russas e requisitos da legislação russa, bem como materiais sobre ESHIA (avaliação de impacto ambiental, social e na saúde) de acordo com as normas internacionais. Dois processos paralelos de Avaliação de Impacto das atividades da empresa permitem avaliar integralmente os riscos do projeto e preparar medidas para minimizá-los ou eliminá-los completamente. Foi recebida conclusão positiva da Perícia Ambiental Estadual para instalações offshore. Materiais em instalações costeiras estão se preparando para serem submetidos à avaliação ambiental.

A Shtokman Development AG assinou um Acordo de Intenções com a filial russa do World Wildlife Fund (WWF Rússia). O acordo prevê consultas bilaterais, workshops e troca de informações sobre a implementação de projetos ambientais e de proteção da natureza. Está aberto à adesão de todos os interessados. Em setembro de 2011, o Centro de Conservação da Vida Selvagem de Kola aderiu ao acordo.

Um elemento importante para garantir a segurança ambiental do Projeto são consultas regulares com representantes das principais partes interessadas do Projeto, incluindo organizações ambientais e representantes dos povos indígenas do Norte.

Uma condição obrigatória para a aprovação das decisões dos projetos, tanto pelas autoridades russas como pelas organizações financeiras internacionais, são as audiências públicas. A Shtokman Development AG realiza regularmente audiências públicas sobre padrões russos (OVOS) e padrões internacionais (ESHIA). Em dezembro de 2011, no assentamento rural de Teriberka, região de Murmansk, foram realizadas as terceiras audiências públicas para discutir a documentação do projeto das instalações da Primeira Fase de desenvolvimento do campo de Shtokman. Os resultados de uma avaliação de impacto ambiental durante a construção e operação da planta de GNL e das instalações de infraestrutura onshore foram apresentados na audiência. Participou das audiências moradores locais, chefes de autoridades regionais e de governo autônomo local, agências governamentais regionais e federais, representantes da União das Pescas do Norte, da Associação Kola Sami, instituições do Centro Científico Kola da Academia Russa de Ciências, bem como ambiental público organizações. Com base nos resultados das discussões, foram aprovadas as soluções de projeto propostas, bem como os materiais de avaliação de impacto ambiental.

Desenvolvimento sustentável da região de Barents

A implementação do Projecto Shtokman em grande escala garantirá o crescimento socioeconómico a longo prazo nas regiões do noroeste da Rússia. Num futuro próximo, o Projecto dará um impulso positivo ao desenvolvimento das regiões através da criação de novas indústrias, carregando os existentes e construindo novos estaleiros e fábricas, proporcionando emprego à população, desenvolvendo infra-estruturas, base científica e de design, atraindo investimentos em vários setores da economia regional, deduções fiscais aos orçamentos regionais.

Potencial de recursos humanos do projeto Shtokman

Para implementar um projeto deste nível como Shtokman, é necessária uma equipe forte e profissional. Um dos principais objetivos da Empresa é a seleção e formação de futuros especialistas para trabalhar no Projeto.

Para resolver o problema do treinamento abrangente de especialistas para trabalhar na plataforma do Ártico, a Shtokman Development AG atrai as principais instituições de ensino superior e profissional russas e internacionais. Os especialistas da Fase 1 do projeto Shtokman levarão o potencial científico e de recursos humanos da indústria de gás russa a um nível qualitativo fundamentalmente novo e também criarão uma sólida reserva de pessoal para a implementação das Fases subsequentes e futuros projetos de petróleo e gás no Plataforma Ártica.

Em 2011-2012, a Shtokman Development AG celebrou acordos-quadro de cooperação na formação de especialistas para o projeto com as principais instituições de ensino superior especializadas na Rússia:

Em Moscou - com o russo Universidade Estadual petróleo e gás com o nome. I. M. Gubkina;
Em São Petersburgo - com o nome da Academia Marítima do Estado. Almirante SO Makarov;
Em Murmansk - com a Universidade Técnica Estadual de Murmansk;
Em Arkhangelsk - com a Universidade Federal do Norte (Ártico);
Em Moscou - com MGIMO (U) do Ministério das Relações Exteriores da Rússia e o Instituto Internacional de Política Energética e Diplomacia do MGIMO (U) do Ministério das Relações Exteriores da Rússia.

Participação de empresas russas no projeto

A participação de empresas russas no desenvolvimento da Fase 1 do Projeto Shtokman será uma plataforma de lançamento para a sua participação na implementação das fases subsequentes. A Shtokman Development AG está a implementar uma política para garantir a participação russa no Projecto. As condições correspondentes estão consagradas em procedimentos regulamentares - a participação de empresas russas é um dos critérios obrigatórios para avaliação de propostas de concurso, e as especificações técnicas são formuladas de forma a permitir-lhes a participação no Projecto.

A implementação do Projeto Shtokman dará impulso ao desenvolvimento do potencial de produção e serviços da indústria russa:

Gaseificação das regiões do noroeste da Rússia;
Criação de novos empregos;
Atrair empresas competitivas para participar do Projeto empresas industriais a Rússia e o desenvolvimento da sua base tecnológica;
Promover o desenvolvimento da cooperação entre empresas internacionais e universidades russas, institutos de investigação e design no domínio da I&D e da formação de pessoal;
Aumento do pagamento de impostos a todos os níveis do orçamento;
Aumentar a atratividade do investimento Região Noroeste RF;
Desenvolvimento de novas infra-estruturas de transporte na região.

Informações e fatos

Características do depósito

Coordenadas de localização:

Inaugurado: 1988;
Localizada a 900 km ao norte do Círculo Polar Ártico, a uma distância de cerca de 550 km da costa da Península de Kola, no setor russo do Mar de Barents;
Profundidade do mar na área de mineração: 320-340 metros;
Área total do terreno: 1600 m². quilômetros;
As reservas provadas na categoria C1 ascendem a 3,9 biliões. cubo m de gás;
Matérias-primas: gás com baixo teor de condensado;
Profundidade: 1.800–2.500 m;
Em termos de reservas comprovadas de gás, Shtokman é um dos 10 maiores campos do mundo e um dos 3 maiores campos localizados além do Círculo Polar Ártico.

Condições naturais e climáticas na área mineira

Altura das ondas na área de mineração: até 27 m;
Faixa de temperatura anual: de –50º a +33º C;
Ventos fortes: superiores a 30 m/s;
Presença de icebergs pesando mais de 1 milhão de toneladas.

Desenvolvimento de campo

O projeto de desenvolvimento do SHGCF prevê um ciclo completo de desenvolvimento de campo, desde a exploração até o processamento e transporte. O abrangente programa de desenvolvimento foi projetado em três fases, com um volume total de produção de 71,7 bilhões de metros cúbicos. m de gás natural e 650 mil toneladas de gás condensado por ano.
A primeira fase de desenvolvimento do campo prevê a produção de 23,7 bilhões de metros cúbicos. m de gás natural.
A primeira fase do projeto Shtokman está sendo implementada pela empresa Shtokman Development AG, criada em fevereiro de 2008, um projeto conjunto de três empresas líderes globais: Gazprom OJSC (51%), Total S.A. (25%) e Statoil ASA (24% ). A empresa será proprietária e operadora da infraestrutura da Primeira Fase do projeto Shtokman por 25 anos a partir da data de comissionamento do campo.
O titular da licença para o desenvolvimento do campo de condensado de gás Shtokman, bem como o proprietário dos produtos produzidos, é a Gazprom Neft Shelf LLC (uma subsidiária 100% da OJSC Gazprom).
A comercialização do gás produzido no campo Shtokman será realizada pela OJSC Gazprom.
O gás produzido no âmbito do projecto Shtokman é identificado como uma base de recursos para o fornecimento através do gasoduto Nord Stream aos países da Europa Ocidental, bem como para a produção de GNL russo, que será posteriormente vendido nos mercados internacionais.

Crônica do desenvolvimento de campo

1988 – descoberta do campo de condensado de gás Shtokman.
2002 - para o desenvolvimento da jazida, estadual Empresas russas Gazprom e Rosneft criam a Sevmorneftegaz LLC.
2004 – A Rosneft vende sua participação na Sevmorneftegaz LLC para a Gazprom.
2005 - foi formada uma shortlist de cinco empresas estrangeiras, potenciais participantes do consórcio para desenvolver o campo nos termos de um acordo de partilha de produção (Hydro e Statoil (Noruega), Total (França), Chevron e ConocoPhillips (EUA).
2006 - foi decidido que o único usuário do subsolo do campo Shtokman seria a OJSC Gazprom, e empresas estrangeiras seriam envolvidas como empreiteiras.
Em julho de 2007, foi assinado um acordo-quadro entre OJSC Gazprom e Total S.A.
Outubro de 2007 - foi assinado acordo de participação no projeto StatoilHydro ASA (desde 2010 - Statoil ASA).
Fevereiro de 2008 - OJSC Gazprom, Total S.A. e a StatoilHydro ASA assinaram um acordo de acionistas para criar a empresa Shtokman Development AG, na qual a Gazprom detém 51%, Total S.A. - 25%, StatoilHydro ASA - 24%.
Abril de 2011 – O Conselho de Administração tomou decisões fundamentais sobre a continuação da implementação da Fase 1 do projeto Shtokman: o fluxo de duas fases foi aprovado como o conceito técnico do Projeto. O conceito de fluxo bifásico envolve a entrega de gás e condensado de gás do campo para a costa com sua subsequente separação em terra.

Shtokman é um projeto prioritário na estratégia estatal da Federação Russa para o desenvolvimento da plataforma ártica

Decisões do Estado sobre o desenvolvimento da plataforma ártica russa:

“Fundamentos de políticas públicas Federação Russa no Ártico para o período até 2020 e além” (aprovado pelo Presidente da Federação Russa em 18 de setembro de 2008)
“Estratégia para o desenvolvimento das atividades marítimas até 2020” (considerado pelo Conselho Marítimo da Federação Russa em 24 de dezembro de 2008)
Grupo de trabalho do Conselho de Estado da Federação Russa sobre questões de desenvolvimento Zona Ártica Federação Russa (formada por decisão do Presidium do Conselho de Estado da Federação Russa em 5 de agosto de 2010)

/ 30.07.2010 / Campo de condensado de gás Shtokman

Arroz. 1. Layout geral dos campos de petróleo e gás na província do Mar de Barents

Arroz. 2. Seção geológica dos depósitos de megasela Shtokman-Lunino

Arroz. 3. Seção esquemática dos depósitos do Jurássico Médio do campo Shtokman. Símbolos: 1 – selos fluidos; 2 – camadas saturadas de gás; 3 – camadas saturadas de água; 4 – faltas.

O campo de condensado de gás Shtokman está localizado na plataforma do Mar de Barents, na parte central do vale do Mar de Barents Oriental, que se estende na direção submeridional ao longo costas ocidentais ilhas Terra nova. O vale tem uma estrutura complexa, devido à presença de três depressões profundas - o Mar de Barents do Sul, o Mar de Barents do Norte e o Nansen, separadas por elevações e selas regionais. As depressões do Mar de Barents do Sul e do Mar de Barents do Norte são separadas pela grande megassela Shtokman-Lunino, à qual as três mais grandes depósitos Prateleira de Barents - Shtokman, Ludlovskoe e Ledovoye (Fig. 1). Em termos de reservas, os campos Shtokman e Ledovoye são considerados únicos, e o campo Ludlovskoye é grande.

A sela Shtokman-Lunino é uma estrutura complexa, cujas dimensões da seção transversal são de 250 a 300 km. A amplitude vertical da ondulação em relação aos depósitos do Jurássico-Cretáceo que preenchem o fundo da bacia é de cerca de 500-800 m. Na estrutura da megasela, distinguem-se uma série de morfoestruturas sublatitudinais positivas e negativas - Shtokman-Ledovoye, Ludlovskoye e elevações Luninsky e vales Norte-Shtokman e Sul-Luninsky (Fig. .2).

Com base em dados sísmicos, uma cobertura sedimentar com espessura de pelo menos 15 km é identificada dentro da megasela Shtokman-Lunino. As rochas mais antigas identificadas por estudos sísmicos profundos são sedimentos da idade Rifeana-Devoniana Inferior, preenchendo fendas estreitas. O complexo de rift é coberto por rochas efusivas siliciosas e de xisto preto do mar profundo Devoniano-Permiano. Os estratos sobrejacentes do Permiano e Triássico são representados por depósitos arenosos-argilosos espessos (pelo menos 5 km), refletindo o estágio de sedimentação de avalanches na região.

A perfuração abriu e descreveu um trecho com profundidade de apenas 4 km. É representado por depósitos arenosos-argilosos do Mesozóico (Triássico-Jurássico-Cretáceo) e Cenozóico.

As rochas do Triássico Superior-Jurássico Médio representam uma sequência espessa (até 1200 m) de arenitos, que são bons reservatórios. As propriedades de alto reservatório das rochas e a consistência da área do reservatório regional criam condições favoráveis para a migração vertical e lateral de hidrocarbonetos.

Na parte do Jurássico Superior da seção, observam-se camadas regionais bastante extensas de depósitos argilosos betuminosos pretos, que são armadilhas para o gás que se acumula nos arenitos do Jurássico Médio. Este tipo de depósitos de gás é típico dos campos de Shtokman e Ledovoye.

Acima das rochas de triagem do Jurássico Superior existe um segundo estrato de reservatório, composto por rochas arenosas-argilosas do Cretáceo Inferior e Superior. Esta sequência é protegida por rochas predominantemente argilosas do Cretáceo Superior, que atingem sua maior espessura na depressão do Mar de Barents do Sul. No entanto, a espessura insustentável dos depósitos de triagem, bem como a área limitada da sua distribuição (são cortados por sedimentos marinhos cenozóicos) reduzem significativamente as perspectivas para o potencial de petróleo e gás dos estratos superiores dos reservatórios. No entanto, na parte cretácea da seção, manifestações de gases ainda são observadas nas áreas de Ludlovskaya, Ledovaya e Luninskaya. A razão para isso é provavelmente a interrupção da continuidade dos selos regionais do Jurássico Superior devido à falha tectônica, que cria condições para a migração de hidrocarbonetos do complexo de reservatórios inferior para o superior.

O campo Shtokman foi descoberto durante perfuração exploratória em 1988 do navio "Professor Shtokman". A distância do campo até Murmansk é de cerca de 650 km. As profundidades do mar na área de campo variam de 279 a 380 m.

Em termos de reservas comprovadas de gás, Shtokman é o maior campo offshore conhecido no mundo, com área de 1.400 km². As reservas geológicas totais de gás nas categorias C1+C2 (reservas estimadas) ascendem a 3,2 biliões. m 3. As reservas de condensado nas categorias C1+C2 somam 31 milhões de toneladas. A profundidade das formações produtivas é de cerca de 1.500-2.500 m, o que cria dificuldades significativas no desenvolvimento do campo.

Atualmente, um pequeno número de poços foram perfurados no campo, dos quais apenas alguns penetraram em depósitos do Triássico, enquanto os demais estão localizados no Jurássico. Com base nos resultados da perfuração, quatro formações contendo gás foram identificadas nas rochas do Jurássico Médio - Yu0, Yu1, Yu2 e Yu3 (Fig. 3). As principais reservas estão concentradas nas formações Yu0 e Yu1. Os depósitos identificados são classificados como estratos em cúpula, estratos e blindados tectonicamente. Os reservatórios para depósitos de condensado de gás são arenitos de granulação fina, às vezes com camadas intermediárias de siltitos, que possuem propriedades de filtração bastante elevadas, o que melhora a seção. As principais formações produtivas Yu0 e Yu1 mantêm-se em espessura, com média de 73,6 e 78,3 m, respectivamente. O selo fluido regional para todo o complexo produtivo do Jurássico da depressão do Mar de Barents do Sul são formações argilosas do Jurássico Superior. A estrutura do campo Shtokman é complicada por uma série de pequenas falhas.

Os depósitos de gás do campo Shtokman são caracterizados como metano, livre de enxofre, baixo teor de carbono, baixo teor de gel e baixo teor de nitrogênio. Os condensados contêm parafinas sólidas, resinas e asfaltenos. O conteúdo de condensado estável no gás do campo é baixo, aumenta com a profundidade até 14,1 g/m 3 .

Os principais estratos de fonte de gás para o campo de Shtokman são considerados xisto preto e rochas betuminosas-argilosas dos complexos Devoniano-Carbonífero, Permiano e Triássico-Jurássico.

Fontes:

Bolshakova M.A., Kiryukhina T.A. Condensados de gás do campo Shtokman // Geologia de petróleo e gás. 2007. Nº 3. págs. 39-48

Margulis E.A. Fatores na formação do nó único de acumulação de gás Shtokman-Ludlovsky no Mar de Barents // Geologia de Petróleo e Gás. A teoria e a prática. 2008. T2. N ° 3. págs. 1-15

Borisov A.V., Tanygin I.A., Vinnikovsky V.S., Borisova I.A. O limiar estrutural Shtokman-Lunino da plataforma do Mar de Barents é uma nova grande região produtora de petróleo e gás da Rússia // Geologia do Petróleo e Gás. Nº 7. 1995.

Shishlov E.V., Murzin R.R. Depósitos de hidrocarbonetos da parte ocidental da plataforma ártica russa: geologia e padrões de distribuição // Geologia do petróleo e gás. Nº 4. 2001.

Gramberg I.S., Suprunenko O.I., Shipelkevich Yu.V. A megasela Shtokman-Lunino é um tipo de estrutura altamente promissora da Placa Barents-Kara // Geologia do Petróleo e Gás. Nº 1. 2001. pp.

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Introdução

A era do petróleo leve acabou. Hoje, o futuro da indústria do petróleo e do gás depende do ritmo de desenvolvimento e comissionamento de reservas offshore, a maioria das quais estão concentradas na plataforma de águas profundas ou em regiões agrestes. condições climáticasÁrtico.
A Rússia possui recursos significativos de hidrocarbonetos nas plataformas do Ártico e do Extremo Oriente, e a segurança estratégica e o desenvolvimento da economia russa dependerão do ritmo de desenvolvimento e comissionamento de campos offshore.
Em 2012, o Comitê da Câmara de Comércio e Indústria da Federação Russa sobre Estratégia Energética e Desenvolvimento do Complexo de Combustíveis e Energia realizou uma mesa redonda sobre o tema “Perspectivas para o trabalho das empresas petrolíferas russas na prateleira”.
Como resultado do evento, foi tomada a decisão de ampliar o círculo de potenciais usuários do subsolo da plataforma continental, o que atende aos interesses estratégicos da Rússia e contribuirá para a implementação da tarefa de desenvolvimento e desenvolvimento efetivo do continente. prateleira e, em geral, a segurança energética da economia nacional.
formação de campo poço de petróleo e gás
1. Parte geológica
1.1 informações gerais sobre o campo
O campo de Shtokman está localizado na parte central da plataforma ártica do setor russo do Mar de Barents, 550 km a nordeste de Murmansk.
O terreno mais próximo é Costa oeste O arquipélago Novaya Zemlya está localizado a 300 km do campo.
A profundidade do mar nesta área varia de 320 a 340 metros.
A plataforma ocidental do Ártico contém recursos significativos de petróleo e gás. Juntamente com o campo de gás Shtokman, os campos de gás Rusanovskoye e Leningradskoye no Mar de Kara, e os campos de gás e petróleo Prirazlomnoye e Dolginskoye no Mar Pechora foram descobertos nesta área.
Figura 1.1 - Layout geral dos campos de petróleo e gás na província do Mar de Barents
Para atender o campo de Shtokman, a OJSC Gazprom planeja construir um complexo tecnológico e de transporte portuário na vila de Teriberka.
A licença para prospecção, estudo geológico e produção de gás e condensado de gás no campo Shtokman é detida pela Gazprom Neft Shelf LLC, que é uma subsidiária 100% da Gazprom OJSC (Fig. 1.1).
Em 2008, OJSC Gazprom, Total e StatoilHydro assinaram um Acordo de Acionistas sobre a criação de uma sociedade internacional de propósito específico, Shtokman Development AG, para implementar o projeto de desenvolvimento de campo.
No capital da empresa, a OJSC Gazprom detém 51%, Total - 25%, Statoil - 24%.
A Gazprom retém a licença para o campo e todos os direitos de comercialização dos seus produtos.
No campo de Shtokman, está sendo desenvolvido um modelo inovador para atrair as maiores empresas internacionais de petróleo e gás para o desenvolvimento do subsolo russo, que atenda aos interesses nacionais da Rússia e que possa ser utilizado no desenvolvimento de outros projetos de plataforma.

1.2 Orohidrografia da área

As condições climáticas do Mar de Barents são determinadas pela sua proximidade com o quente Mar da Noruega e as regiões frias da Bacia Ártica. As trajetórias da grande maioria dos ciclones quentes do Atlântico Norte que se deslocam para leste e nordeste, em direção à região do Ártico, passam pelo Mar de Barents.

Freqüentemente, a transferência de massas de ar quente é interrompida por uma poderosa invasão das cristas do anticiclone polar, acompanhada pela penetração de massas de ar frio do Ártico ao sul.

Os processos sinópticos no Mar de Barents estão a desenvolver-se de forma particularmente rápida. Esta é uma das áreas mais turbulentas e com mudanças climáticas. Comparado com todos os mares do Ártico, o clima do Mar de Barents é diferente temperaturas altas ar, invernos amenos e chuvas intensas.

A severidade do clima, segundo dados médios, aumenta no mar de sul para norte e de oeste para leste. A temperatura média anual do ar é caracterizada pelos seguintes valores:

Ilha do Urso - menos 1,6°C;

Spitsbergen - menos 5,2°C;

Baía de Tikhaya - menos 10,5°C.

Ser influenciado pela admissão massas quenteságua e ar de oceano Atlântico e os frios - da bacia do Ártico; o clima do Mar de Barents é muito heterogêneo. O ar ártico domina na parte norte do mar e no sul - massas de ar latitudes temperadas. Porém, às vezes a temperatura chega a menos 55°C.

1.3 Estratigrafia

A estrutura Shtokman foi identificada em 1981 como resultado de uma ampla pesquisa geofísica marinha realizada por especialistas do Sevmorneftegeofizika trust do navio de pesquisa Professor Shtokman e, portanto, recebeu seu nome. Foi então que o estudo começou estrutura geológica estruturas.

Em 1988, teve início a construção do primeiro poço exploratório com profundidade projetada de 4.500 metros. Como resultado do teste, foram descobertos dois depósitos de gás livre com condensado de gás.

Com base em dados sísmicos, uma cobertura sedimentar com espessura de pelo menos 15 km é identificada dentro da megasela Shtokman-Lunino.

Eratema paleozóico

Sistema Rifeano-Devoniano

As rochas mais antigas identificadas por estudos sísmicos profundos são sedimentos da idade Rifeana-Devoniana Inferior, preenchendo estreitas cavidades de recifes.

Sistema Devoniano-Permiano

O complexo de recifes é coberto por rochas efusivas-siliciosas e de xisto preto do mar profundo Devoniano-Permiano.

Sistema Permo-Triássico

Os estratos sobrejacentes do Permiano e Triássico são representados por depósitos arenosos-argilosos espessos (pelo menos 5 km), refletindo o estágio de sedimentação de avalanches na região.

A perfuração abriu um trecho de 4 km de profundidade. É representado por depósitos arenosos-argilosos do Mesozóico (Triássico-Jurássico-Cretáceo) e Cenozóico.

Eratema mesozóico

Sistema Triássico-Jurássico

As rochas do Triássico Superior - Jurássico Médio representam uma espessura espessa (até 1200 m) de arenitos, que são bons reservatórios. As altas propriedades de reservatório das rochas e a consistência de área do reservatório regional criam condições favoráveis para a migração vertical e lateral de hidrocarbonetos.

Figura 1.2 - Seção geológica dos sedimentos da megassela Shtokman-Lunino

Acima das rochas de triagem do Jurássico Superior existe um segundo estrato de reservatório, composto por rochas arenosas-argilosas do Cretáceo Inferior e Superior.

Sistema Cretáceo

Esta sequência é protegida por rochas predominantemente argilosas do Cretáceo Superior, que atingem sua maior espessura na depressão do Mar de Barents do Sul. No entanto, a espessura insustentável dos depósitos de triagem, bem como a área limitada da sua distribuição (são cortados por sedimentos marinhos cenozóicos) reduzem significativamente as perspectivas para o potencial de petróleo e gás dos estratos superiores dos reservatórios.

No entanto, na parte cretácea da seção, manifestações de gases são observadas nas áreas de Ludlovskaya, Ledovaya e Luninskaya. A razão para isso é provavelmente a interrupção da continuidade dos selos regionais do Jurássico Superior devido à falha tectônica, que cria condições para a migração de hidrocarbonetos do complexo inferior para o superior.

Tectônica

A megasela Shtokman-Luninsky separa as depressões Sul e Norte de Barents e é complicada por um conjunto de elementos sublatitudinais elevados e submersos das selas Shtokman-Ledovaya, Ludlovskaya, Luninskaya, os vales North Shtokman e South Luninsky.

O crescimento da megasela começou no Jurássico Médio e continuou depois disso. O depósito de Shtokman está confinado à estrutura de mesmo nome, que é uma grande dobra em forma de cúpula do tipo sinsedimentar.

As dimensões máximas do soerguimento (48,5 x 35,5 km) são registradas ao longo do horizonte refletor B (Kj - ps) com amplitude de 295 m.

1.4 Características das formações

Os principais estratos de fonte de gás para o campo de Shtokman são considerados xisto preto e rochas betuminosas-argilosas dos complexos Devoniano-Carbonífero, Permiano e Triássico-Jurássico.Com base nos resultados da perfuração nos depósitos do Jurássico Médio, quatro formações contendo gás foram identificados - Yu 0, Yu 1, Yu 2, Yu 3 (Fig. 1.3 )

Figura 1.3 - Seção esquemática dos depósitos do Jurássico Médio

Legenda: 1 - vedações fluidas; coletores: 2 - saturados com gás, 3 - saturados com água; 4 - faltas; 5 - locais de amostragem dos condensados estudados; 6 - poços

As principais reservas estão concentradas nas formações Yuo e Yu1. Os depósitos identificados são classificados como estratos em cúpula, estratos e blindados tectonicamente. A profundidade das formações produtivas é de 1.500-2.500m.

Os reservatórios para depósitos de condensado de gás são arenitos de granulação fina, às vezes com camadas intermediárias de siltitos, que possuem propriedades de filtração bastante elevadas, o que melhora a seção.

As principais formações produtivas Yuo e Yu1 mantêm-se em espessura, com média de 73,6 e 78,3 m, respectivamente.

O selo fluido regional para todo o complexo produtivo do Jurássico são formações argilosas do Jurássico Superior.

A análise de materiais de pesquisa geofísica e estudos de núcleo laboratorial indica a heterogeneidade da estrutura e distribuição das características petrofísicas das principais formações produtivas Yuo e Yu1.

A produtiva formação Yuo é composta por arenitos de granulação fina e baixo teor de argila. A textura dos arenitos é predominantemente maciça ou em camadas vagas.

Nas toras do poço e no núcleo, são identificadas camadas densas de rochas terrígenas-carbonáticas, que incluem siltitos arenosos com cimento carbonático.

Um aumento gradual no teor de argila e uma diminuição no tamanho dos grãos da rocha em direção ao fundo da formação levaram a uma diminuição notável na porosidade. O estudo das propriedades de filtração e reservatório das rochas (PPS) mostrou que a zona de maior porosidade e permeabilidade, de acordo com dados de testemunho e perfilagem de poço, está localizada na parte próxima à crista da formação.

O reservatório produtivo Yu 1 é representado principalmente por arenitos e siltitos de granulação fina. A classificação das rochas varia de boa e média nas variedades homogêneas de arenito-siltito confinadas às partes superior e média da formação, a média e ruim na parte inferior.

A má classificação das rochas se deve à presença de grãos do tamanho de cascalho e camadas de conglomerado de seixos com até 0,5 m de espessura.As camadas conglomeradas ocorrem na parte base da formação e podem ser identificadas como superfícies de erosão.

O teor de argila em arenitos e siltitos varia de 5 a 32,9%. As rochas mais argilosas estão confinadas à parte inferior da formação.

A distribuição das propriedades do reservatório e dos parâmetros petrofísicos reflete a complexa composição litológica das rochas em consideração. Em geral, o coeficiente de porosidade médio para as formações jurássicas é de 14,6%, e para a parte produtiva - 15,8%.

Com base nos resultados da interpretação geológica dos trechos de tempo, foram tiradas as seguintes conclusões: perturbações disjuntivas com amplitude superior à espessura dos estratos produtivos desenvolvem-se de forma insignificante; os horizontes refletivos identificados com o topo e a base da formação Yuo estão consistentemente correlacionados; A base da formação Yuo na área do poço nº 1 (profundidade 3.153 m) possui estrutura clinoforme.

As pesquisas relacionadas ao isolamento do HVA são de grande importância. Para resolver este problema, foi utilizado o método RNP.

Características dos fluidos de formação

1.5 Propriedades do gás

O gás de todas as formações produtivas é do mesmo tipo em composição e é classificado como metano (> 90%), baixo dióxido de carbono (0,26-1,17%), baixo hélio (0,021-0,027%), baixo nitrogênio (1,63-2,42% ), sem enxofre.

A densidade relativa do gás aumenta ao longo da seção do campo (de 0,584 para 0,621 g/cm3). O teor de metano no gás diminui: de 95,97% (Yu 0) para 92,42% (formação Yu 3), enquanto ao mesmo tempo o teor de homólogos de metano aumenta (de 2,13 para 4,55%). Essas mudanças correspondem à zonação vertical normal da distribuição de fluidos.

1.6 Propriedades do condensado

Conforme observado, quatro depósitos de condensado de gás foram identificados na seção do campo Shtokman.

O conteúdo de condensado estável no gás do campo Shtokman é baixo, aumenta com a profundidade e para camadas é: Yu 0 - 5,3; Yu 1 - 13,0; Yu 3 - 14,1 g/m 3. A densidade dos condensados de Shtokman varia na faixa de 0,798-0,820 g/cm 3, o ponto de ebulição inicial é 71-85 o C, o ponto de ebulição final é 303-315 o C. O teor de enxofre é 0,010-0,025%. Os condensados contêm parafinas sólidas (de 0,01 a 0,09%), resinas (de vestígios a 0,35%), asfaltenos (de ausência total a 0,07%).

Análogos de condensados deste tipo também são comuns em outras regiões, em particular em Sibéria Ocidental. Um exemplo são os depósitos de condensado de gás confinados aos depósitos Albiano-Aptiano e Cenomaniano das regiões do norte (campos Urengoyskoye, Soleninskoye, Pelyatkinskoye, etc.). O conteúdo de condensado no gás é muito insignificante: de 8-12 g/m 3 em depósitos Albiano-Aptianos a 0,12-0,26 g/m 3 em depósitos Cenomanianos.

As características genéticas dos fluidos são de maior interesse. No entanto, os condensados raramente contêm biomarcadores de alto peso molecular, que são os mais informativos do ponto de vista genético. Portanto, a atenção principal deste artigo é dada ao estudo das frações da gasolina.

A composição de hidrocarbonetos da fração gasolina dos condensados reflete a natureza dos processos que ocorrem durante sua formação. Com base na composição dos hidrocarbonetos, pode-se julgar com certo grau de certeza o tipo de MO inicial, o grau de maturação, as características litológicas das rochas hospedeiras, a configuração facial e o grau de alteração hipergênica nos fluidos.

Os condensados do campo Shtokman foram estudados em diferentes intervalos da seção do poço. 1 (1920-1959; 1954-1959 e 2212-2282 m) e poço. 6 (1823-1860 m).

A composição do grupo de condensados é dominada por hidrocarbonetos naftênicos (42-49%). Entre eles, os ciclohexanos dominam, sua participação é de 28-33%. Os hidrocarbonetos saturados constituem 37-40% da fração da gasolina e entre eles predominam os i-alcanos (24-26%) (Fig. 1.4). Em geral, ao longo da seção, a composição do grupo da fração gasolina dos condensados estudados do campo de Shtokman possui parâmetros semelhantes.

Figura 1.4 - Composição do grupo da fração gasolina dos condensados Shtokman (NK-150 0 C).

Legenda: A - bem. 6, intervalo 1823-1860 m; B- bem 1, intervalo 1920-1959m; B- bem 1, intervalo 1954-1959m; G- bem 1, intervalo 2.212-2.282 m; 1 - n-alcanos; 2 - i-alcanos; 3 - Salkanov; 4 - CPU; 5 - GC; 6 - Snaptenes; 7 - arenas.

1.7 Estado do desenvolvimento do campo

Em maio de 2014, o Ministério da Energia da Rússia com departamentos e empresas interessadas desenvolveu e concordou financeiramente - modelos econômicos desenvolvimento de campos de plataforma nos mares do Japão, Okhotsk e Pechora.

Em 18 de abril de 2014, ocorreu um evento significativo. A produção de petróleo começou na plataforma offshore resistente ao gelo Prirazlomnaya.

Foi realizado o primeiro embarque de 70 mil toneladas. Petroleiro ártico "Mikhail Ulyanov" do campo Prirazlomnoye.

O desenvolvimento dos recursos petrolíferos e de gás da plataforma ártica baseia-se nos resultados de um grande volume de investigação científica, tanto fundamental como aplicada, sobre a utilização de soluções técnicas e tecnológicas novas e eficazes que garantam a sua utilização racional. recursos naturais, diminuir investimentos de capital, conformidade com os requisitos de segurança e ambientais.

Os rumos do apoio científico e técnico aos projetos offshore de petróleo e gás são determinados principalmente pelas condições específicas da localização geográfica natural, geológico-geofísica, meteoclimática e engenharia-oceanológica dos campos, pelo desenvolvimento da indústria que cria novas tecnologias e meios técnicos para o desenvolvimento de campos, produção e transporte de produtos de poços.

Ao desenvolver os campos do Ártico, a investigação deve visar o desenvolvimento de esquemas e métodos de desenvolvimento fundamentalmente novos, incluindo um sistema de segurança eficaz para instalações localizadas a uma distância considerável da costa. Desenvolvimento de novas tecnologias e meios técnicos o desenvolvimento de campos, a produção e o transporte de produtos de hidrocarbonetos estão associados à criação de campos de petróleo e gás subaquáticos e sub-gelos e de meios técnicos móveis para perfuração durante todo o ano em mares gelados.

Requisitos ambientais rigorosos, severos condições naturais e as características socioeconómicas das regiões do Ártico determinam requisitos acrescidos para as decisões técnicas, ambientais e tecnológicas tomadas, para os equipamentos e materiais utilizados, o calendário dos trabalhos, etc.

A singularidade dos ecossistemas das áreas marinhas e das suas costas impõe sérias restrições aos possíveis níveis de impacto das obras no ambiente natural e requer cuidados especiais durante a sua implementação.

Tabela 1.1 - Reservas de hidrocarbonetos das províncias de petróleo e gás

NGP (áreas de água)	Geologia NSR, bilhões de toneladas	Reservas de hidrocarbonetos (geol.)	Número de locais na área de água total/grande	Produção cumulativa	Licença. em % da área da reserva de petróleo e gás
		valor, milhões de toneladas
Campo de petróleo e gás Barents-Kara (setor russo)
Campo de petróleo e gás Timan-Pechora (Mar de Pechora)
Campo de petróleo e gás Barents-Kara (setor norueguês)
Campo de petróleo e gás da Sibéria Ocidental ( Parte sul Mar de Kara, lábios e baías)
NSA da Encosta Norte do Alasca (Mar de Beaufort)
NSA Beaufort-Mackenzie
NGB Sverdrup

1.8 Projeto de poço

As modernas tecnologias de perfuração permitem desenvolver campos costeiros localizados a 8-12 km da costa através de poços horizontais, cuja foz está em terra e a zona de fundo está na formação produtiva. Na Fig. A Figura 1.5 mostra um perfil aproximado desse poço.

Esses poços são perfurados com grande desvio da vertical (atualmente o desvio chega a 10 km).

Para a sua construção é necessária uma instalação com capacidade de 3.000 CV, com profundidade nominal de perfuração de até 12.000 m.

Figura 1.5 - Perfil de poço horizontal no campo Odoptu-Sea

Cada poço é revestido com sua própria coluna de tubos, e esta tecnologia difere fundamentalmente da conclusão de um poço em dois horizontes, o que permite realizar a produção separada de duas camadas em um revestimento comum (esta tecnologia também pode ser usada para coberturas mais amplas da formação).

Outra versão do projeto multicoluna é mostrada na Fig. 1.6-b, onde apenas a parte comum do tronco é revestida por uma única coluna, e então, após os troncos divergirem em direção aos horizontes produtivos, cada tronco (reduzido) é revestido separadamente. Ao reparar um poço com completações em dois horizontes, é necessário levantar tubos que atendem a ambos os objetos, e ao utilizar equipamentos de poço multilateral é possível realizar reparos em um poço sem interromper a produção no outro.

Figura 1.6 - Esquema de completação de poço no campo Piltun-Astokhskoye em dois horizontes com um poço

Um projeto típico de equipamento de poço com múltiplas colunas é mostrado na Fig. 1.6. Destaca-se a disposição chanfrada ou diagonal do par superior de válvulas, que permite, em uma área limitada do módulo da cabeça do poço, instalar de forma mais estanque as bocas dos demais poços, ao mesmo tempo que proporciona acesso relativamente livre à válvula para o efeito. de controle manual ou reparo.

Além disso, o layout multicoluna, por ser mais compacto, reduz tempo total perfurar um poço devido a um menor número de operações de manobra. Além disso, a perda de fluido de perfuração é eliminada e o volume de cascalhos de perfuração, inevitável na perfuração do segundo poço, é reduzido.

O suporte da coluna de revestimento pode ter uma vedação metal-metal feita de elastômeros ou uma combinação. Para uma operação confiável a longo prazo de todos os equipamentos de cabeça de poço, é necessário garantir uma vedação confiável da suspensão da coluna de revestimento de produção. Isto é especialmente importante no caso de poços gas lift, onde a vedação da suspensão deve suportar uma pressão de gás de trabalho de 8,3 MPa.

Para evitar a despressurização, são fornecidos canais para introdução de selante. A escolha do selo é feita com base em um estudo detalhado das opções multicolunas oferecidas por diversos fornecedores.

Figura 1.7 - Disposição multicoluna do equipamento de cabeça de poço

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