iv_g's Journal

Штокмановское газоконденсатное месторождение
Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин – Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами. Южно-Баренцевоморская и Северо-Баренцевоморская впадины разделены крупной Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, к которой приурочены три наиболее крупных месторождения Баренцевского шельфа – Штокмановское, Лудловское и Ледовое (рис. 1). По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское – к крупным.

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

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

Рис. 2. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины

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

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

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

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

Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела. Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдерженные мощности экранирующих отложений, а также ограниченная область их распространения (они срезаются кайнозойскими морскими осадками) существенно снижают перспективы нефтегазоносности верхней коллекторской толщи. Тем не менее в меловой части разреза все же наблюдаются газопроявления на территории Лудловской, Ледовой и Лунинской площадей. Причиной этого, вероятно, является нарушение сплошности региональных верхнеюрских покрышек вследствие разрывной тектоники, что создает условия для миграции углеводородов из нижнего коллекторского комплекса в верхний.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Концепция освоения Штокмановского месторождения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Многофункциональные платформы для освоения Штокмановского месторождения

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

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

Фонд скважин

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

Подводные магистральные трубопроводы

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

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

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

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

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