image
energas.ru

Газовая промышленность № 05 2018

Освоение шельфа

01.05.2018 11:00 Концепция разработки и оценка добывных возможностей Мурманского газового месторождения в Баренцевом море
В статье рассмотрены особенности и подходы к разработке Мурманского газового месторождения в Баренцевом море. Произведена оценка добывных возможностей, предложены подходы к формированию фонда скважин с учетом сложного геологического строения месторождения и ограничений, накладываемых морскими условиями в Арктике. Даны предложения по обустройству промысла, включая подводную и надводную части, с частичным применением подводного заканчивания скважин. Представлены оценки по показателям разработки на полное развитие промысла. Рассмотрены возможности транспорта газа на сушу с оценкой диаметра газопровода с учетом рельефа дна моря. В целом сделан вывод, что существующие технологии позволяют обеспечить разработку Мурманского месторождения, но целесообразность разработки зависит от состояния рынка газа и экономической оценки. Обсуждается усеченный вариант разработки месторождения под обеспечение потребностей энергоснабжения Мурманска и Североморска как основных потребителей тепла на Кольском п-ове, что требует значительно меньших капитальных и эксплуатационных затрат и может быть эффективным на фоне существующей альтернативы, основанной на угле и мазуте. Представленный вариант разработки месторождения может быть обеспечен подводным промыслом, потребует почти на порядок меньше скважин и может обеспечить указанные города газом через подводный газопровод сверхвысокого давления без промежуточного компримирования на многие годы. Одновременно данный вариант разработки может рассматриваться как опытно-промышленный и способен повысить изученность этого сложного месторождения. Сделан вывод, что Мурманское газовое месторождение может стать первым объектом разработки в Баренцевом море при наличии рынка сбыта газа и положительной экономической оценке.
Ключевые слова: ГЕОЛОГИЯ, РАЗРАБОТКА, МУРМАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПОДВОДНЫЙ ПРОМЫСЕЛ, ГАЗОСНАБЖЕНИЕ КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА, ДОБЫЧА ГАЗА, АРКТИКА.
Открыть PDF


Мурманское газовое месторождение открыто в 1983 г. и является первым месторождением, открытым в морской части шельфа Западной Арктики. Оно расположено в южной части Баренцева моря в 150 км северо-западнее п-ова Канин и в 370 км от г. Мурманска (рис. 1). Глубины моря на Мурманской площади изменяются от 68 до 123 м. Донные отложения представлены в основном песком, мелко- и среднезернистым с примесью ила, обломками раковин, гравия и гальки.

Климат района морской, арктический. Район характеризуется продолжительной зимой, коротким летом, большой влажностью (80–90 %), облачностью и постоянными ветрами. Самые холодные месяцы – февраль и март со средней температурой воздуха –4–5 °С. Наиболее теплые месяцы – июль и август со средней температурой воздуха 9–11 °С.

Ледовые образования на акватории наблюдаются не ежегодно. По среднемноголетним данным, в годы со льдом устойчивое его появление приходится на вторую декаду марта, раннее появление льда было зафиксировано в конце января. Ледяные образования сплоченностью в среднем 7 баллов имеют большую раздробленность – битые льды и обломки полей диаметром 2 км и менее. Они сильно всторошены, толщина льда колеблется от 20 до 130 см. К середине мая обычно происходит очищение акватории от льда, средняя продолжительность ледового периода составляет 2 мес [1–3].

1.png

ОБЪЕМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОБОВАНИЯ СКВАЖИН

Объемы поисково-детальных и детализационных работ методом отраженных волн общей глубинной точки в акватории Мурманского поднятия составили 3522 пог. км. Общая плотность работ в области замкнутого контура структуры – около 3 пог. км/км2. Плотность детализационных работ в 1985–1987 гг., определяющих современное состояние изученности площади по продуктивным и перспективным отложениям триаса, достигла 1,87 пог. км/км2. В своде структуры, где сосредоточен основной объем сейсмических профилей, плотность сейсмических наблюдений составляет 3,37 пог. км/км2. Плотность сети скважин в прогнозируемом контуре газоносности – более 20 км2 на скважину. Текущая эффективность работ – около 4 тыс. м3/м и 15,8 млрд м3 на скважину.

На месторождении реализована оценочная стадия разведки. Предварительный прогноз, выполненный на основе детальных гравиметрических исследований (газовая залежь на глубине 2,5 км высотой 200–240 м), в целом подтвердился, но столь сложная структура месторождения оказалась совершенно неожиданной: 21 залежь высотой от 56 до 272 м в рамках четырех продуктивных горизонтов. На месторождении пробурены четыре поисковые и четыре разведочные скважины (минимальная глубина бурения 1609 м, максимальная – 4373 м). Общий объем проходки составил 25 032 м. В контуре месторождения оказались все восемь скважин, из которых две были ликвидированы по техническим причинам, вызванным авариями. Бурение пяти скважин было завершено испытаниями. Устойчивый максимальный дебит составил 467 тыс. м3/сут (штуцер диаметром 15 мм), при кратковременных отработках на больших диаметрах – до 700–740 тыс. м3/сут, абсолютно свободный дебит – 813 тыс. м3/сут. Испытан 41 объект.

1_1.png 

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Период изучения месторождения бурением занял пять летних сезонов, испытания скважин продолжались еще один сезон. Отчет по оценке запасов подготовлен в 1990 г. ФГУП «Арктикморнефтегазразведка». Эти исследования стали первым крупным открытием на Арктическом шельфе России, оказавшимся при этом и самым сложным по строению. С этим обстоятельством связаны технологические и методические трудности его разведки и оценки.

Размер структуры по замкнутым изогипсам –2100 м и –2900 м составляют 19 × 12 км и 16,5 × 10,5 км, амплитуды – 110 и 125 м соответственно. Три протяженных разрывных нарушения сбросового характера определяют блоковое строение складки. Амплитуда смещений изменчива по площади и разрезу и составляет 20–50 м. Плоскости сбрасывателя наклонены в северо-западном направлении. Кроме того, структурные планы по всем горизонтам осложнены большим числом относительно непротяженных разрывных нарушений и аномалий сейсмической записи, предположительно связанных с литологическими замещениями, положение которых в плане и разрезе зачастую совпадает.

Залежи Мурманского месторождения относятся к категории пластово-сводовых, литологически экранированных на участках замещения проницаемых пород (песчаников) непроницаемыми (глинами). Эти многочисленные латеральные контакты в терригенных триасовых отложениях по результатам сейсморазведочных работ уверенно не отслеживаются. Газоводяные контакты не были вскрыты ни одной из скважин и приняты условно: по нижним отверстиям перфорации или по подошве нижнего коллектора в интервалах перфорации. Из 21 залежи лишь залежь I4 вскрыта четырьмя скважинами, залежь III5 – тремя скважинами, восемь залежей – двумя скважинами, 11 залежей – одной скважиной. На рис. 2 показана структурная карта по кровле I продуктивного горизонта, на рис. 3 – геологический профиль по линии скважин 24 – 22 – 26.

1_1_1.png

Площади газоносности, подсчитанные по 21 залежи, различаются почти на порядок: от 24,9 млн до 183,8 млн м2. Площади газоносности четырех продуктивных горизонтов меняются от 161,4 млн до 746,3 млн м2, составляя в сумме 1724,4 млн м2. По шести залежам запасы полностью оценены категорией С1; площади подсчета запасов категории С1 по другим 15 залежам составляют от 14,7 до 58,7 % всей их площади газоносности.

Газонасыщенные толщины определяются литологическим выклиниванием продуктивных отложений. Характер выклинивания реально можно проследить лишь для залежи I4, а в остальных случаях условная линия выклинивания проводилась на середине расстояния между соседними скважинами. Средневзвешенные значения эффективных газонасыщенных толщин для 21 залежи месторождения меняются в пределах 0,6–5,8 м, составляя в среднем 2,5 м, а в сумме – 47,0 м.

Средние значения толщин для четырех продуктивных горизонтов образуют следующий ряд сверху вниз по разрезу: 3,2 – 0,8 – 2,1 – 2,2 м.

Значения объемов продуктивных отложений для 21 залежи месторождения меняются в пределах от 21,7 млн до 704,8 млн м3, составляя в сумме 4317,1 млн м3. Суммарные значения объемов для четырех продуктивных горизонтов образуют следующий ряд сверху вниз по разрезу: 2376,0 млн – 130,8 млн – 1236,5 млн – 573,8 млн м3. Объем продуктивных отложений месторождения с запасами категории С1 составляет 52,3 %.

Положение границ участков залежей с запасами категории С1 принималось по результатам геофизических исследований скважин и по условной линии литологического замещения, а для запасов категории С2 – по нижней отметке установленной продуктивности в скв. 23 и по линии контакта, проведенной через нее.

Запасы газа Мурманского месторождения по состоянию на 01.08.1994 здесь и далее оценены по старой классификации: всего запасов – 120,7 млрд м3, в том числе по категориям А + В + С1 – 59,1 млрд м3, по категории С2 – 61,6 млрд м3.

Газ всех продуктивных горизонтов однотипен и классифицируется как сухой, метановый, низкоазотный, низкоуглекислый, низкогелие- носный, бессернистый. Содержание метана 96–97 %.

1_1_2.png 

ОЦЕНКА ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ

Эксплуатационные скважины. При выборе типа, конструкции и количества скважин на месторож- дении, а также их размещения учитывается ряд параметров – от геологических особенностей залежи и насыщающих ее флюидов до принятых решений по обустройству, оптимальным уровням отборов и особенностям транспортировки сырья.

Мурманское месторождение включает 21 залежь, объединенную в четыре горизонта, представляющих самостоятельные объекты для разработки. По гео- логическим особенностям это пластово-сводовое, блоковое, литологически экранированное месторождение со значительной газонасыщенной толщиной (более 500 м) и существенными изменениями пластового давления по залежам (от 24,6 до 48,3 МПа). Ограничение по срокам эксплуатации морского месторождения, необходимость одновременного ввода в разработку максимального объема запасов, высокая стоимость скважин и ограничения по их количеству требуют принятия таких решений по разработке, которые позволят минимальным числом скважин обеспечить приемлемые уровни добычи и сроки эксплуатации. При этом одновременная эксплуатация разных горизонтов одной сеткой скважин ограничена большой разницей пластовых давлений. Здесь возможны два основных решения: приобщение верхнего горизонта после частичного истощения нижнего и дальнейшая совместная эксплуатация; применение совместно-раздельной эксплуатации отдельных горизонтов скважинами, оборудованными пакерами и самостоятельными лифтами для разных горизонтов. Второе решение значительно утяжеляет конструкцию скважин и усложняет технологию добычи, но позволяет получить приемлемые уровни добычи в более короткие сроки в сочетании с общим количеством скважин, необходимым для разработки.

1_1_3.png

Принимая во внимание малые величины толщин продуктивных пропластков, применение скважин с горизонтальными участками представляется нецелесообразным. В то же время для охвата запасов при кустовом бурении и для увеличения эффективной площади вскрытия продуктивных пластов рекомендуется применение наклонно-направленных скважин для одновременного вскрытия нескольких пропластков с минимальными углами вскрытия. Кроме того, с учетом низкой проницаемости (0,5–20.10-3 мкм2) целесообразно применить многозабойные скважины, когда вторичное вскрытие осуществляется не перфораторами, а забуриванием небольших горизонтальных стволов малого диаметра в продуктивных пластах, что позволит увеличить производительность скважин при умеренных депрессиях. Рабочие дебиты оцениваются на уровне 300–400 тыс. м3/сут при депрессиях около 5 МПа.

Бурение. Учитывая возможность применения скважин сложной конструкции для раздельно-совместной эксплуатации, рекомендуется их заканчивание в этом варианте на платформе, что позволит значительно повысить надежность эксплуатации по сравнению с подводным заканчиванием. При этом часть скважин, эксплуатирующих только один горизонт, может быть оборудована подводным заканчиванием, что позволит обеспечить их опережающее бурение с плавучей буровой установки (ПБУ) и ускоренный ввод в эксплуатацию после установки платформы. Скважины оборудуются подводной арматурой, включающей колонную головку с дистанционным управлением и системой датчиков телеметрии. Зона вскрытия продуктивного горизонта оборудуется системой датчиков для замера давления, температуры и влажности газа с непрерывной передачей телеметрии на платформу. Скважины объединяются в кусты, продукция кустов собирается в манифольды и райзерами подается на платформу.

Бурение с платформы осуществ- ляется через райзер с заканчиванием скважинной ячейкой на платформе. Зона вскрытия продуктивного горизонта оборудуется системой датчиков для замера давления, температуры и влажности газа с непрерывной передачей телеметрии на платформу.

Бурение и ремонт части скважин осуществляются с ПБУ типа плавучей полупогружной буровой установки или бурового судна с подводным заканчиванием. Скважины с заканчиванием на платформе бурятся с платформы.

Разбуривание скважин с подводным заканчиванием осуществляется кустами по 4–6 сква- жин. Темп бурения оценен как пять скважин в год одной ПБУ, включая подводное заканчивание. Прокладка подводных внутрипромысловых трубопроводов и установка манифольдов осуществляются, как правило, вспомогательными судами. Часть операций по обустройству может выполняться с ПБУ.

Бурение с платформы предусмотрено для скважин сложной конструкции, обеспечивающей совместно-раздельную эксплуатацию двух горизонтов. Темп бурения и обустройства оценивается на уровне семи скважин в год. С платформы также бурятся скважины, предусматривающие совместную эксплуатацию двух горизонтов, поскольку дострел и последующее повторное освоение скважины в случае подводного заканчивания является самостоятельной сложной и дорогостоящей задачей, тогда как с платформы такая операция является вполне штатной.

Обустройство. В условиях месторождения рекомендуется применение одной платформы на натяжных опорах типа TLP (рис. 4). Эти платформы в ледостойком исполнении предположительно позволяют обеспечить надежную круглогодичную эксплуатацию в условиях Мурманского месторождения со слабыми ледовыми нагрузками. Вместе с тем такое решение требует дополнительных исследований, равно как и решение проблемы периодического (по статистике, до одного-двух раз в год) появления в районе айсбергов.

Обустройство месторождения осуществляется обвязкой кустов скважин с подводным заканчиванием и заканчиванием на платформе. На рис. 5 показана принципиальная схема обустройства подводно-надводного промысла с применением платформ на натяжных опорах.

Надежная эксплуатация скважин потребует подачи на забой ингибитора гидратообразования, поскольку выдержать безгидратный режим работы в широком диапазоне давлений и температур не удастся, особенно в верхней части разреза и в подводных манифольдах. Соответствующее оборудование, включающее хранилище ингибитора, шлейфы подачи к кустам скважин и дозировочные насосы, может быть размещено на дне, а на платформе размещается комплекс сепарации газа и регенерации ингибитора.

1_1_4.png 

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Для выбора схемы разработки и дальнейших расчетов уровней добычи принимаются запасы на уровне С1 + С2/2.

Требование ввода в разработку всех запасов и исключение варианта выборочной разработки при условии, что основные запасы (75 %) сосредоточены в объек- тах I и III, приводит к поиску специальных решений по объектам II и IV. Освоение этих объектов самостоятельной сеткой скважин представляется экономически нецелесообразным.

Применение для объекта IV скважин с совместно-раздельной эксплуатацией с другим объектом имеет дополнительные трудности, связанные с высоким начальным пластовым давлением (до 48,3 МПа) и аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом порядка 1,5. В связи с этим рассмотрен вариант опережающей эксплуатации пласта IV до снижения пластового давления до величины, позволяющей совместную эксплуатацию с объектом III (ориентировочно до 40 МПа). На объекте IV предполагается эксплуатировать 9 скважин, которые после снижения давления достреливаются на объект III, и далее совместно эксплуатируют оба объекта.

Объект III эксплуатируется 12 скважинами, из которых 9 работают совместно с объектом IV.

Объект I является основным объектом разработки, содержащим примерно 50 % запасов месторождения. Объект эксплуатируется 17 скважинами, из которых 12 – совместно-раздельные с объектом II.

Фонд скважин по объектам формируется следующим образом:

– объект IV – 9 скважин, эксплуатируемых совместно с объектом III после снижения давления;

– объект III – 12 скважин, из которых 9 – совместные с объек- том IV;

– объект II – 12 скважин сов- местно-раздельной эксплуатации с объектом I;

– объект I – 17 скважин, из которых 12 – совместно-раздельной эксплуатации с объектом II.

Число наклонно-направленных скважин, эксплуатирующих разное число объектов, следующее: 8 – эксплуатируют один объект (5 – на объекте I; 3 – на объекте III); 9 – эксплуатируют два объекта (III и IV) совместно; 12 – эксплуатируют два объекта (I и II) совместно-раздельно. Итого: 29 скважин, в том числе 8 с подводным заканчиванием и 21 с заканчиванием на платформе (см. табл.).

1_1_5.png 

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВВОДА ЗАПАСОВ В РАЗРАБОТКУ

Вопрос последовательности ввода запасов в разработку для сложного многопластового морского месторождения является комплексным, и часто принимаемое решение становится компромиссом между необходимостью охвата всех запасов, экономикой проекта и техническими возможностями.

В данном случае с точки зрения разработки месторождения необходим первоочередной ввод в эксплуатацию объекта IV, чтобы получить возможность сов- местной эксплуатации скважин с объектом III, причем сделать это следует как можно раньше. Вместе с тем основные запасы сосредоточены в объектах I и III, а значит, для скорейшей окупаемости инвестиций их также необходимо вводить в эксплуатацию для получения приемлемых уровней добычи.

В то же время отказ от применения скважин с подводным заканчиванием для скважин, эксплуатирующих более одного объекта, значительно ограничивает возможности по опережающему бурению с ПБУ. Такое решение применимо для восьми скважин, и его рекомендуется использовать.

Таким образом, рекомендуется ввести в частичную разработку объекты I и III скважинами с подводным заканчиванием. Далее – полностью разбурить и ввести в эксплуатацию объект IV, после чего произвести разбуривание и ввод в эксплуатацию объекта II сов- местно-раздельно с объектом I.

Из таблицы видно, что для варианта разработки месторождения самостоятельной сеткой скважин на каждый объект необходимо в общей сложности 50 скважин. В то же время применение совместной и совместно-раздельной эксплуатации позволяет ограничиться 29 скважинами, из которых 12 – с совместно-раздельной эксплуатацией, 9 – с совместной эксплуатацией и 8 – с самостоятельной сеткой.

1_1_6.png

ДОБЫЧА

Произведен расчет основных показателей разработки по объектам. Представлены суточные отборы газа и накопленная добыча по годам (рис. 6), а также динамика пластовых, забойных и устьевых давлений по годам для объектов I, III, IV (рис. 7).

Добыча газа из объекта II осуществляется в течение 5 лет, для объекта IV – 7 лет, а основные объ- екты II и III эксплуатируются в течение 15 лет (см. рис. 6), после чего устьевое давление снижается ниже давления забрасывания (см. рис. 7). Надо отметить, что пос- ле отработки объекта II до снижения давления на устье ниже 5 МПа вся энергетика платформы может использовать низконапорный газ объекта II в течение срока эксплуатации месторождения.

Максимальная суточная добыча достигает 11 млн м3/сут на четвертый год эксплуатации. Относительно постоянная добыча составляет 6 лет, после чего происходит постепенное снижение добычи. Это связано со снижением при падении давления в залежах добычи и выбытием из эксплуатации второстепенных объектов. В то же время такое распределение отборов по годам позволяет уменьшить срок окупаемости проекта.

 

ТРАНСПОРТ

При освоении газовых ресурсов Арктики используются подводный газопровод и танкерный вывоз сжиженного или сжатого газа. В ряде случаев ни один из вариантов не может быть экономически оправдан и реализован из-за присутствия тяжелых льдов и (или) удаленности от береговой инфраструктуры. В случае с Мурманским месторождением в силу относительной мягкости природных условий и приемлемой удаленности от берега могут рассматриваться два варианта. Во-первых, подводный газопровод, когда газ поставляется на береговой терминал в районе пос. Териберка с последующей подачей потребителям Кольского п-ова, прежде всего в Мурманск и Североморск. Бóльшая часть газа при этом сжижается и отгружается на танкер с последующей поставкой на мировой рынок. Во-вторых, сжатие газа на платформе с отгрузкой на танкер сжатого газа и последующей поставкой потребителям Кольского п-ова и на рынок.

Надо признать, что при наличии технической возможности второй вариант представляется достаточно экзотичным, поскольку его реализация сопряжена с целым рядом проблем, а именно с необходимостью строительства специализированного флота ледового класса, обеспечения надежной ритмичности отгрузки в условиях Арктики, наличием специализированных береговых терминалов для приемки сжатого газа в местах поставки и др. И это при том, что рекомендуемая к применению на месторождении платформа на натяжных опорах слабо подходит для размещения на ней столь объемного оборудования, как комплекс компримирования, что может потребовать строительства отдельной платформы для этих целей и негативно скажется на совокупной экономике проекта. В связи с этим предпочтительнее выглядит первый вариант.

Анализ и предварительные расчеты трубопроводного транспорта газа показывают, что при максимальной добыче на уровне 4 млрд м3/год и расчетных темпах падения давления необходимо предусмотреть компримирование газа перед подачей в газопровод уже на второй-третий год эксплуатации месторождения.

Предварительные гидродинамические расчеты показывают, что для транспорта газа на берег необходимо строительство подводного газопровода высокого давления диаметром 400 мм в двухниточном исполнении в целях резервирования. Целесообразно рассматривать два варианта прокладки газопровода: до пос. Териберка (около 240 км); до Североморска или Мурманска через Кольский залив (около 340 км) с учетом рельефа дна, удлиняющим газопровод примерно на 10 %. Второй вариант (рис. 8) представляется более предпочтительным с точки зрения прокладки, поскольку позволяет избежать строительства сухопутного участка до основных потребителей газа – Мурманска и Североморска, но формирует дополнительную потерю давления в газопроводе порядка 5 МПа.

В то же время при расчетном давлении на входе в газопровод около 25 МПа конечное давление составит около 10 МПа, что позволяет избежать промежуточной дожимной станции в районе пос. Териберка.

 

РЫНОК СБЫТА

Предварительный анализ потенциального рынка потребления газа Мурманского месторождения показывает, что полная газификация Кольского п-ова для обеспечения теплоснабжения экономически нецелесообразна, поскольку потребует значительных инвестиций в создание магистральных и распределительных сетей в сложном рельефе. Использование газа для выработки электроэнергии также не выглядит привлекательным, учитывая, что альтернативой газу является выработка электроэнергии на Кольской АЭС, которая на сегодня имеет избыточные энергомощности. Ситуация может измениться, когда из эксплуатации будут выведены первый и второй энергоблоки станции, что приведет регион к энергодефицитности, однако «Росэнергоатом» принял программу мероприятий по про- длению сроков эксплуатации энергоблоков станции до 60 лет, т. е. до 2033–2034 гг. [4].

Одновременно в Мурманской обл. предпринимаются усилия по переводу ряда котельных с ма- зута и угля на электроэнергию, интенсивность которых зависит в значительной степени от тарифов, которые потенциально могут устанавливаться в каждом случае индивидуально.

Таким образом, в обозримой перспективе целесообразно говорить об использовании газа для нужд теплоснабжения основных потребителей тепла на Кольском п-ове – Мурманска и Североморска, которые сегодня сжигают уголь и мазут, доставляемые по железной дороге за тысячи км. Анализ теплопотреб- ления этих городов показывает, что для обеспечения всех потребностей в тепле достаточно подачи до 1 млн м3 газа в сутки в отопительный период. Оставшиеся 10 млн м3 газа в сутки могут использоваться, например, в производстве метанола, который поставляется на рынок танкерной отгрузкой из Мурманского порта.

 

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ МУРМАНСКА И СЕВЕРОМОРСКА

Представляется целесообразным рассмотреть подробнее сценарий, когда газ месторождения используется только в целях теплоснабжения Мурманска и Североморска. Потенциально экономически оправдан перевод теплоснабжения на газ только Мурманска и Североморска как основных потребителей тепла. В этом случае освоение месторождения проводится по упрощенной схеме путем бурения куста из пяти-шести скважин (с учетом резервирования) с подводным заканчиванием на горизонт IV с последующим подключением горизонта III по мере снижения пластового давления горизонта IV.

Транспорт газа в район Североморска осуществляется подвод- ным газопроводом в две нитки (одна нитка резервная) внутренним диаметром около 170 мм каж- дая. При уровне добычи 1 млн м3/сут при начальном пластовом давлении более 40 МПа можно обеспечить бескомпрессорную подачу газа в газопровод в течение периода, превышающего срок эксплуатации скважин, т. е. более 15–20 лет. Для устойчивой работы промысла и подачи газа в газопровод без сепарации необходима подача ингибитора гид- ратообразования и коррозии на забой скважин, для чего преду- сматривается подводная емкость для ингибитора с возможностью пополнения танкером по мере необходимости. Кроме того, необходимо подать на промысел электроэнергию для работы сис- тем управления и телеметрии, а также дозировочных насосов подачи ингибитора. Для этого прокладывается подводный кабель из пос. Териберка.

Береговой комплекс включает модуль низкотемпературной сепарации и редуцирования, модуль регенерации ингибитора и блок управления.

 

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На сегодня существуют технические и технологические решения, позволяющие начать освоение Мурманского газового месторождения фондом из 29 скважин с разными конструкциями и способом заканчивания с использованием одной платформы на натяжных опорах.

Полное освоение месторождения возможно при положительных результатах экономической оценки проекта.

Освоение месторождения для нужд теплоснабжения Мурманска и Североморска потенциально привлекательно с учетом высокой затратности и низкой эффективности существующей системы на основе сжигания угля и мазута.

Перед началом проектирования разработки и бурения с учетом сложного геологического строения рекомендуется провести на площади 3D-сейсмическое зондирование.

Характеристика фонда добывающих скважин Characteristics of the producing well stock

Объект 

Object

№ скважины 

No. of well

Дебит, тыс. м3/сут

Flowrate, thousand m3/day

I

17

400

в том числе 12-II 

including 12-II

350–400

II

12

350–400

в том числе 12-I 

including 12-I

400

III

12

300

в том числе 9-IV 

including 9-IV

300

IV

9

300

в том числе 9-III 

including 9-III

300





← Назад к списку