USD 73.4747

-0.28

EUR 89.4995

-0.17

BRENT 65.66

-0.38

AИ-92 44.31

+0.02

AИ-95 48.19

+0.02

AИ-98 53.68

0

ДТ 48.76

0

9 мин
499
0

Шельф Сахалина: ресурсная база и перспективы освоения газоконденсатных месторождений Киринского блока

Шельф Северо-Восточного Сахалина достаточно хорошо изучен региональными, поисковыми и детальными геофизическими работами. Систематические геолого-геофизические исследования в регионе были начаты в 1957–1958 гг. Среди них преобладали сейсмические работы 2D, по результатам которых были открыты крупные нефтегазоконденсатные месторождения – Чайво, Лунское, Пильтун- Астохское, Одопту.

Шельф Сахалина: ресурсная база и перспективы освоения газоконденсатных месторождений Киринского блока

Киринский блок расположен в южной части Северо-Сахалинского прогиба. Современная структура прогиба была сформирована в результате нескольких этапов тектогенеза. Для двух из них - камчатского (поздний мел - палеоген) и сахалинского (плиоцен- четвертичное время) – были характерны высокоамплитудные вертикальные подвижки. Два других – курильский (ранний миоцен) и алеутский (средний миоцен), как считают, были проявлены гораздо слабее. Тектонические структуры прогиба представляют собой довольно простые антиклинальные и синклинальные формы, по- видимому, унаследовано повторяющие поднятия и опускания фундамента.

  • На шельфе, где был выделен Киринский блок (рис. 1), по данным сейсморазведки выявлены крупные структуры – Киринская, Южно – Киринская, Мынгинская. В 1992 г. на Киринской структуре в результате бурения скв. 1 было открыто газоконденсатное месторождение в породах дагинского горизонта миоцена. В 2009 и 2010 гг. ООО «Газфлот» здесь были пробурены разведочные скв. 2 и 3, подтвердившие высокие перспективы дагинских образований. В 2010- 2011 гг. ООО «Газфлот» были пробурены две скважины на Южно – Киринской структуре. Обе скважины установили промышленную газоконденсатную залежь в породах того же дагинского горизонта. В 2011 г. на Мынгинской структуре была пробурена скв. 1 – первооткрывательница газоконденсатного месторождения также в дагинском горизонте.

В результате, в Киринском блоке пробурены шесть глубоких разведочных скважин и открыто три газоконденсатных месторождения в породах дагинского горизонта. Запасы УВ сырья Киринского ГКМ составляют около 180 млн. т. у. т. Ресурсная база Киринского блока по категории С12 составляет по газу порядка 750 млрд.м3 (табл. 1).

  • Залежи УВ на шельфе Северо- Восточного Сахалина найдены в диапазоне от олигоцена до плиоцена, но большинство из них приурочены к породам дагинского горизонта. Коллекторы представлены песчано-алевритовыми пластами, сформировавшимися преимущественно в условиях дельты, авандельты, верхней сублиторали. Коллекторы имеют пористость 17- 25%, проницаемость до 1 Да и более. В пределах блока на Киринском ГКМ открыто четыре продуктивных пласта в дагинских образованиях, на Южно- Киринском ГКМ – 2 пласта, и на Мынгинском - 1 пласт (табл.2). Западнее Киринского блока на Лунском месторождении в среднем- нижнем миоцене мощностью 1180 м выделено 19 песчано и песчано- алевритовых пластов мощностью до 100 м. Там открыто 11 залежей УВ.

Отличительной особенностью нефтей и конденсатов шельфа северо-восточного Сахалина является низкое содержание серы, а в газах отсутствие сероводорода, что связано с приуроченностью залежей углеводородов к терригенным отложениям.

Газы метановые, бессернистые, полужирные. Состав их для верхних пластов дагинской свиты Лунского и Киринского месторождений примерно одинаков, отмечается закономерное их утяжеление вниз по разрезу.

Состав газа Киринского месторождения по площади и разрезу сравнительно постоянен. Содержание метана в нем 89,9-91,98%, этана – 4,1-5,26%, пропана – 1,29-1,88%, бутана – 0,34-0,61%, пентана-0,05-0,27%, азота – 0,13-1,83%, углекислого газа – 0,38-1,39%. Удельный вес газа 0,7936-0,8240 кг/м3. Содержание гелия не превышает тысячной доли процента, азота и углекислого газа в сумме не более 5%.

Конденсаты малосмолистые (до 0,18%), малопарафинистые (0,06-0,66%). Конденсаты имеют плотность от 0,741 до 0,805 г/см3, возрастающую вниз по разрезу. По преобладанию в групповом составе метановых УВ, они относятся к метаново-нафтеновому типу и содержат более 50% метановых УВ. Температура кипения возрастает в пределах от 32° до 55°С. В конденсатах отмечено абсолютное преобладание бензиновых фракций, что характерно для неглубоких залежей. С ростом глубины и, соответственно, давления и температуры возрастает доля керосино-масляных фракций.

Результаты исследований позволяют рекомендовать два варианта переработки конденсатов Киринского месторождения:

  • топливный вариант- использование бензиновых, керосиновых и дизельных фракций конденсатов из всех изученных скважин в качестве основы в процессах получения топлив различных марок;

  • нефтехимический вариант- производство ценного ароматического сырья для нефтехимии- бензола, толуола, ксилолов, поскольку содержание их в конденсатах высокое.

 

Рис.1 Схема расположения Киринского блока и открытых месторождений углеводородов

Табл. 1 Ресурсная база Киринского блока



Проектные решения по разработке и обустройству месторождений Киринского блока лицензионного участка «Сахалин-3» обусловлены тремя основными факторами: наличием сезонного ледового режима, глубиной воды и расстоянием до объектов береговой инфраструктуры.

Учитывая относительно небольшое количество скважин и близость береговых сооружений, разработка и обустройство Киринского ГКМ предусматривается с использованием подводных технологий добычи, что позволяет сократить сроки ввода месторождения, и обеспечить транспортировку углеводородов до береговых сооружений в многофазном состоянии.

Промысел создается скважинами с подводным заканчиванием, которые соединяются промысловыми трубопроводами со сборным манифольдом, откуда сборный подводный трубопровод обеспечивает доставку продукции скважин на береговую УКПГ. 

Проект подводного промысла должен удовлетворять следующим условиям:

  • длительная эксплуатация при минимальном техническом обслуживании;

  • постоянный мониторинг состояния и управление с берегового диспетчерского пункта;

  • дублирование особо критических систем и узлов;

  • автоматическое выполнение операций аварийного останова по сигналам, выдаваемого системой самотестирования;

  • наличие возможности раннего диагностирования событий, ведущих к необходимости технического обслуживания;

  • наличие возможности модульной замены агрегатов и узлов с помощью дистанционно управляемых подводных аппаратов в ледовый период;

  • наличие возможности запуска и приема диагностических устройств в трубопровод в районе его выхода на берег;

  • наличие возможности проведения в безледный период внутрискважинных работ с плавучих средств с доступом к устью скважины через блок фонтанной арматуры без его демонтажа;

  • наличие возможности встраивания в добычной комплекс нового оборудования на последующих стадиях эксплуатации и его подключения к системе управления;

  • наличие возможности подключения второго дублирующего пункта управления с последующей передачей ему диспетчерских функций;

  • наличие возможности наращивания производительности за счет подсоединения дополнительных скважин или соединения с соседними месторождениями.


Табл. 2 Сравнительная характеристика продуктивных пластов ГКМ Киринского блока (по ГИС)


В настоящее время мировой уровень подводных технологий способен удовлетворить большинство приведенных условий, поэтому впервые в российской практике добыча продукции на месторождении будет осуществляться с подводного газового промысла. Свои решения в области подводных технологий предлагают различные компании – Aker Kvaerner, FMC Technologies, FMC & Siemens Technology, Framo Engineering. В процессе развития подводных технологий были опробованы различные технические предложения. В конечном счете, разработчики подводных добычных комплексов (ПДК) пришли к нескольким базовым техническим и схемным решениям, у каждого из которых есть свои преимущества и недостатки, поэтому выбор того или иного варианта осуществляется в зависимости от конкретных условий.

Современные подводные добычные комплексы включают в себя полный набор оборудования для добычи. Компактность и модульный принцип построения конструкций оборудования позволяет осуществить транспортировку на месторождение, установку и соединения элементов ПДК в относительно небольшой период времени, ограниченный погодными условиями или ледовой обстановкой. Для выпускаемых подводных добычных комплексов различной конфигурации разработана полная номенклатура технических средств и инструментов для монтажа, демонтажа и обслуживания оборудования под водой, как  с помощью водолазов, так и посредством дистанционно управляемых подводных аппаратов.

Первоочередной объект для ввода в разработку – Киринское ГКМ подготовлено к эксплуатации. Разработку Южно-Киринского ГКМ и Мынгинского ГКМ наиболее рационально вести комплексно, ввиду особенностей геологического строения залежей, величины запасов по объектам. Прогнозные уровни добычи газа, обоснованные расчетами по гидродинамическим моделям, месторождений Киринского блока приведены на рисунке 2.


Рис.2 Прогноз уровней добычи по Киринскому блоку

Разработка Киринского газоконденсатного месторождения будет осуществляться по следующему сценарию:

  • проектный уровень добычи газа – 5,5 млрд.м3/год;

  • фонд эксплуатационных скважин – 7 ед., бурение которых будет осуществляться ППБУ «Полярная звезда» (рис. 3);

  • планируемый средний дебит скважины – 2,2 млн.м3/сут;

  • продолжительность периода постоянной добычи – 12 лет;

  • отбор газа за период постоянной добычи – 77 млрд.м3.

Схемой обустройства Киринского ГКМ (рис. 4) предусмотрено строительство:

  • подводного добычного комплекса, состоящего из манифольда, трубопроводов и шлангокабелей, проложенных по дну моря, внутрипромысловых трубопроводов и коммуникаций системы сбора газа с узлами подключения скважин, береговой площадки управления ПДК (рис. 5);

  • берегового технологического комплекса (БТК), состоящего их площадок УКПГ, Промбазы, вахтового жилого комплекса (ВЖК), электростанции собственных нужд (ЭСН), водозабора, очистки и утилизации промстоков;

  • газосборного коллектора от манифольда до УКПГ (44 км) и магистрального газопровода (2,1 км);

  • внитрипромыслового конденсатопровода от УКПГ до действующего нефтепровода компании СЭИК (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд) (9 км).

При строительстве подводного добычного комплекса завершены работы:

  • укладка внутрипромысловых трубопроводов и шлангокабелей системы сбора газа от скважин до манифольда (14 км);

  • укладка газосборного коллектора, трубопровода моноэтиленгликоля (МЭГ) и основного шлангокабеля от манифольда до берега (29 км).

Ведутся прочностные испытания трубопроводов, а также подключение трубопроводов и шлангокабелей к подводному оборудованию через специальные вставки.

Добытый и подготовленный к транспортировке газ будет подаваться в магистральный газопровод до «ГКС Сахалин». Длина газопровода - 150 км, диаметр – 1000 мм, давление – 10 МПа.


Рис.3 ППБУ «Полярная звезда»


Рис. 4 Схема обустройства Киринского ГКМ


Рис. 5 Подводный добычной комплекс Киринского ГКМ

Используемые технологии при реализации проекта

Впервые в России добыча углеводородного сырья будет осуществляться с помощью подводно-добычного комплекса.

Технологии, применяемые при обустройстве месторождений, позволяют осуществлять промышленно-хозяйственную деятельность с минимальным негативным воздействием на экологическую систему региона. Привлечение к проекту ведущих отечественных и мировых компаний поставщиков оборудования и услуг. Регулярный экологический мониторинг окружающей природной среды и состояния недр. Использование норм и правил в области охраны труда, промышленной и экологической безопасности (стандарты ISO 14001, OHSAS 18001), в том числе применяемых ОАО «Газпром».

Подводя итоги отетим:

Первое. В Киринском блоке выполнены сейсморазведочные работы 2D и 3D, по результатам которых пробурено шесть глубоких поисково- разведочных скважин и открыто одно уникальное и два крупных газоконденсатных месторождения. Геологические запасы газа и конденсата месторождений по категории С1 составляют порядка 330 млрд. м3, по категории С2 417 млн. м3.

Второе. Киринское месторождение подготовлено к разработке. Впервые в России добыча углеводородного сырья будет осуществляться с помощью подводно-добычного комплекса.

Третье. Южно-Киринское и Мынгинское месторождения находятся на стадии разведки, на структурах следует пробурить еще несколько разведочных скважин. Созданы геологические и гидродинамические модели месторождений, на основе которых подготовлен прогноз добычи УВ сырья Киринского блока в целом.

Четвертое. Ввод в разработку месторождений Киринского блока:

  • внесет существенный вклад в реализацию «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения»;

  • газ проекта «Сахалин-3» является основной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин-Хабаровск-Владивосток»;

  • стимулирует развитие местных предприятий за счет новых заказов для них, создание новых рабочих мест, привлечение и обучение молодых специалистов.

Пятое. Дальнейшие перспективы прироста запасов на Киринском блоке связаны с проведением сейсморазведки 3D на недоизученной площади вдоль береговой линии и обоснованием перспективных объектов в мезозойском фундаменте.



Статья «Шельф Сахалина: ресурсная база и перспективы освоения газоконденсатных месторождений Киринского блока» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, 2013)

Авторы:
Читайте также