История развития Штокмановского месторождения

Размещено на http://allbest.ru

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Реферат

История развития Штокмановского месторождения

Латюк Е. С.

ФРМ-1601

Москва 2016г.

Содержание

Введение

1. Начальные этапы

2. Подрядчики предварительного проектирования

3. Бурение

4. Технологии и отдельные поставщики

5. Основные данные

6. Заморозка проекта

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Природный газ - одно из важнейших горючих ископаемых, занимающие ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырьё для химической промышленности. Газ в качестве источника энергии является наиболее экологически чистым, в природе имеются значительные его запасы, что позволяет назвать природный газ топливом 21 века.

Запасы его в России превосходят аналогичные показатели других газоносных территорий мира в несколько раз. Поэтому РФ приобрела статус энергетической «кладовой» Земли. Газовой промышленности России уже более 65 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК (топливно-энергетического комплекса) - угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности.

Увеличение объема потребления газа в России, странах Европейского Союза и государствах СНГ обусловлено, главным образом, очевидными его преимуществами перед другими видами топлив. В связи с этим Штокмановское газоконденсатное месторождение (ГКМ) имеет стратегическое значение для страны.

Штокмановское (Штокманское) газоконденсатное месторождение - одно из крупнейших месторождений в мире. Открыто в 1981 году сотрудниками производственного объединения «Арктикморнефтегазразведка» (Мурманск). Арктика таит в себе значительные нетронутые запасы нефти и газа, которые предстоит освоить. Месторождение названо в честь советского учёного-океанолога профессора В. Б. Штокмана.

1. Начальные этапы

Обширное Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части российского сектора Баренцева моря приблизительно в 500 км от г. Мурманска и в 600 км от Кольского полуострова. Это одно из крупнейших открытых морских газовых месторождений в мире, однако, его разработка имеет определенные сложности. Глубины моря в районе месторождения достигают 350 м.

Кроме того, суровые арктические условия Баренцева моря являются серьезным препятствием на пути компаний, разрабатывающих месторождение. Месторождение площадью 1400 км2 имеет 4 продуктивных пласта, залегающих на глубине до 2300 м.

Срок эксплуатации составляет 50 лет при поддержании расчетных уровней добычи. Расчетный объем запасов категории C1+C2 на Штокмановском месторождении составляет 3,8 трлн м3 газа и 37 млн тонн газового конденсата, что превышает общемировой объем потребления газа.

В конце декабря 2006 г. ОАО “Газпром” объявило о планах совместного строительства с участием “Росатома” (Федерального агентства по атомной энергии РФ) двух плавучих атомных электростанций в рамках разработки Штокмановского месторождения.

Было запланировано построить две электростанции которые вырабатывали бы электроэнергию как для обеспечения добычи, так и для транспорта продукции, что позволило бы значительно сократить расход топлива по сравнению с вариантом, предусматривающим использование природного газа.

В апреле 2007 г. на судостроительном комплексе “Севмаш” в г. Северодвинске Архангельской области, в условиях активного противодействия со стороны местного населения и активистов экологического движения, началось строительство первой из двух плавучих атомных электростанций. В определенных кругах высказывались опасения, что плавучие атомные электростанции могут стать легкой мишенью для террористов.

По словам Юрия Шарова из концерна “Росэнергоатом”, российского государственного предприятия, занимающегося изготовлением ядерных реакторов, реактор необходим для выработки дополнительных 2,5 ГВт электроэнергии. Г-н Шаров уточнил, что для выработки электроэнергии в режиме пиковой нагрузки Штокмановское месторождение является стратегическим, в качестве основной сырьевой базы для экспорта российского газа в Европу по газопроводу “Северный поток” (Nord Stream), а также для производства сжиженного природного газа.

В 2006 - 2007 годах российская монопольная компания подала ряд разных “сигналов”, относящихся к разработке месторождения. Так, в ноябре 2006 г. “Газпром” объявил о том, что возможность обмена активов Штокмановского месторождения все еще существует, однако в заявках, ранее представленных зарубежными компаниями, не предлагались активы, сопоставимые с запасами Штокмана.

По всей видимости, на тот момент использование иностранных подрядчиков и их технологий в целях проведения геологоразведочных работ в северном секторе моря считалось наилучшим вариантом для “Газпрома”.

Данная позиция противоречила сделанному ранее заявлению, в котором “Газпром” предлагал зарубежным компаниям принять участие в проекте в качестве операторов, исключая при этом возможность продажи долей участия.

Однако зарубежные партнеры, участвовавшие в переговорах, открыто заявили о своем нежелании участвовать в реализации проекта только в качестве подрядчиков, а также о своей готовности пойти на риск лишь при условии предоставления им доступа к ресурсам “Газпрома”. Фактически, к тому моменту “Газпром” уже сотрудничал с компаниями “БАСФ” (BASF), “Э.ОН” (E.ON) и “Эни” (Eni), и планировал приступить к работе с компанией “Шелл” (Shell).

Затем “Газпромбанк” (банковское подразделение “Газпрома”) объявил о своих планах предоставления синдицированного кредита для покрытия общих затрат на реализацию Штокмановского проекта.

При этом компания “Статойл” (Statoil) не только проводила предварительные переговоры с “Газпромом”, но и, по мнению специалистов, являлась наиболее вероятным кандидатом на роль партнера благодаря своему опыту работ в суровых условиях морского шельфа Норвегии и на месторождении Белоснежка (Snow White), владению новыми технологиями производства СПГ, а также в связи с наличием у компании опыта работы на рынке США и доступа к нему.

К первой половине 2007 г. планировалось объявить о выборе партнера. Вся эта эпопея пришла к завершению в 2008 году, когда вновь образованной компании “Статойл-Гидро” (StatoilHydro) была предоставлена доля участия в размере 24%.

Вскоре после этого французская компания “Тоталь” (Total) получила 25%. В феврале 2008 г. при участии всех трех компаний была учреждена фирма “Штокман Девелопмент”, которая будет заниматься проектированием, финансированием, а также строительством и эксплуатацией месторождения на 1-м этапе. До того, как в феврале 2008 г. была создана компания “Штокман Девелопмент”, “Газпром” выступил с рядом заявлений.

В октябре 2006 г. “Газпром” заявил о своем намерении осуществлять разработку Штокмановского месторождения самостоятельно, без привлечения иностранных партнеров.

Вскоре после этого, 13 октября, компания “Газфлот” (дочернее предприятие ОАО “Газпром”) подтвердила, что результаты бурения разведочной скважины N7, вопреки ожиданиям, оказались положительными и продемонстрировали, что объем извлекаемых запасов Штокмановского месторождения значительно превышает прежние оценки.

Эта новость послужила причиной заявления “Газпрома”, в котором компания сообщила о готовности принять на себя весь риск и отказаться от участия в проекте западных компаний.

Скважина N7 находится в 50 км от побережья Кольского полуострова на участке с глубиной моря 340 м. Бурение осуществлялось с полупогружной буровой установки “Дипси Дельта” (Deepsea Delta), предоставленной компанией “Норск Гидро” (Norsk Hydro). Последовавшее за этим заявление “Газпрома” о намерении привлечь западные компании только в качестве подрядчиков отвечало общим ожиданиям, основанным на результатах бурения, которые были получены “Газфлотом”.

Представители отрасли ожидали, что на этом все и закончится. Однако последовали новые повороты сюжета: компании “Тоталь” и “Статойл-Гидро” были объявлены партнерами, после чего появились новые планы разработки. Несмотря на то, что оператором и владельцем объектов инфраструктуры проекта станет компания “Штокман Девелопмент”, ей не будет принадлежать лицензия на Штокмановское месторождение, владельцем которой является компания “Севморнефтегаз”. Согласно первоначальным прогнозам “Газпрома”, разработка месторождения должна была начаться в 2007 г., а добыча - в 2010 г. Вскоре после этого, в 2012 г., планировалось приступить к полномасштабной добыче продукции, главными потребителями которой должны были стать США и страны Европы.

На следующем этапе проекта предусматривалась прокладка трубопровода до Германии, что позволило бы осуществлять поставки газа в Европу. В США планировалось поставлять приблизительно 25% от общего объема СПГ. Однако затем Владимир Путин пригласил европейские компании к участию в проекте разработки Штокмановского месторождения в обмен на внесение поправок в европейскую Энергетическую хартию (ранее предполагалось, что большая часть газа, добываемого на Штокмановском месторождении, будет поставляться на американский рынок).

Следующим поворотом сюжета стало заявление “Газпрома” о его готовности увеличить долю ЕС на 20 - 45 млрд м3 природного газа за счет сокращения доли США в обмен на смягчение условий продажи газа в Европе. Кроме того, компания “Э.ОН Рургаз” (E.ON Ruhrgas), крупнейший покупатель российского газа, подписала долгосрочный контракт с “Газпромом” и, тем самым, намекнула о готовности обеспечить стабильный сбыт, что в свою очередь позволило бы российскому монополисту получить кредиты под низкие проценты.

Фактически именно по этой причине после внесения изменений в предполагаемые маршруты транспортировки компания “Э.ОН Рургаз” была включена в перечень предварительно отобранных потенциальных участников Штокмановского проекта.

Сбыт 80% газа, добываемого на месторождении, планировалось проводить через торговую компанию, учрежденную “Газпромом”. Реализация остальных 20% осуществлялась бы ООО “Газэкспорт”, 100%-м дочерним предприятием “Газпрома”. ОАО “Газпром” рассматривало возможность участия компаний “Семпра Энерджи” (Sempra Energy) и “Бритиш Газ” (British Gas) в организации сбыта газа.

Общая сумма плановых затрат на реализацию Штокмановского проекта, которую “Газпром” предпочитало не называть, составляло порядка 40 млрд долларов США, что является значительным объемом капиталовложений с учетом сложных задач, стоящих перед компанией-оператором, а также прогнозов, согласно которым эксплуатация Штокмановского месторождения может начаться не раньше 2035 г. К числу основных факторов, осложняющих реализацию Штокмановского проекта, относилось использование неопробованных технологий разработки морского месторождения, отсутствие ясности в части налогового режима и значительные расходы на транспортировку.

Строящийся в то время трубопровод “Северный поток” должен был стать основным маршрутом доставки продукции, добываемой на Штокмановском месторождении, на рынки европейских стран. Помимо прочих проблем озабоченность также вызывало глобальное потепление. По данным Гидрометцентра России потепление приведет к более интенсивному образованию айсбергов и, как следствие, к удорожанию проекта в связи с усложнением условий разработки. В проекте необходимо было учитывать дрейф айсбергов массой до 1 000 000 т со скоростью 0,25 м/с, а также движение плавучих льдов со скоростью до 1 м/с. Поэтому важными элементами проектируемых сооружений являлись наклонные ледостойкие борта в зоне воздействия льда.

После заявления о выборе партнеров и образования совместного предприятия “Штокман Девелопмент” “Газпром” приступил к рассмотрению конкретной модели экономической деятельности в рамках проекта. Были изменены плановые сроки начала добычи и поставок газа. Сроки начала поставок СПГ были перенесены с 2011 г. на 2014 г., а начало транспортировки газа по газопроводу Видяево - Волхов до газопровода “Северный поток” было запланировано на 2013 г.

В апреле 2007 г. были утверждены следующие

расчетные годовые объемы добычи газа на

Штокмановском месторождении:

* 35 млрд м3 к 2016 г.

* 71 млрд м3 к 2020 г.

* 80 млрд м3 к 2030 г., после чего годовые объемы добычи стабилизируются на уровне 80 млрд м3.

С учетом размеров Штокмановского месторождения и прогнозируемых объемов добычи до 2035 г. разработка каких-либо других запасов газа в районе Баренцева моря не планировалась.

Компании “Газпром” и “Халлибертон” (Halliburton) приняли решение о создании совместной группы специалистов. Оборудование, технологии и опыт компании “Халлибертон” применялись при реализации Штокмановского проекта.

Объявленная себестоимость добычи на месторождении на тот момент составила 25-26 долларов США за 1000 м3 продукции. Впоследствии работы по организации разработки месторождения осуществлялись в достаточно высоком темпе.

В октябре 2007 г. для изучения Штокмановского месторождения в рамках программы исследований, проводимых учеными “Газпрома”, была использована летающая лаборатория на базе самолета Ан-26. Исследовательский самолет принадлежит Полярному научно-исследовательскому институту морского рыбного хозяйства и океанографии им. Н.М. Книповича. Был проведен комплексный анализ экологии района, включая состояние растительности, а также популяций птиц и морских животных. Всего Ан-26 выполнил 9 полетов в целях сбора необходимых данных в дополнение к информации.

Вслед за этим, в ноябре 2007 г., “Газпром” объявил о планах создания к концу декабря 2007 г. отдельной компании для реализации 1-го этапа проекта.

В середине января 2008 г. предприятию “Выборгский судостроительный завод” и компании “Самсунг Хэви Индастриз” (Samsung Heavy Industries, Южная Корея) был присужден контракт на строительство двух секций верхних строений полупогружных буровых установок для Штокмановского месторождения.

“Газпром” провел совещание по 1-му этапу проекта, в ходе которого задействованным подразделениям и дочерним предприятиям было поручено выполнение соответствующих задач.

В феврале 2008 г. СП “Штокман Девелопмент” прошло официальную регистрацию, после чего была выбрана площадка для строительства транспортно-технологического комплекса поблизости от пос. Териберка Мурманской области.

При этом продолжались активные дебаты на тему применения атомной энергии, в ходе которых компания “Статойл-Гидро”, как участник Штокмановского проекта, подверглась критике со стороны активистов экологического движения в связи с возможным использованием на месторождении электроэнергии, вырабатываемой плавучей АЭС, что, по их мнению, могло привести к аварии с выбросом радиоактивных веществ.

В марте 2008 г. компания “Штокман Девелопмент” выбрала указанных ниже подрядчиков для предварительного проектирования на 1-м этапе. К середине 2009 г. предполагалось завершить предварительное проектирование.

2. Подрядчики предварительного проектирования

* “Дорис Энжиниринг” (Doris Engineering, Франция)

* “Технип” (Technip, Франция)

* “Джей Пи Кенни” (JP Kenny, Великобритания)

* “Рубин” (Россия)

* “Гипроспецгаз” (Россия)

Компания “Дорис Энжиниринг” специализируется на реализации проектов добычи нефти и газа на морских месторождениях и разрабатывает технические решения для выполнения работ в суровых климатических условиях, в удаленных регионах и на глубоководных участках.

Компания “Технип” специализируется на выполнении опытно-конструкторских работ, строительстве и предоставлении услуг для нужд нефтегазовой и нефтехимической отраслей.

Отделения компании во Франции (в Париже) и в Санкт-Петербурге будут отвечали за выполнение подрядных работ. Компании были присуждены два дополнительных контракта - на разработку технических условий проекта и на оказание участникам Штокмановского проекта содействия в определении объема работ по подготовке участка.

Компания “Джей Пи Кенни” специализируется на проектировании трубопроводов и подводных сооружений. Она выполняла функции подрядчика по управлению. “Рубин” и “Гипроспецгаз” - Конструкторские бюро, обслуживающие проект.

3. Бурение

Согласно расчетам “Севморнефтегаза”, для разработки Штокмановского месторождения, которую, в целях обеспечения полномасштабной добычи, необходимо было осуществлять в три или четыре этапа с использованием не более чем четырех платформ, всего требовалось пробурить 156 скважин, в том числе:

* 144 добывающие скважины

* 3 контрольные скважины

* 9 резервных скважин

Ожидалось, что завершение 40 скважин будет выполнено под водой.

4. Технологии и отдельные поставщики

Компания “Солент Композит Системз” (Solent Composite Systems) - пассивные системы защиты от пожаров и взрывов ProTek из композиционных материалов.

Согласно оценкам, наиболее оптимальными вариантами конструкции были платформы с натяжными опорами и платформы с одноопорными основаниями типа SPAR.

5. Основные данные

В конструкции платформ предусматривались технические средства для эксплуатации 36 законченных скважин с надводным устьевым оборудованием, в том числе 24 скважин, пробуренных непосредственно с платформы.

* Согласно предварительному проекту масса верхних строений типовой плавучей платформы составляла 50 000 т при водоизмещении 184 000 т.

* Давление на платформе: 19 МПа

* Давление на береговых сооружениях: 6 МПа

* Модельные испытания корпуса и системы удержания платформы с натяжными опорами выполнялось в ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова в Санкт-Петербурге.

* Производственные мощности были запроектированы с учетом годовой добычи в объеме 100 млрд м3 газа.

* С самого начала планировалась переработка 30 млрд м3, из которых 22 - 24 млрд м3 планировалось подвергать сжижению в целях производства СПГ в объеме до 15 млн тонн для поставки на американский рынок.

* Согласно расчетам, при сохранении существующих на тот момент условий, объем добычи газа из залежей на глубине от 1900 до 2300 м должен был достигнуть 100 млрд м3 в год, начиная с 30 млрд м3 на 1-м этапе.

* От 22 до 24 млрд м3 газа планировалось подвергать сжижению для производства 15 млн тонн СПГ и последующего экспорта в США.

* Для транспортировки продукции с месторождения требовалось проложить четыре линии трубопровода диаметром 42 дюйма до завода по сжижению газа в районе пос. Териберка, находящегося на расстоянии 565 км.

* Впоследствии часть газа должна была доставляться по газопроводу из пос. Териберка через г. Медвежегорск в г. Выборг, расположенный к северу от г. Приморска на берегу Финского залива. В зимний сезон планировалось осуществлять доставку СПГ Штокмановского месторождения до восточного побережья США через терминал, расположенный вблизи незамерзающего порта г. Мурманск.

В Европу, газ, добываемый на Штокмановском месторождении, планировалось доставлять в Североевропейскому газопроводу (NEGP).

6. Заморозка проекта

В 2012 году "Газпром" официально объявил, что проект по освоению Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море отложен на неопределённый срок. Далее концерн вел переговоры с потенциально возможными участниками проекта, а швейцарская компания Shtokman Development AG, созданной в 2008 году для реализации проекта, как юридическое лицо все еще существовала. В июле 2012 года истекли соглашения между акционерами Stokman Development AG и иностранные участники проекта (норвежская Statoil и французская Total) должны были передать "Газпрому" принадлежащие им акции по минимальной цене, определенной акционерными соглашениями. Доля Statoil в размере 24% акций была выкуплена "Газпромом" в сентябре того же года, стоимость сделки не раскрывалась. Total в конце октября 2012 года заявляла, что сохраняет интерес к Штокману и до сих пор является владельцами 25-процентной доли в компании-операторе.

По мнению специалистов, в условиях существующего, на тот момент, переизбытка газа на европейском и американском рынке дорогое сырье со Штокмановского месторождения понадобится не раньше 2020 года.

нефть газ арктика месторождение штокмановский

Заключение

Запасы углеводородов в Арктическом бассейне, по некоторым оценкам, достигают 200 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Это означает, что Арктика может содержать более четверти еще не разведанных мировых запасов углеводородного сырья. Штокмановский проект открывает собой эпоху промышленного освоения Арктики. Во многом Штокмановский проект остается “запасным” для “Газпрома”. “Важность Штокмановского проекта определяется несколькими факторами. Проект создаст основу для дальнейшей разработки арктического шельфа. Штокман на длительный срок укрепит энергетическую безопасность на региональном, европейском и глобальном рынках, поставляя газ, необходимый для удовлетворения растущего спроса на энергоресурсы. Диверсификация экспортных продуктов (трубный газ и СПГ), а также маршрутов их вывода на глобальный рынок сбыта сделает поставки газа более гибкими и потому -- надежными.

Кроме того, Штокмановский проект создаст базу для переноса в Россию современных технологий управления, проектирования и производства промышленной продукции для освоения морских месторождений углеводородов и, что немаловажно, обеспечит загрузку производственных мощностей российских промышленных предприятий в условиях глобального экономического кризиса.”

Так гласит официальный сайт проекта, но по факту, на сегодняшний день Штокмановский проект все еще в стадии заморозки. В проекте добычи "Газпрома" он стоит только на 2030 год.

Список используемой литературы

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

2) 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.

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

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

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

Размещено на Allbest.ru