Перспективные направления освоения шельфовых месторождений в Карском море подводным видом обустройства

XI Международная научная конференция молодых                               [pic 1]

ученых «Молодые – Наукам о Земле»

«Перспективные направления освоения шельфовых месторождений в Карском море подводным видом обустройства»

Гаджиев М.М.* (МГРИ, magomegadzhi@mail.ru), Харченко Ю.А. (МГРИ, kharchenkoya@mgri.ru)

Аннотация

На акватории Карского моря расположены огромные запасы углеводородов. Но, по сложившимся природно-климатическим условиям, затруднена разработка шельфовых месторождений. Целью данной работы является обоснование возможности применения подводного вида обустройства Русановского месторождения, как одного из самых перспективных видов для глубоководного арктического шельфа.

Подводный вид обустройства шельфового месторождения позволяет исключить негативное влияния арктических факторов и проводить круглогодичную добычу углеводородов.

Ключевые слова

Карское море, углеводороды, шельфовое месторождение, подводный вид обустройства, Русановское месторождение.

Теория

 Акватория Карского моря круглогодично подвержена ледовым воздействиям (айсберги, ледовые поля высокой степени сплоченности). Огромную опасность представляют айсберги и ледовые поля, которые, в случае столкновения с платформой, могут привести к техногенной катастрофе. Поэтому так важно исключить или уменьшить до минимума данный вид угроз при разработке подобных месторождений.

Начальные суммарные геологические ресурсы УВ Карского моря составляют 67602.4 млн. т. условного топлива, в том числе 7672 млн. т. условного топлива приходится на недра акватории Обской и Тазовской губ. Начальные суммарные ресурсы газа (без учета Обской и Тазовской губ) составляет 45980 млрд. м3, конденсата 3160 млн. т. и разведанность ресурсов менее 1% [1].

  [pic 2][pic 3]

1. Ресурсная база акваторий арктического шельфа РФ.

Русановское газоконденсатное месторождение – гигантское месторождение России, расположено в юго-западной части Карского моря, в 70 км севернее Ленинградского. Начальные запасы составляют примерно 3,0 трлн. м3 природного газа. Разведанные и предварительные по категории (ABC1+C2) – 779 млрд куб. м газа 7,8 млн т конденсата. По величине геологических запасов газа, Русановское месторождение классифицируется как уникальное.

Применение подводного вида обустройства исключает необходимость обустройства дорогостоящих надводных платформ и исключает воздействия большинства арктических факторов в условиях эксплуатации месторождения. Поэтому этот вид обустройства является перспективным при разработке Русановского ГКМ. Между тем, при применении подводного вида обустройства существует ряд проблем, которые могут повлиять на подводно-добычной комплекс. Одной из проблем является обеспечение надежного транспорта продукции скважин до береговых сооружений с минимальными энергозатратами.

При транспорте неподготовленной продукции скважин в многофазном состоянии может возникнуть ряд осложнений (гидратообразование и возможность развития рельефного пробкообразования при недостаточной загрузке трубопровода и др.), которые приводят к снижению диапазона устойчивой работы трубопровода, увеличению энергозатрат на транспорт и другим явлениям, снижающим надежность эксплуатации всего месторождения. При эксплуатации многофазных трубопроводов при пониженном расходе, происходит развитие рельефного пробкообразования, при котором в приемные устройства береговых сооружений единовременно могут поступать большие объемы жидкости.  Для борьбы с этим явлением необходимо проводить периодическое удаление скопившейся в трубопроводе жидкости путем пропуска поршней. Для круглогодичного применения данных технологий в условиях Арктики необходима двухтрубная система транспорта. Кроме решения задачи круглогодичного пропуска поршней, двухтрубная трубопроводная система позволяет расширить ее диапазон устойчивой работы [2]. На рис.2 показана зависимость объема жидкости в одно- и двухтрубной системах транспорта углеводородов в двухфазном состоянии от относительной загрузки. Проведенные расчеты показывают, что при загрузке однотрубной системы газопровода в диапазоне 100-55% от проектной объем выдающей в плотности трубопровода жидкости относительно невелик, и связанные с этим осложнения в работе трубопровода практически отсутствуют. Однако, при дальнейшем снижении загрузки трубопровода, объем накопленной жидкости в нем резко возрастает, нормальная эксплуатация трубопровода становится невозможной.