- •Лекция № 1
- •1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- •1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- •Газпром
- •Роснефть
- •1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- •2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- •2.1. Размер месторождения
- •2.2. Количество жидких углеводородов
- •2.3. Величина транзитной доли мелководья
- •2.4. Зоны нефтегазонакопления
- •2.5. Приграничные акватории
- •2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- •Лекция № 2
- •1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- •1.1. Арктический регион
- •Баренцевоморский нгб
- •Расположение Баренцевоморского нгб
- •1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- •1.1.3. Южно - Карский нгб
- •1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- •1.1.5. Североморской нгб
- •1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- •1.1.7. Свердрупский нгб
- •1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- •1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- •1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- •1.2. Дальневосточный регион
- •1.2.1.Охотский нгб
- •Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- •1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- •1.3. Каспийский регион
- •1.4. Балтийский регион
- •1.5. Азово – Черноморский регион
- •Лекция № 3
- •1. Морское право
- •3.1. Международное морское право
- •12 Морских миль
- •24 Мор. Мили
- •Исключительная экономическая зона
- •1.2. Морское право рф
- •1.2.1. Законы рф и их анализ
- •Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- •Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- •Перспективы развития законодательства рф
- •Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- •Госкомпании и зарубежные инвестиции
- •Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- •Недостатки Госкомпаний
- •3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- •Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- •Лекция № 4
- •1. Системы сбора продукции скважин
- •1.1. Принципы формирования систем сбора
- •1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- •1.2.1. Размещение скважин на платформе
- •1.2.2. Замер добываемой продукции
- •1.3. Подводное окончание скважин
- •1.3.1. Нефтяные месторождения
- •1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- •Баренцево море
- •Карское море
- •Район Обской и Тазовской губ
- •6.3.3. Маргинальные месторождения
- •1.3.4. Газовые месторождения
- •Лекция № 5
- •1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- •1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- •II 7 10 VIII X 9 IX VII
- •1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- •С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- •VIII 9 12 XII XIII
- •1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- •X IX V VII VIII
- •1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- •VIII II III IV
- •1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- •IV 6 7 8 XXVI
- •Лекция № 6
- •1.1.2. Подготовка нефти.
- •Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- •1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- •III II III XI XIII
- •1 11 12 VIII
- •XVII XX XIX XVIII IX
- •Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- •1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- •1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- •С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- •VI V VIII
- •6 XI на лсп-ю XIII
- •С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- •1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- •3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- •4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- •Лекция № 7
- •1.1.3. Подготовка воды
- •1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- •Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- •Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- •Отстаивание
- •Флотация
- •Коагуляция
- •Применение циклонов
- •Центрофугирование
- •Фильтрование
- •Электрохимические методы
- •Озонирование
- •Перегонка, мембранные технологии
- •С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- •1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- •Лекция № 8
- •1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- •2. Морские наливные устройства
- •2.1. Незамерзающие акватории
- •Наливные устройства причального типа
- •Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- •2.2. Замерзающие акватории
- •3. Береговые терминалы
- •Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- •Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- •Море Лаптевых
- •Карское море
- •Обская губа
- •Печорское море
- •Белое море
- •Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- •Западный берег Кольского залива
- •Норвежское море
- •Лекция № 9
- •Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- •1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- •Хранение
- •Погрузка
- •Хранение
- •Погрузка
- •Проект «Баренц-1»
- •1.2.1. Месторождение Медынское море
- •Месторождении Варандней – море
- •Сахалинские проекты
- •2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- •2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- •1 Этап.
- •2 Этап.
- •2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- •2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- •2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- •2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- •Каспийские проекты
- •Проект «Северный Каспий»
- •2.4 Северные проекты Газпрома
- •2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- •2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- •2.5. Южные проекты «Роснефти»
- •2.5.1. Черное море
2.3. Величина транзитной доли мелководья
Глубина моря над месторождением – это одно из главных условий, определяющих возможность и очередность освоения углеводородного потенциала.
Специфика транзитного мелководья (глубины - 20 м):
переход от него на большие глубины увеличивает капитальные вложения в несколько раз;
сейсмические исследования требуют особых технологий;
возрастает эффективность геохимических съёмок;
возможность изучения наземными скважинами (наклонно – направленные);
возможно наиболее полное привлечение данных по сопредельной суше.
С учетом современных технологий (на 2005 г) технически недоступными считаются 28 % суммарных начальных извлекаемых запасов нефти шельфа РФ и 41 % газа.
Мировая тенденция – это неуклонное увеличение затрат на освоение глубоководных ресурсов углеводородов.
РФ в настоящее время нет необходимости следовать этой общемировой тенденции, ибо она обладает не только самым большим шельфом, но и самой обширной зоной мелководья с глубинами до 20 м. (~ 630 тыс.км2, на которой расположено ~ 30 млрд.т. углеводородов, т.е. не менее 20 % всего морского углеводородного потенциала РФ); причём, РФ только начинает широкомасштабное освоение этого потенциала.
На сегодняшний день в транзитной зоне мелководья открыто 6 прибрежно – морских и 18 собственно морских месторождений; ещё 10 месторождений открыто в прилежащей зоне с глубинами 20 – 50м; за пределами изобаты 50м открыто 9 месторождений. Единственное исключение в распределённом фонде в распределенном фонде – Штокмановское месторождение.
В то же время транзитное мелководье изучено крайне неравномерно и недостаточно.
Основная часть транзитного мелководья РФ принадлежит Тимано – Печорской и Западно – Сибирской нефте – газовым провинциям (НГП), а также занимает значительные площади в составе Лаптевской и Восточно – Арктической НГП. На них сосредоточено до 50 % нефтегазовых ресурсов соответствующих акваторий. Здесь сосредоточено 14 из 17 открытых в Морской Арктике месторождений, значительная часть из которых является крупными. При этом, величина нефте- газонакопления в Печорском море достигает почти 900 млн.т.н.э. и 4,0 млрд.т.н.э. в Карском море.
Так, в транзитной зоне Печорского и Карского морей подготовленные запасы составляют лишь 9 % от начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа, а эффективные ресурсы категорий С3+D1 – примерно50 % оцененных запасов. Всего же здесь пробурено 28 разведочных скважин.
В транзитной зоне Восточно – Арктического мелководья вообще пока установлены лишь проблематичные ресурсы категории D2.
Печорская транзитная зона.
НСР оценены в 3,49 млрд.т.н.э.(из них на жидкие углеводороды приходится около 3 млрд.т.н.э. – более 82 % НСР). На сегодня открыто 5 месторождений, три из которых крупные – Приразломное, Варандей-море и Медынское-море. Их запасы составляют 22 % НСР.
Таким образом, Печорская транзитная зона – один из главных морских районов РФ с реальной и близкой перспективной организацией нефтедобычи.
К сожалению, существующие программы ближайшего лицензирования практически не затрагивают данного мелководья. Некоторым исключением является район Приразломного месторождения, занимающий 15 % транзитной зоны.
Карская транзитная зона.
Отличительная черта – наиболее богата ресурсами акватория губ.
НСР оценены в 16 - 18 млрд.т.н.э. (свободный газ – 76 %, нефть – 16 %, конденсат – 2 %, растворенный газ – 2 %). Причем, содержание нефти в акватории губ на 8 – 10 % выше, чем в открытом море.
Поэтому, в 2005 – 2006 г ВНИГРИ выполнило работу «Оценка перспектив нефтегазоносности мелководья арктических морей России, выделение главных районов, зон и локальных объектов нефтегазонакопления и обоснование дальнейших работ на нефть и газ».