Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Экофиск месторождение нефти


Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Экофиск

Cтраница 1

Экофиск открыто в 1969 г. в норвежском секторе. Приурочено к поднятию размерами 6х 12 км.  [1]

Экофиск - нефтяной гигант, расположенный в акватории Северного моря в территориальных водах Норвегии.  [2]

Структура Экофиск представляет собою антиклиналь, ориентированную приблизительно с севера на юг, длиной 12 км и шириной 7 2 км; залежи нефти и газа размещены в третичных отложениях и приурочены к датскому ярусу и палеоцену.  [3]

Месторождение Экофиск является одним из крупнейших в Северном море.  [4]

Эксплуатация месторождения Экофиск началась в 1971 г. В течение первого года на месторождении добывалась нефть лишь из одной скважины.  [5]

В 1975 г. от месторождения Экофиск, для транспортировки нефти и газа построены нефтепровод в Великобританию и в 1976 г. газопровод в ФРГ.  [6]

XX века крупнейших - месторождение Экофиск ( декабрь 1969 г.) характеризовалось НГЗ нефти в объеме 918 млн. т - ПО в меловых массивах на акватории Северного моря радикально изменило восприятие меловых коллекторов. Их исследованию были посвящены многие публикации. Далее будут приведены только три примера нефтеносности мелов / мелоподобных известняков, характерные в отношении структуры коллекторских параметров.  [7]

В Северном море на месторождении Экофиск уже на первом этапе программы разработки было пробурено 4 скважины с подводным расположением устьевого оборудования. От каждой скважины к временной платформе были проложены две напорные магистрали диаметром 114 3 мм с гидравлическим управлением. На платформе были установлены нефтяные и газовые сепараторы, нагреватели, манифольды, промежуточные насосы расходомеры.  [8]

XX века крупнейших - месторождение Экофиск ( декабрь 1969 г.) характеризовалось НГЗ нефти в объеме 918 млн. т - ПО в меловых массивах на акватории Северного моря радикально изменило восприятие меловых коллекторов. Их исследованию были посвящены многие публикации. Далее будут приведены только три примера нефтеносности мелов / мелоподобных известняков, характерные в отношении структуры коллекторских параметров.  [9]

Предполагаемая добыча природного газа на месторождениях Экофиск и Хеймдал в 1982 г. на уровне 16 млрд. м3 ( см. табл. 44) выше годового объема поставок газа в ФРГ по газопроводу Эко-фиск - Эмден согласно контракту, подписанному на 20-летний срок. Следовательно, необходимы дополнительные контракты.  [10]

Конструкция скважин на крупнейшем нефтяном месторождении Экофиск приведена на рис. 37, а. При данной конструкции не возникают осложнения, препятствующие нормальной проводке скважин.  [12]

На второй стадии обустройства этого района месторождение Экофиск было выбрано в качестве технологического центра для группы месторождений. Здесь была установлена огромная железобетонная технологическая платформа, имеющая емкости для хранения на 159 тыс. м3 нефти.  [13]

Первым открытым нефтяным месторождением в Северном море является месторождение Экофиск, расположенное в норвежском секторе. Средние дебиты скважин составляют 1600 м3 / сут. К самым северным относится месторождение Брент, расположенное у восточных берегов Шотландии между 59 и 62 северной широты.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Особенности геологического строения и разработки нефтегазовых месторождений в регионе Северного моря. «Гронинген» и «Экофиск» - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Peculiarities of geologic structure and development of oil and gas fields in North sea’s region. Groningen and Ekofisk

V. Bogoyavlensky, I. Bogoyavlensky, Оil and Gas Research Institute of Russin Academy of Sciences

В работе рассмотрены особенности геологического строения нефтегазоносного бассейна Северного моря и освещена история освоения наиболее значимых месторождений региона.

The article examines peculiarities of geologic structure of North Sea’s oil- and gas-bearing basin and highlights development history of the region’s most significant fields.

В последние годы на шельфе России, особенно арктическом, наблюдается значительная активизация деятельности крупнейших отечественных нефтегазодобывающих компаний – ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром». Общая площадь лицензионных участков достигла 1,75 млн км2, что превышает площадь всей Аляски с островами (1,72 млн км2) и, в 2,3 раза больше площади Северного моря (0,75 млн км2). Естественно, что двум компаниям исследовать и освоить такую гигантскую площадь Мирового океана, особенно покрываемую льдом арктическую часть, практически невозможно без альянса с зарубежными лидерами нефтегазовой индустрии, обладающими необходимыми финансовыми ресурсами и опытом. Изучение опыта освоения зарубежных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) позволяет минимизировать количество неизбежных ошибок при освоении отечественного шельфа. В связи с этим в Институте проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН проводятся комплексные исследования не только нефтегазоносности основных НГБ мира, но и истории открытия и освоения наиболее значимых месторождений, аварий и катастроф при их освоении. Ряд наших публикаций был посвящен НГБ Мексиканского залива, Северного склона Аляски, Северного, Каспийского и других морей [1 – 5]. В данной работе мы сфокусируемся на НГБ Северного моря, южная часть которого показана на рис. 1, рассмотрим особенности геологического строения и освоения наиболее значимых открытий на суше и море.

Рис. 1. Месторождения южной части НГБ Северного моря

В результате десятилетних нефтегазопоисковых исследований в прибрежной зоне суши Голландии 22 июля 1959 г. при бурении скважины Slochteren-1 было открыто самое большое в Европе газовое месторождение «Гронинген» (Groningen), которое из-за названия первой скважины иногда называют «Слохтерен» (Slochteren) (рис. 1). Начальные извлекаемые запасы газа Groningen составляют 2,8 трлн м3, что ставит его в первые 15 крупнейших газовых месторождений мира (с учетом открытий последнего десятилетия). Залежь расположена на глубине 2700 – 3016 м от уровня моря в песчаниках нижней перми (ротлигендс), однако газ имеет происхождение из залегающих глубже угольных слоев карбона и содержит 81 – 83% метана, до 3% этана и пропана, около 1% углекислого газа и до 14% азота. Покрышкой является мощная соленосная толща верхней перми (свыше 600 м). Месторождение Groningen разрабатывается с 1963 г., в 1976 г. был достигнут максимум добычи – почти 88 млрд м3. В 2013 г. добыча газа составила 53,6 млрд м3, примерно на 10% выше, чем в предыдущие годы из-за продолжительной холодной зимы. Накопленная добыча за 50 лет превысила 2 трлн м3. Интенсивная газодобыча привела к небольшому (до 30 см) проседанию части поверхности земли и значительной сейсмической активности на всей его площади (особенно начиная с 1999 г.), что вызвало недовольство и протестные действия местного населения, обострившиеся в 2013 г. Открытие Groningen кардинально изменило представление о нефтегазовых перспективах Северного моря и резко активизировало его исследования. Однако морское бурение в начале 60-х гг. вблизи Groningen не привело к успеху. Первые поисковые скважины вдали от побережья Северного моря начали буриться практически одновременно – в 1964 г. в датском и английском секторах. В южной части Северного моря в британском секторе в песчаниках ротлигендс были открыты в 1965 г. West Sole (Вест-Соул), в 1966 г. – Leman (Лимен) и Indefatigable (Индифатийгебл) и ряд других. 9 апреля 1965 г. в Норвегии были выделены первые 208 лицензионных участков. Бурение первой скважины в норвежском секторе началось 19 июля 1966 г. компанией Esso с полупогружной буровой установки (ППБУ) Ocean Traveller, построенной в Новом Орлеане. Отсутствие позитивных результатов бурения 33 скважин в центральной части Северного моря поставило под сомнение возможность серьезных открытий и некоторые компании даже приостановили работы. Однако в конце 1969 г. компания Phillips Petroleum после бурения 8 скважин с ППБУ Ocean Traveler, не вскрывших рентабельных залежей углеводородов, открыла в Центральном грабене на блоке 2/4 на глубине моря около 60 м нефтегазовое месторождение Ekofisk – одно из трех самых крупных месторождений Норвегии с первоначальными извлекаемыми запасами нефти 569 млн м3 (геологические запасы 1,1 млрд м3)1) и газа 165 млрд м3 (рис. 1). Первооткрывательницей промышленной залежи Ekofisk явилась скважина №2 (2/4-2), пробуренная в 1 км к юго-западу от скважины 2/4-1, вскрывшей на глубине 1622 м небольшую залежь газа со следами нефти. В последующие годы было открыто множество месторождений, включая нефтегазовые Statfjord (570 млн м3 нефти и 77 млрд м3 газа) в 1974 г. и Troll (264 млн м3 нефти и 1,4 трлн м3 газа) в 1979 и 1983 гг. (нефтяная и газовая зоны) [6, 7].Месторождение Ekofisk приурочено к антиклинали высотой по замкнутой изогипсе 244 м, размером около 11х5,5 км и площадью около 50 км2. Основная залежь расположена на глубине свыше 2800 м в кровельной части мощного (около 800 м) трещиноватого известняка (мелоподобный) формаций Ekofisk (палеоцен) и Tor (верхний мел), разделенных глинистым слоем. Первоначально в резервуаре существовали аномально высокие пластовые давления (АВПД) с коэффициентом аномальности 1,6. Трещиноватый коллектор в мелу характеризуется средней пористостью 31% (местами до 45 – 50%) и проницаемостью 20 мД (1 – 50 мД). Общая мощность нефтяных интервалов превышает 300 м. Четкого водонефтяного контакта нет, происходит постепенное замещение нефти водой (рис. 2). Нефть Ekofisk имеет плотность 0,83 – 0,85 г/см3. Основными нефтегазоматеринскими породами являются верхнеюрские черные глины с высоким содержанием органического вещества, а покрышкой – глины палеоцена и вышележащей толщи.

Рис. 2. Пористость и нефтенасыщение резервуара Ekofisk (по данным ConocoPhillips c изменениями авторов)

Рис. 3. Нефтегазовые промыслы и схема освоения месторождения Ekofisk (ConocoPhillips)

Тестовая добыча нефти Ekofisk началась с платформы Gulftide 15 июня 1971 г., при этом действовало всего четыре скважины. В первые четыре года нефть вывозилась танкерами, а газ частично использовался для внутренних потребностей промысла, но в основном сжигался. С 1975 г. начал функционировать железобетонный резервуар – накопитель нефти объемом 135 тыс. тонн (на рис. 3 в правой части центрального промысла) и подводный нефтепровод в Великобританию Norpipe Oil длиной 354 км и пропускной способностью до 53 млн м3 в год. Для сохранения газа и поддержания пластового давления его стали закачивать в резервуар, что продолжалось в больших объемах до 1995 г. С 1977 г. начался экспорт газа в Германию по газопроводу Norsea Gas, обладающему пропускной способностью до 12 млрд м3 в год. В настоящее время оператором Ekofisk является ConocoPhillips Skandinavia AS (35,11% акций), а его партнерами – Total E&P Norge AS (39,9%), Eni Norge AS (12,39%), Statoil AS (7,6%) и Petoro AS (5%).

Рис. 4. Ekofisk: среднегодовая добыча углеводородов (фактическая и плановая – PDO)

Согласно первоначальному плану разработки, называемому в Норвегии PDO (Plan for Development and Operation) [6, 7], на Ekofisk предполагался коэффициент извлечения нефти (КИН) всего 17% (рис. 4), при этом рентабельная добыча должна была завершиться в 2001 г. За счет добычи нефти и газа к 1987 г. давление в залежи снизилось до коэффициента аномальности 1,15, что привело к падению нефтедобычи, уплотнению резервуара и значительному (свыше 3 м) проседанию морского дна со средней скоростью около 35 см в год (максимальная достигала 42 см), обнаруженному в конце 1984 г. В 1994 г. проседание достигло 6 м, а в 1999 г. – 7,8 м. В последние 15 лет процесс проседания дна в центре месторождения замедлился до среднегодового значения около 15 см, при этом суммарное проседание Ekofisk за более чем 40-летний период достигло 10 м. Такие же процессы, но в меньших масштабах, выявлены на соседних месторождениях (Valhall – 6,5 м) и известны во многих регионах мира: Wilmington в США, «Сураханы» в Азербайджане, «Тенгиз» в Казахстане и др. В результате проседания морского дна ряд скважин Ekofisk был выведен из строя, и потребовались большие объемы восстановительных работ, включая ремонт и строительство новых скважин. Во избежание затопления в 1987 г. шесть платформ в центральной части месторождения были приподняты на 6 м, а центральное нефтехранилище защитили от волн в 1988 г. специальной бетонной цилиндрической конструкцией (рис. 5), на строительство которой затрачено около 1 млрд долларов[8].

Рис. 5. Защита центрального нефтехранилища Ekofisk в 1988 г. (ConocoPhillips)

Необходимо отметить, что процесс уплотнения резервуара и проседание покрывающей толщи на Ekofisk сопровождается землетрясениями, как и на Groningen и многих других месторождениях, включая российские. Самое крупное из них (магнитудой 4,1 – 4,4) произошло 7 мая 2001 г., вызвало сильные сотрясения платформ и было зарегистрировано более чем 150 сейсмологическими станциями на удалении до 2500 км. Основным объяснением такого землетрясения является чрезмерно интенсивное заводнение в 1999 – 2001 гг. на северном фланге резервуара, приведшее к значительному росту пластовых давлений и к образованию локального поднятия (до 20 см за два года) участка морского дна площадью около 1 км2 на фоне общего продолжающегося проседания. Наиболее вероятный расчет показал, что эпицентр расположен примерно в 2,5 км к западу от центра зоны водонагнетания (скважина 2/4-К-22).

Рис. 6. Ekofisk: газовый фактор, объемы добычи и распределения газа (в 1971 – 1974 гг. газ в основном сжигался)

На рис. 6 приведен график фактической нефтедобычи на месторождении Ekofisk (исходные данные NPD). Анализ рассчитанного нами газового фактора (ГФ), первоначально не превышавшего 200 м3/т, показал его значительный рост до среднегодового 1200–1400 м3/т в 1984 – 1988 гг. и сильную изменчивость на фоне падающей нефтедобычи (рис. 6). Временный рост ГФ до 1550 м3/т и его резкая изменчивость в 1980 – 1991 гг. обусловлены, видимо, прорывами закачанного газа в добывающие скважины. Отметим, что такой высокий ГФ у нас не вызывает особого удивления – при постоянном закачивании газа на месторождении Prudhoe Bay на Северном склоне Аляски он почти достиг 6000 м3/т, что свидетельствует о практическом превращении данного месторождения в подземное хранилище газа [3, 4], что также практикуется и на шельфе Норвегии. Для уменьшения процесса проседания, увеличения давления в резервуаре и повышения КИН был принят план интенсивного закачивания воды, который первоначально вызывал серьезные опасения из-за возможного разрушения мелового резервуара. В 1987 г. начался этап интенсивного водонагнетания, ч

burneft.ru

Экофиск - это... Что такое Экофиск?

  • экофиск — сущ., кол во синонимов: 1 • месторождение (213) Словарь синонимов ASIS. В.Н. Тришин. 2013 …   Словарь синонимов

  • Экофиск — (Ekofisk), газонефтяное месторождение в норвежском секторе Северного моря; входит в Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1969. Залежи на глубине 3,1 3,3 км. Начальные запасы 230 млн. т. Плотность нефти 0,85 г/см3. * * *… …   Энциклопедический словарь

  • Экофиск — морское нефтегазоносное месторождение в норвежском секторе Североморской нефтегазоносной области. Входит в Центрально Европейский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1969 г., разрабатывается с 1971 г. (нефть), с 1977 г. – попутный газ. Начальные… …   Географическая энциклопедия

  • ЭКОФИСК (Ekofisk) — газонефтяное месторождение в норвежском секторе Северного м.; входит в Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1969. Залежи на глубине 3,1 3,3 км. Начальные запасы 230 млн. т. Плотность нефти 0,85 г/см&sup3 …   Большой Энциклопедический словарь

  • Норвегия —         (Norge), Королевство Норвегия (Kongeriket Norge), гос во в Сев. Европе, на Скандинавском п ове. Пл. 324 т. км2. B состав терр. H. входят o ва Ян Майен и Буве и особая адм. единица архипелаг Шпицберген (включая o. Медвежий). Hac. 4,14 млн …   Геологическая энциклопедия

  • Норвегия — I Норвегия (Norge)         Королевство Норвегия (Kongeriket Norge).         I. Общие сведения          Н. государство в Северной Европе, на З. и крайнем С. Скандинавского полуострова. Территория Н. вытянута в виде узкой полосы с Ю. З. На С. В. на …   Большая советская энциклопедия

  • Норвегия — I Норвегия (Norge)         Королевство Норвегия (Kongeriket Norge).         I. Общие сведения          Н. государство в Северной Европе, на З. и крайнем С. Скандинавского полуострова. Территория Н. вытянута в виде узкой полосы с Ю. З. На С. В. на …   Большая советская энциклопедия

  • Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн —         расположен на терр. Bеликобритании (вост. прибрежная часть), Бельгии, Heдерландов, Дании, Германии, Польши, CCCP (зап. пограничные p ны), Швеции (юж. окончание o. Готланд), на шельфах Cеверного (секторы Bеликобритании, Heдерландов, Дании …   Геологическая энциклопедия

  • Северное море — Карта Северного моря Координаты: Координаты …   Википедия

  • Северное море —         окраинное море Атлантического океана.          Физико географический очерк. Общие сведения. С. м. расположено между островами Великобритания, Оркнейскими и Шетлендскими на З., Скандинавским и Ютландским полуостровами на В. и побережьем… …   Большая советская энциклопедия

  • dic.academic.ru

    Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

    Экофиск

    Cтраница 2

    К наиболее крупным в ареале относятся месторождения нефти Фортис, Экофиск, Пайпер.  [16]

    Известен случай тяжелого открытого фонтанирования на одной морской скважине фирмы Экофиск в Северном море в апреле 1977 г., когда в море было выброшено около 30 000 м3 нефти.  [17]

    Газонефтяное месторождение Элдфиск находится в 5 - 10 км южнее Экофиска и схоже с ним по геологическому строению. Открыто в 1972 г. Размеры поднятия 4х 12 км. По типу месторождение нефтяное с газовой шапкой.  [18]

    Подводный нефтепровод протяженностью 350 км и диаметром 860 мм, связывающий нефтяной промысел Экофиск, расположенный в Северном море, с Тиссайдом ( Великобритания), вступил в эксплуатацию в октябре 1975 г. и рассчитан на максимальную производительность 160 тыс. м3 в сутки. На нефтепроводе действуют три насосных станции, расположенные на одинаковом расстоянии друг от друга.  [19]

    В апреле 1970 г. после восьми лет исследований американская компания Филиппе открыла гигантское месторождение Экофиск, расположенное в южном секторе норвежской зоны. С этой даты открытия множатся. В августе 1970 г. в прибрежной полосе открыта структура Жозефина, в октябре этого же года разведано месторождение Фортиш. В 1971 - 1972 гг. на широте островов Шетланд обнаружены еще два значительных месторождения, а в 1973 г. следуют открытия структур: Аик, Монтрозе, Торфелт, Элдфиск, Код, Дан, Статфорд. Так, в течение десяти лет, когда было пробурено приблизительно 382 разведочные скважины, Северное море становится одной из нефтеносных зон с самым быстрым развитием в мире. В последующие пять лет открыто множество новых структур, которые увеличили число нефтяных и газовых месторождений Северного моря до 150, содержащих достоверные запасы более 2 5 млрд. т нефти и 2 2 трлн. м3 газа.  [20]

    В Норвежском секторе Северного моря добыча нефти в 1976 г. главным образом на месторождении Экофиск составила примерно 9 млн, т и превысила объем внутреннего потребления нефти.  [21]

    Он включал строительство трубопроводов к берегу, береговых хранилищ, систем стабилизации и сепарации, подсоединение месторождений Экофиск ( Западный), Код и других с объектами обустройства.  [23]

    Убедительным примером уплотнения пород продуктивного пласта и фиксирования проседания дна моря в контуре являются результаты исследований месторождений Валхалл и Экофиск, расположенных в Северном море.  [24]

    Типичным примером аварии, обусловленной целым комплексом причин, служит авария, которая произошла в Северном море на норвежском месторождении Экофиск 28 марта 1980 г. Запроектированная и изготовленная во Франции вначале как буровая, платформа Александер Къелланд была использована в качестве плавучей гостиницы для персонала, обслуживающего производственные платформы.  [25]

    В Северном море подводное обустройство скважин осуществляется с 1971 г. при глубинах моря 70 - 75 м, вначале на месторождении Экофиск, а затем на месторождении Арджилл.  [26]

    В Северном море и Персидском заливе подводное обустройство осуществляется с 1971 г. при глубинах моря 70 - 75 м, вначале на месторождении Экофиск, а затем на месторождении Арджилл.  [27]

    В Английском секторе было открыто крупное нефтяное месторождение Фортис, где продуктивны; песчаники третичного возраста; в Норвежском - нефтяное Тор-фелт, нефтегазокондоисатные - Экофиск, Тор, Элдфиск и Западный Экофиск.  [28]

    В Английском секторе было открыто крупное нефтяное месторождение Фортис, где продуктивны; песчаники третичного возраста; в Норвежском - нефтяное Тор-фелт, нефтегазокондоисатные - Экофиск, Тор, Элдфиск и Западный Экофиск.  [29]

    За десятилетие ( к 1981 - 1982) добыча нефти возросла до 25 млн т в год, газа - до 26 млрд м3 в год. Вокруг м-ния Экофиск на глубинах, не превышающих 80 м, на расстояниях до 80 км от Экофиска открыты и введены в эксплуатацию еще 6 м-ний. Все эти м-ния образуют крупный нефтегазодоб. Нефть высококачественная, с низким содержанием серы ( макс. По объему добываемой нефти выделяется м-ние Статфьорд, расположенное в 282 км от Ставангера на глуб. Часть этого м-ния находится в терр.  [30]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

    Институт проблем нефти и газа РАН - Статьи

    Авторы:Богоявленский Василий ИгоревичБогоявленский Игорь Васильевич

    Опубликовано в: Бурение и нефть, № 4, 2014

    В работе рассмотрены особенности геологического строения нефтегазоносного бассейна Северного моря и освещена история освоения наиболее значимых месторождений региона.

    The article examines peculiarities of geologic structure of North Sea’s oil- and gas-bearing basin and highlights development history of the region’s most significant fields.

    В последние годы на шельфе России, особенно арктическом, наблюдается значительная активизация деятельности крупнейших отечественных нефтегазодобывающих компаний – ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром». Общая площадь лицензионных участков достигла 1,75 млн км2, что превышает площадь всей Аляски с островами (1,72 млн км2) и, в 2,3 раза больше площади Северного моря (0,75 млн км2). Естественно, что двум компаниям исследовать и освоить такую гигантскую площадь Мирового океана, особенно покрываемую льдом арктическую часть, практически невозможно без альянса с зарубежными лидерами нефтегазовой индустрии, обладающими необходимыми финансовыми ресурсами и опытом.

    Изучение опыта освоения зарубежных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) позволяет минимизировать количество неизбежных ошибок при освоении отечественного шельфа. В связи с этим в Институте проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН проводятся комплексные исследования не только нефтегазоносности основных НГБ мира, но и истории открытия и освоения наиболее значимых месторождений, аварий и катастроф при их освоении. Ряд наших публикаций был посвящен НГБ Мексиканского залива, Северного склона Аляски, Северного, Каспийского и других морей [1 – 5]. В данной работе мы сфокусируемся на НГБ Северного моря, южная часть которого показана на рис. 1, рассмотрим особенности геологического строения и освоения наиболее значимых открытий на суше и море.

    Рис. 1. Месторождения южной части НГБ Северного моря

    В результате десятилетних нефтегазопоисковых исследований в прибрежной зоне суши Голландии 22 июля 1959 г. при бурении скважины Slochteren-1 было открыто самое большое в Европе газовое месторождение «Гронинген» (Groningen), которое из-за названия первой скважины иногда называют «Слохтерен» (Slochteren) (рис. 1). Начальные извлекаемые запасы газа Groningen составляют 2,8 трлн м3, что ставит его в первые 15 крупнейших газовых месторождений мира (с учетом открытий последнего десятилетия). Залежь расположена на глубине 2700 – 3016 м от уровня моря в песчаниках нижней перми (ротлигендс), однако газ имеет происхождение из залегающих глубже угольных слоев карбона и содержит 81 – 83% метана, до 3% этана и пропана, около 1% углекислого газа и до 14% азота. Покрышкой является мощная соленосная толща верхней перми (свыше 600 м).

    Месторождение Groningen разрабатывается с 1963 г., в 1976 г. был достигнут максимум добычи – почти 88 млрд м3. В 2013 г. добыча газа составила 53,6 млрд м3, примерно на 10% выше, чем в предыдущие годы из-за продолжительной холодной зимы. Накопленная добыча за 50 лет превысила 2 трлн м3. Интенсивная газодобыча привела к небольшому (до 30 см) проседанию части поверхности земли и значительной сейсмической активности на всей его площади (особенно начиная с 1999 г.), что вызвало недовольство и протестные действия местного населения, обострившиеся в 2013 г.

    Открытие Groningen кардинально изменило представление о нефтегазовых перспективах Северного моря и резко активизировало его исследования. Однако морское бурение в начале 60-х гг. вблизи Groningen не привело к успеху. Первые поисковые скважины вдали от побережья Северного моря начали буриться практически одновременно – в 1964 г. в датском и английском секторах. В южной части Северного моря в британском секторе в песчаниках ротлигендс были открыты в 1965 г. West Sole (Вест-Соул), в 1966 г. – Leman (Лимен) и Indefatigable (Индифатийгебл) и ряд других.

    9 апреля 1965 г. в Норвегии были выделены первые 208 лицензионных участков. Бурение первой скважины в норвежском секторе началось 19 июля 1966 г. компанией Esso с полупогружной буровой установки (ППБУ) Ocean Traveller, построенной в Новом Орлеане. Отсутствие позитивных результатов бурения 33 скважин в центральной части Северного моря поставило под сомнение возможность серьезных открытий и некоторые компании даже приостановили работы. Однако в конце 1969 г. компания Phillips Petroleum после бурения 8 скважин с ППБУ Ocean Traveler, не вскрывших рентабельных залежей углеводородов, открыла в Центральном грабене на блоке 2/4 на глубине моря около 60 м нефтегазовое месторождение Ekofisk – одно из трех самых крупных месторождений Норвегии с первоначальными извлекаемыми запасами нефти 569 млн м3 (геологические запасы 1,1 млрд м3)1) и газа 165 млрд м3 (рис. 1). Первооткрывательницей промышленной залежи Ekofisk явилась скважина №2 (2/4-2), пробуренная в 1 км к юго-западу от скважины 2/4-1, вскрывшей на глубине 1622 м небольшую залежь газа со следами нефти. В последующие годы было открыто множество месторождений, включая нефтегазовые Statfjord (570 млн м3 нефти и 77 млрд м3 газа) в 1974 г. и Troll (264 млн м3 нефти и 1,4 трлн м3 газа) в 1979 и 1983 гг. (нефтяная и газовая зоны) [6, 7].

    Месторождение Ekofisk приурочено к антиклинали высотой по замкнутой изогипсе 244 м, размером около 11х5,5 км и площадью около 50 км2. Основная залежь расположена на глубине свыше 2800 м в кровельной части мощного (около 800 м) трещиноватого известняка (мелоподобный) формаций Ekofisk (палеоцен) и Tor (верхний мел), разделенных глинистым слоем. Первоначально в резервуаре существовали аномально высокие пластовые давления (АВПД) с коэффициентом аномальности 1,6. Трещиноватый коллектор в мелу характеризуется средней пористостью 31% (местами до 45 – 50%) и проницаемостью 20 мД (1 – 50 мД). Общая мощность нефтяных интервалов превышает 300 м. Четкого водонефтяного контакта нет, происходит постепенное замещение нефти водой (рис. 2). Нефть Ekofisk имеет плотность 0,83 – 0,85 г/см3. Основными нефтегазоматеринскими породами являются верхнеюрские черные глины с высоким содержанием органического вещества, а покрышкой – глины палеоцена и вышележащей толщи.

    Рис. 2. Пористость и нефтенасыщение резервуара Ekofisk (по данным ConocoPhillips c изменениями авторов)

    Рис. 3. Нефтегазовые промыслы и схема освоения месторождения Ekofisk (ConocoPhillips)

    Тестовая добыча нефти Ekofisk началась с платформы Gulftide 15 июня 1971 г., при этом действовало всего четыре скважины. В первые четыре года нефть вывозилась танкерами, а газ частично использовался для внутренних потребностей промысла, но в основном сжигался. С 1975 г. начал функционировать железобетонный резервуар – накопитель нефти объемом 135 тыс. тонн (на рис. 3 в правой части центрального промысла) и подводный нефтепровод в Великобританию Norpipe Oil длиной 354 км и пропускной способностью до 53 млн м3 в год. Для сохранения газа и поддержания пластового давления его стали закачивать в резервуар, что продолжалось в больших объемах до 1995 г. С 1977 г. начался экспорт газа в Германию по газопроводу Norsea Gas, обладающему пропускной способностью до 12 млрд м3 в год. В настоящее время оператором Ekofisk является ConocoPhillips Skandinavia AS (35,11% акций), а его партнерами – Total E&P Norge AS (39,9%), Eni Norge AS (12,39%), Statoil AS (7,6%) и Petoro AS (5%).

    Рис. 4. Ekofisk: среднегодовая добыча углеводородов (фактическая и плановая – PDO)

    Согласно первоначальному плану разработки, называемому в Норвегии PDO (Plan for Development and Operation) [6, 7], на Ekofisk предполагался коэффициент извлечения нефти (КИН) всего 17% (рис. 4), при этом рентабельная добыча должна была завершиться в 2001 г. За счет добычи нефти и газа к 1987 г. давление в залежи снизилось до коэффициента аномальности 1,15, что привело к падению нефтедобычи, уплотнению резервуара и значительному (свыше 3 м) проседанию морского дна со средней скоростью около 35 см в год (максимальная достигала 42 см), обнаруженному в конце 1984 г. В 1994 г. проседание достигло 6 м, а в 1999 г. – 7,8 м. В последние 15 лет процесс проседания дна в центре месторождения замедлился до среднегодового значения около 15 см, при этом суммарное проседание Ekofisk за более чем 40-летний период достигло 10 м. Такие же процессы, но в меньших масштабах, выявлены на соседних месторождениях (Valhall – 6,5 м) и известны во многих регионах мира: Wilmington в США, «Сураханы» в Азербайджане, «Тенгиз» в Казахстане и др.

    В результате проседания морского дна ряд скважин Ekofisk был выведен из строя, и потребовались большие объемы восстановительных работ, включая ремонт и строительство новых скважин. Во избежание затопления в 1987 г. шесть платформ в центральной части месторождения были приподняты на 6 м, а центральное нефтехранилище защитили от волн в 1988 г. специальной бетонной цилиндрической конструкцией (рис. 5), на строительство которой затрачено около 1 млрд долларов[8].

    Рис. 5. Защита центрального нефтехранилища Ekofisk в 1988 г. (ConocoPhillips)

    Необходимо отметить, что процесс уплотнения резервуара и проседание покрывающей толщи на Ekofisk сопровождается землетрясениями, как и на Groningen и многих других месторождениях, включая российские. Самое крупное из них (магнитудой 4,1 – 4,4) произошло 7 мая 2001 г., вызвало сильные сотрясения платформ и было зарегистрировано более чем 150 сейсмологическими станциями на удалении до 2500 км. Основным объяснением такого землетрясения является чрезмерно интенсивное заводнение в 1999 – 2001 гг. на северном фланге резервуара, приведшее к значительному росту пластовых давлений и к образованию локального поднятия (до 20 см за два года) участка морского дна площадью около 1 км2 на фоне общего продолжающегося проседания. Наиболее вероятный расчет показал, что эпицентр расположен примерно в 2,5 км к западу от центра зоны водонагнетания (скважина 2/4-К-22).

    Рис. 6. Ekofisk: газовый фактор, объемы добычи и распределения газа (в 1971 – 1974 гг. газ в основном сжигался)

    На рис. 6 приведен график фактической нефтедобычи на месторождении Ekofisk (исходные данные NPD). Анализ рассчитанного нами газового фактора (ГФ), первоначально не превышавшего 200 м3/т, показал его значительный рост до среднегодового 1200–1400 м3/т в 1984 – 1988 гг. и сильную изменчивость на фоне падающей нефтедобычи (рис. 6). Временный рост ГФ до 1550 м3/т и его резкая изменчивость в 1980 – 1991 гг. обусловлены, видимо, прорывами закачанного газа в добывающие скважины. Отметим, что такой высокий ГФ у нас не вызывает особого удивления – при постоянном закачивании газа на месторождении Prudhoe Bay на Северном склоне Аляски он почти достиг 6000 м3/т, что свидетельствует о практическом превращении данного месторождения в подземное хранилище газа [3, 4], что также практикуется и на шельфе Норвегии.

    Для уменьшения процесса проседания, увеличения давления в резервуаре и повышения КИН был принят план интенсивного закачивания воды, который первоначально вызывал серьезные опасения из-за возможного разрушения мелового резервуара. В 1987 г. начался этап интенсивного водонагнетания, что позволило скомпенсировать упавшее давление на 40%, увеличить нефтегазодобычу и уменьшить с 1999 г. среднегодовые темпы проседания дна с 35 до 15 см в год. В 1996 г. объем закачиваемой воды превышал объем добываемой нефти более чем в 4 раза и достиг 850 тыс. баррелей в сутки. В 1998 г. началась вторая стадия эксплуатации месторождения со значительным переоборудованием добывающего комплекса.

    В 1989 г. на Ekofisk с судна с плавающими косами была впервые проведена сейсморазведка 3D, позволившая уточнить строение резервуара и оптимизировать его разработку, особенно касательно размещения водонагнетательных скважин, объемов и темпов закачивания воды. Месторождению была дана вторая жизнь, при этом газовый фактор начал снижаться, постепенно выходя на уровень, близкий к первоначальному (рис. 6).

    Принципиально новое видение процессов флюидозамещений пришло с применением сейсмического мониторинга (сейсморазведка 4D), заключавшегося в сравнительной обработке данных сейсмических исследований 3D с плавающими косами в 1999, 2003, 2006 и 2008 гг. с базовой (первоначальной) съемкой в 1989 г. Результаты были столь успешными, что инициировали принятие решения о начале систематического полноазимутального (FAZ – Full Azimuth) сейсмического мониторинга по технологии OBC (Ocean Bottom Cable) с сейсмокосами, устанавливаемыми на дно моря на все время жизни месторождения, что называется за рубежом LoFS (Life of Field Seismic), PRM (Permanent Reservoir Monitoring) или PSM (Permanent Seismic Monitoring).

    Выбор донной регистрирующей системы для сейсморазведки 4D осуществлялся в процессе тестовых опробований разработок шести компаний и конкурса, при этом оборудование трех компаний было основано на традиционных 4-компонентных приемниках (три электромеханических геофона и один гидрофон), а трех других – на оптических системах регистрации. В результате предпочтение было отдано фиброптической системе OPTOWAVE, созданной компанией OptoPlan (Sercel) для глубин моря 500 м. Данная система была установлена компанией CGGVeritas (оператор работ 4D с 20-летним опытом работы) в 2010 г. на площади около 60 км2, и с этого года стали проводиться наблюдения с периодичностью дважды в год. Всего установлено 199 км кабелей (3966 приемников через 50 м) на 24 линиях с интервалом между ними в 300 м.

    Благодаря новым технологиям с контролируемым водонагнетанием, активно применяемым компанией ConocoPhillips, КИН на месторождении Ekofisk вырос с 17 до 50%, а накопленная добыча нефти приблизилась к 450 млн м3, а газа – 150 млрд м3. По данным NPD, жизнь Ekofisk продлена почти на 50 лет – до 2049 г. [6, 7].

    Вместе с тем в истории месторождения Ekofisk имеются и трагические страницы. 9 июля 1973 г. и 23 ноября 1977 г. из-за аварий вертолетов Sikorsky S61N погибли, соответственно, 4 и 12 человек. 22 апреля 1977 г. на платформе Ekofisk Bravo из-за неработающего превентора на скважине В-14 произошел выброс нефтегазовой смеси высотой 55 м, продолжавшийся в течение 8 дней. Объем разлива, по данным NPD, составил около 27 тыс. тонн, что породило самое крупное загрязнение шельфа в истории Норвегии. Через три года (27 марта 1980 г.) во время шторма на жилой платформе Alexander Kielland разрушились несущие конструкции, и она перевернулась, в результате чего погибли 123 из 212 человек – самая крупная гибель людей на морских нефтегазодобывающих промыслах Северного моря. В 1988 г. этот трагичный рекорд был побит – в результате пожара на платформе Piper Alpha в английском секторе Северного моря погибли 167 человек.

    Норвегия славится разработкой и широким применением самых новых технологий поиска, разведки и добычи нефти и газа, сопровождаемой сейсмическим мониторингом. Сейсморазведка 4D позволяет осуществлять мониторинг изменений в резервуарах в процессе добычи нефти и водонагнетания, а также в процессе закачивания в пласты газа, включая СО2, наносящего вред экосистеме Земли на локальном и глобальном уровнях (Ekofisk, Gulfaks, Sleipner, Snohvit и др.). Благодаря применению новых технологий средний КИН на месторождениях норвежского шельфа достиг в 1995 г. 40%, в 2010 г. – 46%, а в 2013-м приблизился к 50%. Основой для поддержания пластовых давлений и увеличения КИН служат водонагнетание и, в меньших объемах, газонагнетание. Самые высокие КИН, превышающие 60%, достигнуты на месторождениях Draugen (68%), Statfjord (66%), Oseberg (64%) и Gullfaks (61%). При этом на первом из них закачивается вода, а на других – вода и газ (на Oseberg – в основном газ).

    Для поддержания пластовых давлений и утилизации избытка газа он закачивается в углеводородные резервуары на многих месторождениях: Balder, Brage, Ekofisk, Eldfisk, Fram Vest, Grane, Gullfaks Sor, Njord, Oseberg, Oseberg Sor & Ost, Snore, Statfjord, Tambar, Troll, Tyrihans, Ula, Varg и др. Закачивание газа фактически превратило ряд изначально нефтяных залежей в резервные хранилища газа. В 2003 г. был закачан максимальный объем газа – 42 млрд м3, что составило около 35,4% от общей добычи. Объем закачиваемого газа зависит от спроса на европейском рынке. В 2012 г. 94,7% товарного газа экспортировалось по трубопроводам, а 4,1% – в сжиженном виде (СПГ). Основные потоки газа были направлены в Германию (43,9%), Великобританию (24,9%) и Францию (14,5%). Норвегия является второй страной после России по объемам экспортируемого газа, при этом в 2012 г. поставки газа в саму Норвегию составили всего 1,2% от добычи. В 2013 г. на фоне падающих поставок в Европу из Норвегии Россия добилась рекордных объемов поставок – 30% от общеевропейских.

    В России освоение всех морских месторождений сопровождается сейсморазведкой 3D, однако сейсмический мониторинг проводился всего один раз – на Пильтун-Астохском месторождении компании Sakhalin Energy (Газпром, Shell и др.) в 2010 г. с плавающими косами. Результаты позволили понять произошедшие флюидозамещения в резервуаре, объяснить причины падения нефтедобычи, скорректировать объемы водонагнетания и зоны размещения новых эксплуатационных скважин.

    Применение сейсмомониторинга с донными кабелями (LoFS, PRM) обладает множеством преимуществ, включая возможность контроля флюидоперетоков в условиях, близких к реальному времени, что повышает не только эффективность нефтегазодобычи, но и безопасность освоения месторождений. В ИПНГ РАН в содружестве с рядом специализированных предприятий ведутся разработки отечественных технологий сейсмического мониторинга.

    1 Норвежский нефтяной директорат (NPD) традиционно приводит объемы нефти в кубических метрах, пересчитываемых в тонны с коэффициентом 0,84

    Литература

    1. Богоявленский В.И. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Каспийского региона // Бурение и нефть. 2009. №6. С. 18 – 20.
    2. Богоявленский В.И. Изученность и перспективы нефтегазоносности российской и норвежской акваторий Баренцева моря // Арктика: экология и экономика. М.: РАН, 2011. №2. С. 64 – 75.
    3. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики // Бурение и нефть. 2011. №7 – 8. С. 24 – 28.
    4. Богоявленский В.И. Циркумарктический регион: современное состояние и перспективы освоения нефтегазовых ресурсов шельфа // Газовая промышленность. 2011. ноябрь. С. 88 – 92.
    5. Богоявленский В.И. Нефтегазодобыча в Мировом океане и потенциал российского шельфа. ТЭК стратегии развития. М.: 2012, №6. С.44 – 52.
    6. Facts 2012. The Norwegian Petroleum Sector. NPD, 2012. 148 p.
    7. Facts 2013. The Norwegian Petroleum Sector. NPD, 2012. 151 p.
    8. Hermansen H., Thomas L., Sylte J. and Aasboe B. (1997). Twenty Five Years of Ekofisk Reservoir Management. Society of Petroleum Engineers, 38927: 5–8.
    9. Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России //Арктика: экологии, экономика. М.: РАН, №1. С. 26 – 37.
    10. Ottemoller L., Nielsen H., Atakan K., Braunmiller J., Havskov J. The 7 May 2001 induced seismic event in the Ekofisk oil field, North Sea. Journal of Geophysical Research, Vol. 110, B10301, 2005. 15 p.

    ipng.center.ru

    Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

    Экофиск

    Cтраница 3

    Общие запасы нефти в донных отложениях Северного моря оцениваются в 3 млрд. т, а достоверные - в 2340 млн. т, из которых около 710 млн. т достоверных запасов находятся в британском секторе, 1540 млн. т - в норвежском. Крупнейшее месторождение Экофиск концентрирует 496 млн. т нефти и 340 млрд. м3 газа. Нефть Северного моря отличается высоким качеством и низкой сернистостью.  [31]

    Еще недавно до открытия в Северном море газоконденсатных месторождений Норвегия не имела собственного природного газа. Большая часть запасов газа сосредоточена на месторождениях Экофиск, Статфиорд ( попутный газ) и фригг.  [32]

    Месторождения Северного моря обеспечивают потребность в нефти Великобритании и ряда других государств Западной Европы. Самым крупным нефтяным месторождением этого региона является Экофиск.  [34]

    К началу 1981 г. в Северном море открыто около 100 нефтяных и газовых месторождений. Из них крупнейшие по запасам газа - Фригг, Экофиск, Статфьорд, Леман, Вест-Соул, Индефатигейбл, Викинг, Хьюит, Хейм-далл, Плесид, в каждом из которых содержится свыше 30 мдрд. Начальные разведанные запасы газа всех открытых месторождений составляют 2 3 трлн. м3, основная их часть сосредоточена в британском и норвежском секторах. В секторе ФРГ положительных результатов не получено.  [35]

    Открытие крупного газового месторождения на побережье - Северного моря послужило серьезным толчком для расширения разведочных работ по всему Северному морю, которое разделено на секторы странами, имеющими выход к морю. В 1969 г. в норвежском секторе акватории было открыто нефтяное месторождение - Экофиск, затем последовали открытий Западного Экофиска, Фор-тиса, Брента и ряда других месторождений.  [36]

    Все месторождения выявлены в акватории Северного моря. Залежи нефти в южной части норвежского сектора Северного моря ( месторождения группы Экофиск) связаны с карбонатными коллекторами датского яруса.  [37]

    Что касается нефтехимической продукции, о которой будет, в основном, идти речь, то эта отрасль начала развиваться с середины 70 - х годов в Бамбле, Тедемарк. Тогда была предпринята большая строительная программа по использованию запасов сжиженного газа месторождения Экофиск. В настоящее время комплекс в Бамбле включает в себя нефтеперегонный завод в Рафне и четыре завода по производству полимеров в Реннин-гене. Нефтеперегонный завод производит этилен и пропилен в качестве исходного материала, который в Реннингене перерабатывается в сырье для производства пластмасс. Почти 90 % продукции завода в Реннингене экспортируется, главным образом, в соседние скандинавские страны, а также на первичные рынки Европы, например, в Германию, Великобританию и Францию.  [38]

    За десятилетие ( к 1981 - 1982) добыча нефти возросла до 25 млн т в год, газа - до 26 млрд м3 в год. Вокруг м-ния Экофиск на глубинах, не превышающих 80 м, на расстояниях до 80 км от Экофиска открыты и введены в эксплуатацию еще 6 м-ний. Все эти м-ния образуют крупный нефтегазодоб. Нефть высококачественная, с низким содержанием серы ( макс. По объему добываемой нефти выделяется м-ние Статфьорд, расположенное в 282 км от Ставангера на глуб. Часть этого м-ния находится в терр.  [39]

    Открытие крупного газового месторождения на побережье - Северного моря послужило серьезным толчком для расширения разведочных работ по всему Северному морю, которое разделено на секторы странами, имеющими выход к морю. В 1969 г. в норвежском секторе акватории было открыто нефтяное месторождение - Экофиск, затем последовали открытий Западного Экофиска, Фор-тиса, Брента и ряда других месторождений.  [40]

    Северный ареал зон нефтегазонакопления - месторождения: / - Магнус, 2 - Тистл, 3 - Данлин, 4 - Статьфьорд, 5 - Корморан, 6 - Брент, 7 - Хаттон, 8 - Хитер, 9 - Ниниан, 10 - Элвин, 16 - Верил; / / - Западно-Бергенский ареал зон газонакопления - месторождения: / / - Один, 12 - Фригг-Норд - Ист, 13 - Фригг-Ист. Фригг, 15 - Хаймдал; / / / Централыюсевероморский ареал зон нефтегазонакопления - месторождении: 17 - Клеймор, 18 - Пайпер; 19 - Эндрью, 20 - Моурии, 2 / - Брислинг, 22 - Брим, 23 - Фортис, 24 - Ломонд, 25 - Монтроз, 26 - Код, 27 - Джозефайи, 28 - Альбускьел, 29 - Торфельт, 30 - Торфельт-Саут - Ист, 31 - Экофиск Вест, 32 - Экофиск, 33 - Эдда, 34 - Элдфиск.  [42]

    Северный ареал зон нефтегазонакопления - месторождения: / - Магнус, 2 - Тистл, 3 - Данлин, 4 - Статьфьорд, 5 - Корморан, 6 - Брент, 7 - Хаттон, 8 - Хитер, 9 - Ниниан, 10 - Элвин, 16 - Верил; / / - Западно-Бергенский ареал зон газонакопления - месторождения: / / - Один, 12 - Фригг-Норд - Ист, 13 - Фригг-Ист. Фригг, 15 - Хаймдал; / / / Централыюсевероморский ареал зон нефтегазонакопления - месторождении: 17 - Клеймор, 18 - Пайпер; 19 - Эндрью, 20 - Моурии, 2 / - Брислинг, 22 - Брим, 23 - Фортис, 24 - Ломонд, 25 - Монтроз, 26 - Код, 27 - Джозефайи, 28 - Альбускьел, 29 - Торфельт, 30 - Торфельт-Саут - Ист, 31 - Экофиск Вест, 32 - Экофиск, 33 - Эдда, 34 - Элдфиск.  [44]

    Необходимость быстрейшего ввода морских скважин в эксплуатацию приводит к тому, что на большей части платформ одновременно с процессом бурения осуществляется эаканчнва-ние и эксплуатация ранее пробуренных скважин. Практикуется бурение нескольких скважин сначала под кондуктор, а после этого от кондуктора до проектной глубины. Так, на месторождении Экофиск на первой буровой платформе сначала были пробурены скважины под 30 кондуктор, а после его спуска - под 2О кондуктор, И только после одновременного спуска и цементирования кондукторов было начато бурение скважин до проектной глубины. Некоторые фирмы бурят скважины поочередно группами из 6 скважин. После окончания бурения буровая установка перемешается к противоположному углу платформы, а пробуренная группа скважин вводится в эксплуатацию.  [45]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

    Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

    Экофиск

    Cтраница 4

    Токоотдача цинковых протекторов может быть рассчитана по табл. 24.1 как для круговых ленточных заземлителей. Поскольку однако ожидаемая площадь повреждений, удельное сопротивление окружающего грунта и длины участка трубопровода, не замытого в грунт, неизвестны, все оценки получаются только грубо ориентировочными. Так, например, на трубопроводе с месторождения Экофиск через каждые 132м размещены цинковые протекторы массой по 450 кг.  [46]

    С самого начала разработки месторождения для поддержания пластового давления в пласты закачивают газ, добываемый вместе с нефтью. Дальнейшее увеличение темпов отбора нефти и газа связано с соседними месторождениями Западный Экофиск, Код, Тор, Элдфиск, Эдда и Албскейл. Все эти месторождения будут соединены с месторождением Экофиск нефтепромысловыми коллекторами для сбора и централизованной первичной обработки нефти в одном месте.  [47]

    Долгое время считалось, что Западная Европа небогата нефтью и природным газом. Но в последние два с половиной десятилетия здесь были выявлены крупные месторождения, главным образом в акватории Северного моря, в британских и норвежских водах. Наиболее крупным в британском секторе является нефтяное месторождение Фортис ( около 1 млрд. т), в норвежском - нефтегазовое месторождение Экофиск.  [48]

    Армированный бетон обладает меньшей прочностью по отношению к единице веса, но выдерживает высокие усталостные нагрузки и не подвержен коррозии. Платформы из бетона относятся к гравитационному типу, они устойчивы под действием собственного веса. Крупнейшие в мире бетонные платформы типа Condeep весом 380 - 420 тыс. т с 1973 г. применяются в Северном море на месторождениях Экофиск, Фригг, Ниниан, Брент, Статифиорд.  [49]

    Западная Европа сравнительно небогата нефтью и газом. В 1973 г. добыча нефти снизилась до 15 5 млн.т. В 1959 г. открыто уникальное газовое месторождение Слохтерен, а в 1969 г. - нефтяной гигант Экофиск в Северном море. В дальнейшем ожидается устойчивая тенденция к ее снижению по мере истощения морских месторождений.  [50]

    Правительство Норвегии, понимая, что собственными силами развернуть поисково-разведочные работы в морских условиях очень сложно, решило предоставить на льготных условиях право на разведку нефти и газа в Северном море иностранным компаниям. К 1971 г. было сдано в аренду более 90 участков по 500 км2 каждый. Арендаторами явились известные в капиталистическом мире компании: Шелл, Эссо, Галф, Тексако, Филлипс и др. В 1968 г. фирма Фил-липе открыла в Северном море нефтяное месторождение Экофиск, расположенное в 240 км к юго-западу от норвежского города Ставан-гер и в 370 км к востоку от Шотландии. Некоторые скважины этого месторождения дают по 275 т нефти и по 1 3 млн. м3 газа в сутки.  [51]

    Континентальный шельф Северного моря распределен между семью государствами: Великобританией, Норвегией, Нидерландами, Данией, ФРГ, Бельгией и Францией. Здесь обнаружено более 60 месторождений нефти и газа. Крупные месторождения выявлены пока только в британских и норвежских водах. Крупнейшим месторождением Североморского региона является нефтегазовое месторождение Экофиск, открытое в норвежском секторе в 1969 г. Извлекаемые запасы его оцениваются величинами более 300 млн. т нефти и около 400 млрд. м3 природного газа. В нидерландском секторе выявлены преимущественно газовые месторождения. В датском секторе открыто три небольших по размерам нефтяных месторождения. В пределах секторов Бельгии, ФРГ и Франции пока не обнаружены скопления углеводородов.  [52]

    С самого начала разработки месторождения для поддержания пластового давления в пласты закачивают газ, добываемый вместе с нефтью. Дальнейшее увеличение темпов отбора нефти и газа связано с соседними месторождениями Западный Экофиск, Код, Тор, Элдфиск, Эдда и Албскейл. Все эти месторождения будут соединены с месторождением Экофиск нефтепромысловыми коллекторами для сбора и централизованной первичной обработки нефти в одном месте.  [53]

    Континентальный шельф Северного моря распределен между семью государствами: Великобританией, Норвегией, Нидерландами, Данией, ФРГ, Бельгией и Францией. Здесь обнаружено более 60 месторождений нефти и газа. Крупные месторождения выявлены пока только в британских и норвежских водах. Крупнейшим месторождением Североморского региона является нефтегазовое месторождение Экофиск, открытое в норвежском секторе в 1969 г. Извлекаемые запасы его оцениваются величинами более 300 млн. т нефти и около 400 млрд. м3 природного газа. В нидерландском секторе выявлены преимущественно газовые месторождения. В датском секторе открыто три небольших по размерам нефтяных месторождения. В пределах секторов Бельгии, ФРГ и Франции пока не обнаружены скопления углеводородов.  [54]

    Неглубоко залегающие залежи нефти / газа в ордовикских известняках штатов Кентукки и Тен-неси ( США) вмещали УВ только21 в трещинах ( МПП. Отбор флюидов из межблоковой полостной составляющей приводил к уплотнению коллекторов и проседанию за счет этого вышележащих отложений вплоть до дневной поверхности. О многометровых просадках морского дна над уплотнявшимся меловым коллектором месторождения Экофиск подробно говорилось ранее ( см. гл.  [55]

    Неглубоко залегающие залежи нефти / газа в ордовикских известняках штатов Кентукки и Тен-неси ( США) вмещали УВ только в трещинах ( МПП. Отбор флюидов из межблоковой полостной составляющей приводил к уплотнению коллекторов и проседанию за счет зтого вышележащих отложений вплоть до дневной поверхности. О многометровых просадках морского дна над уплотнявшимся меловым коллектором месторождения Экофиск подробно говорилось ранее ( см. гл.  [56]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru