Рекомендуемая схема обустройства месторождения нефтм в Северном море

В настоящее время нефтедобыча в Северном море продолжает активно развиваться. Ведётся работа по эксплуатации месторождений и по разведке новых нефтяных полей. Что касается норвежского сектора Северного моря, то Норвегия стала лидером по нефтяным открытиям в третьем квартале 2019г. На долю Норвегии пришлись 6 из 38 открытий за этот период
Самое крупное месторождение, открытое в норвежском секторе Северного моря за последние 40 лет – это Йохан Свердруп (Johan Sverdrup). Это одно из пяти крупнейших нефтяных месторождений Норвежского континентального шельфа. Месторождение расположено примерно в 150 км от побережья Ставангера, Норвегия, в Норвежском Северном море (рис.1).
Рис.1. Месторасположение месторождения Йохана Свердрупа
Йохан Свердруп считается одним из крупнейших нефтяных месторождений на норвежском континентальном шельфе. Месторождение находится в совместной собственности Equinor (40,02%, оператор), Lundin Norway (22,6%), Petoro (17,36%), Aker (11,5%) и Total (8,4%)
Johan Sverdrup, является крупнейшим с 1980-х годов месторождением на Норвежском континентальном шельфе (NCS), извлекаемые запасы которого составляют 2,7 Гб.н.э. Около 95% из них - нефть, 3% - сухой газ, остальное - газоконденсатные жидкости (ШФЛУ) (рис.2). Запасы оцениваются в пределах 1,8–3 млрд баррелей, или 290-460 млн м3 нефти.
453390381000
Рис.2 Запасы месторождения
Ранее на территории нефтяного поля разрабатывались два других месторождения, однако исследование 2010 г. показало, что они составляют лишь часть нефтяного поля. В настоящее время Йохан Свердруп – пожалуй, наиболее перспективное месторождение, способное продлить нефтяную эру Норвегии минимум на несколько десятилетий. Срок эксплуатации месторождения Йохан Свердруп составляет около 50 лет, а его пиковая производительность оценивается в 660 000 баррелей нефти в сутки (баррелей в сутки).
Месторождение им. Свердрупа, расположенное в нефтеносном районе Верхняя Утсира (Utsira High) в Северном море Глубина воды составляет 110-120 метров. Продуктивный пласт залегает на глубине 1900 метров.
Выбор техники и технологии для разработки и обустройства данного месторождения определяется следующими основными факторами:
Условия окружающей среды (климатические и геологические);
Запасы месторождения.
Также на разработку и обустройство влияют принятые параметры для добычи и транспортировки нефтепродуктов, например, требуемые точки росы газа по воде и углеводородам различны для разных районов добычи. Для Северного моря, например, они составляют соответственно минус 9,5 и минус 4°С при 70 кгс/см2 (для самых холодных месяцев - января и февраля, в остальные месяцы требования менее строги). Приведем несколько рекомендуемых схем обустройства месторождения Йохан Свердруп.
2 Вариант обустройства №1
При данном варианте предложено реализовать обустройство в двух фазах: фазы 1 проекта включает 4 платформы (жилую, перерабатывающую, буровую и райзерную), три подводных водонагнетательных установки, систему энергоснабжения с берега, экспортные трубопроводы для нефти в Монгстад и для газа в Карсто (рис.3).
Фаза 2 включает еще одну перерабатывающую платформу (P2), модификацию райзерной платформы и центра управления, подводных оснований для скважин, дополнительное энергоснабжение с берега в рамках единой системы для района Utsira High, включающего месторождения Edvard Grieg, Ivar Aasen и Gina Krog (рис.4,5)

. Общее решение по площади будет способствовать среднему снижению выбросов CO₂ на уровне около 1,2 млн. Тонн CO₂ в год.
Рис.1.Фаза 1 проекта
Рис.3. Подводная фаза Йохана Сведрупа, фаза 2
Рис.4. Снабжение Йохан-Свердруп месторождений Джина Крог, Ивар Аасен и Эдвард Григ с берега.
В рамках реализации 1й фазы будет пробурено 8 эксплуатационных скважин. После этого на соседнем участке будет пробурено 3 нагнетательных скважины, которые предназначены для поддержания пластового давления и обеспечения высокого уровня добычи.
Нефть с месторождения будет доставляться по трубопроводу к терминалу Mongstad в Хордаланне, а газ будет транспортироваться через Statpipe на перерабатывающий завод Kårstø в Северном Рогаланде (рис.5)
Рис.5. Транспортные маршруты месторождени
3 Вариант обустройства № 2
Данный вариант обустройства предполагает добычу на девяти крупных платформах. В рамках проекта определено постройку семи отдельных промыслов, шесть из которых нефтяные и один - газоконденсатный. На промысловых платформах нефть и газ сначала разделяются, газ осушается гликолем, затем нефть и осушенный газ по отдельным трубопроводам (расстояние 15 км) направляются на ЦТП. На одной из платформ газ отделяется от газового конденсата и осушается гликолем, конденсат обезвоживается, после чего газ и конденсат объединяются и подаются на ЦТП по общему трубопроводу. С другой платформы нефть и газ транспортируются на ЦТП как двухфазный поток, без предварительной сепарации или осушки (длина трубопровода примерно 9 км), с платформы нефть и газ после разделения по отдельным трубопроводам идут на ЦТП, где осуществляется стабилизация объединенных нефтяных и газоконденсатных потоков, после чего нефть откачивается насосами на берег После этого объединенные газовые потоки со всех промыслов захолаживаются для снижения их точки росы по углеводородам, газ сжимается и по подводному трубопроводу подается на берег.
Рис.5. Обустройство месторождения (вариант 2)
Направления и способы транспортировки нефти и газа с месторождения в данном варианте обустройства аналогично варианту 1.
3 Вариант обустройства № 3
Предложено использовать морскую платформу с бетонным основанием гравитационного типа и стальной надстройкой, установлена в центре месторождения (рис.6)