Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Рациональные методы организации опережающей добычи углеводородов в условиях арктического шельфа

ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Рациональные методы организации опережающей добычи углеводородов в условиях арктического шельфа"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

на правах рукописи УДК 622.279.1/4 (98)

ЧЕБАНЕНКО АНДРЕЙ СЕРГЕЕВИЧ

РАЦИОНАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОРГАНИЗАЦИИ ОПЕРЕЖАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ В УСЛОВИЯХ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА (НА ПРИМЕРЕ ШТОКМАНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2005

Диссертация выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель:

Доктор технических наук, профессор Д.А. Мирзоев Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Ч.С. Гусейнов

Кандидат технических наук B.C. Вовк

Ведущая организация: ЗАО «Морнефтегазпроект».

Защита состоится «Д &>» 2005 г. в часов,

в ауд. {¿0[ на заседании диссертационного Совета Д.212.200.11 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1,119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан «2Ь » ¿аЩ 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., доцент

И.Е. Литвин

гооб-4

7£0$

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Внутреннее потребление газа как за рубежом, так и в Российской Федерации неуклонно растет. Так, за последние четыре года оно увеличилось на 18%, в то время как добыча газа возросла только на 9%. Эти изменения на фоне падающей добычи большинства основных месторождений Западной Сибири приводят к необходимости ускоренного развития добычи газа. Вместе с тем, основная часть запасов месторождений суши представляет собой месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, становится маловероятным открытие и введение в эксплуатацию новых крупных месторождений газа на суше, которые позволят быстро нарастить добычу газа. В этой связи освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа в России, так же и как во всем мире, представляется безальтернативным вариантом компенсации падения добычи газа и нефти на суше. В связи с этим исключительную важность н актуальность приобретают задачи вовлечения в топливно-энергетический баланс России открытых и потенциальных запасов углеводородов континентального шельфа, основная масса которых (~85%) локализована на шельфе российских арктических морей.

Однако большинство запасов углеводородов шельфа России сосредоточено в районах, отличающихся неблагоприятными метеорологическими условиями. Успешное освоение углеводородных ресурсов таких акваторий требует создания новых технологий, технических средств и сооружений, что существенно влияет на состав объектов обустройства морского месторождения, транспорт и схему подготовки продукции скважин.

.Успешное освоение углеводородных ресурсов таких акваторий требует как использования принципиально новых технологий, технических средств и оборудования, отвечающих природно-климатическим, геолого-технологическим условиям новых морских регионов, так и новых направлений использования уже

существующих технических средств с учетом выбора рациональных схем обустройства морских месторождений.

Целью диссертационной работы является научное обоснование возможности организации опережающей добычи углеводородов с морских месторождений (на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения) без применения эксплуатационных платформ с учетом обеспечения приемлемых уровней добычи углеводородов.

Поставленная цель достигается решением следующих задач:

1. Исследование параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу без ее предварительной промысловой подготовки;

2. Определение рациональных эксплуатационных режимов скважин с подводным заканчиванием при освоении морского месторождения;

3. Разработка методики по определению возможности совместной добычи и транспортировки добываемой продукции с использованием подводных добычных комплексов.

Научная новизна работы

Обоснована возможность организации опережающей добычи углеводородов без применения эксплуатационных платформ при освоении морских месторождений арктического шельфа Российской Федерации. Разработаны методические основы определения рациональных показателей опережающей добычи углеводородов с морских месторождений без применения эксплуатационных платформ.

Практическая ценность результатов работы

Разработанная в диссертации методика по определению возможности опережающей эксплуатации морских месторождений без применения эксплуатационных платформ позволяет определить возможность реализации проекта опережающей добычи углеводородов континентального шельфа и ускорить вовлечение открытых запасов в топливно-энергетический баланс России.

--------------------------------4

{«.-и-чинч^;* (I ^ • .

I мгчнмМ !

; т ^^

«I Л •«•♦»I"- —

Апробация работы.

Основные результаты диссертации докладывались на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» в январе 2003 года, научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» в марте 2004 года. Автором опубликовано 4 статьи по теме диссертации в различных научно-технических журналах.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 статей, из них 2 - в материалах научных конференций.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения с выводами и рекомендациями, списка использованной литературы из 94 наименований. Рабата содержит 100 страниц машинописного текста, 23 рисунка и 6 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении приводится общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследования. Охарактеризована научная новизна и основные защищаемые положения.

Первая глава посвящена рассмотрению состояния изученности технологических схем и технических средств для освоения морских глубоководных месторождений углеводородов. Описаны основные особенности Российского шельфа, приведена краткая характеристика Штокмановсного газоконденсатного месторождения, описаны существующие варианты освоения ШГКМ.

Вопросам, связанным с выбором технологических схем и технических средств для освоения месторождений шельфа посвящено множество книг и работ.

Большой вклад внесли П.П. Бородавкин, B.C. Вовк, Ч.С. Гусейнов, С.Н. Закиров, Б.А. Никитин, Д.А. Мирзоев, B.JI. Ровнин и др.

В данной работе показано, что в настоящее время технические средства, применяемые при освоении морских месторождений углеводородов, особенно платформы, являются чрезвычайно материало-, энерго- и капиталоемкими. Так, например, строительство многофункциональной платформы на натяжных опорах (tension leg platform, или TLP) для Штокмановского газоконденсатного месторождения оценивается примерно в 1400-1500 млн. долларов США, технологической платформы - в 900-1200 млн. долларов США. Кроме того, сроки строительства таких платформ могут достигать нескольких лет. При освоении месторождения капитальные затраты на подводные комплексы составляют 3-10 %, в зависимости от числа скважин; на морские трубопроводы - 25-40%, в зависимости от количества ниток магистрального трубопровода и их протяженности; на платформы - 30-45%, в зависимости от их типа.

Кроме того, способу освоения месторождений с бурением эксплуатационных скважин с платформ присущи существенные недостатки:

1. Неизбежное при этом способе концентрированное расположение добывающих скважин вокруг стационарного основания обусловит локальное понижение пластового давления. Это обстоятельство, в свою очередь, обусловит ускоренное снижение устьевого давления или снижение дебитов газа и высокую вероятность ускоренного продвижения воды к забоям добывающих скважин, что для месторождений с небольшими газонасыщенными толщинами пластов и массивным типом залежей крайне осложняет их эксплуатацию, поскольку возможности регулирования процесса разработки при такой схеме расположения скважин будут крайне ограничены.

2. Ограниченная площадь разбуривания газовых залежей неизбежно обусловит во многих случаях невысокий охват залежей дренированием и, как следствие, низкий коэффициент газоотдачи. Эта проблема может быть решена

бурением скважин с большим отходом от устья (платформ), однако это обусловит увеличение объемов и стоимости буровых работ, а также увеличение потерь энергии при движении газа в подъемном лифте большой длины.

Альтернативным способом разработки месторождений с использованием морских эксплуатационных платформ является способ, ориентированный на подводное заканчивание скважин. В этом случае скважины могут быть пробурены с плавучих буровых установок без сооружения стационарных оснований. Добываемая из скважин с подводным заканчиванием продукция по трубопроводам может быть передана на эксплуатационную платформу для подготовки к транспорту.

Дальнейшим развитием данного способа может служить вариант подводной эксплуатации месторождения без применения эксплуатационных платформ, при котором добываемая продукция после предварительной подготовки или без таковой направляется непосредственно в подводный трубопровод и транспортируется до берегового терминала (установки подготовки продукции) без компримирования, то есть под собственным давлением. С развитием технологий, позволяющих рассматривать подводную добычу и транспортировку продукции как возможный вариант, проект такого освоения был разработан в 2003 году для морского газоконденсатного месторождения Ormen Lange, Норвегия. Однако в настоящее время не существует ни одного реализованного проекта бесплатформенного освоения морского месторождения. В отечественной практике опыт разработки аналогичного проекта также отсутствует, хотя в 1994-1995 г.г. ОАО «ЦКБ «Лазурит» и ОАО «ВНИПИМОРНЕФТЕГАЗ» были предложены технические решения по подводной подготовке и транспортировке газа.

В связи с этим необходимо рассмотреть применимость такого рода способов освоения морских месторождений для Российского шельфа, поскольку эксплуатация месторождения без применения эксплуатационных платформ может привести к ускоренному вводу месторождения в разработку за счет того, что отпадет необходимость дожидаться окончания строительства морской

эксплуатационной платформы и установки ее на месторождении. Кроме того, привлечение значительных инвестиций до начала добычи продукции, то есть начала хотя бы частичного возврата вложенных средств, обычно затруднено. В этом ракурсе уменьшение начальных вложений на величину стоимости платформы играет значительную роль.

Таким образом, реализация проекта освоения морского месторождения без применения эксплуатационных платформ позволит начать добычу углеводородов с месторождения раньше, чем это запланировано в проекте освоения с применением платформ. В этом смысле будем говорить о реализации проекта опережающей добычи с морского месторождения.

К настоящему времени на арктическом шельфе России выявлено более 60 структур, перспективных на нефть и газ. Наиболее активно поисково-разведочные работы ведутся в районах Мурманского выступа, Баренцева и Карского морей, южного побережье Карского моря, включая акватории Обской и Тазовской губ. Баренцево море - одно из самых больших и теплых морей Северного Ледовитого океана. Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Баренцева моря, и по величине запасов газа относится к категории уникальных (3,2 трлн. м3 газа, ГКЗ РФ в 1995 г.). На долю двух залежей (горизонтов Юц и Ю|) приходится более 90 % общих запасов, что определяет их как базовые объекты разработки месторождения. Содержание конденсата в газе небольшое и составляет в среднем по месторождению 9,7 г/м3.

Проектный уровень добычи газа со Штокмановсмого Г КМ составляет 67,5 млрд. м3 газа в год и определяется не только геолого-эксплуатационными характеристиками месторождения, но и пропускной способностью подводного газопровода. Оптимальной величиной давления на приеме береговой КС является 6,0 МПа. В связи с отсутствием промежуточных компрессорных станций и большой протяженностью подводного газопровода необходимо в этом случае поддерживать высокое давление в его головной части (18-19 МПа).

В связи с этим определены следующие направления исследования:

- исследование параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу без ее предварительной подготовки;

- определение рациональных параметров эксплуатационных скважин с подводным заканчиванием при освоении морского месторождения;

- разработка методики по определению возможности совместной добычи и транспортировки добываемой продукции с использованием подводных добычных комплексов.

Вторая глава посвящена научным основам рационального освоения морских месторождений. Приведены общие сведения по концепции освоения морских месторождений углеводородов, теоретические основы газогидродинамических расчетов добычи газа из пласта, расчетов параметров подводных трубопроводов, даны основы методов оптимизации проектов.

Задача рационального освоения месторождения является комплексной, то есть при проектировании разработки система «пласт - скважина - сеть сбора -потребитель» рассматривается как единое целое.

В настоящее время технология трубопроводного транспорта сырого природного газа на большие расстояния находит всё большее распространение в практике эксплуатации морских месторождений углеводородного сырья. Из протяжённых морских газопроводов можно отметить газопровод месторождений Caister и Murdoch в Северном море длиной 174 км и диаметром 26" (660,4 мм), по которому в течение 3 лет (с 1993 г. по 1996 г.) под пластовым давлением на береговые сооружения подавался сырой газ. С месторождения Bassein в Индии с 1986 г. на береговые сооружения транспортировалась по морскому газопроводу протяжённостью 213 км и диаметром 36" (914,4 мм) газоконденсатная смесь, которая на эксплуатационной платформе проходила предварительную осушку. Из последних примеров морского использования технологии трубопроводного транспорта сырого газа на береговые сооружения подготовки и переработки газа и

конденсата можно отметить проектные решения по разработке месторождения 8п0Ьук (Белоснежка) на норвежском шельфе Баренцева моря. Продукцию скважин (газ, жидкие углеводороды, пластовая и конденсационная вода) вместе с водным раствором МЭГ'а, предназначенным для исключения гидратообразования в газопроводе, предполагается транспортировать под пластовым давлением по одному трубопроводу протяженностью 160 км и диаметром 26,8" (680 мм).

Отличием газопровода сырого газа Штокмановского месторождения от других известных газопроводов служит его рекордная протяженность для трубопроводного транспорта газожидкостных систем, составляющая 564,5 км. С позиции проведения термогазогидравлических расчетов это обстоятельство предъявляет повышенные требования к точности и достоверности применяемых расчетных методик. Вследствие значительной протяженности газопровода нельзя проводить его очистку с помощью прогонки очистного устройства (поршня) на регулярной основе. Это накладывает технологические ограничения на режимы эксплуатации рассматриваемого газопровода сырого газа, которые должны обеспечивать гидравлическую эффективность транспорта сырого газа.

Результаты термогазогидравлических расчетов режимов работы протяженных газопроводов высокого давления существенно зависят от выбора основных расчетных соотношений и параметров, в частности, уравнения состояния газожидкостной смеси, эквивалентной шероховатости труб газопровода, расчетного соотношения для определения коэффициента гидравлического сопротивления и т.д.

В общем случае определение параметров подводного трубопровода состоит из двух задач: расчет трубопровода на прочность/устойчивость и расчет параметров течения газожидкостной смеси.

. Расчет подводного газопровода, в частности, включает в себя: • Определение толщины стенки трубы при действии внутреннего давления.

Толщина стенок морских трубопроводов определяется из условия достижения кольцевыми напряжениями некоторого уровня (как доли от предела текучести материала трубопровода) при действии внутреннего и наружного давлений. В различных методиках определения минимальной толщины стенки трубопровода применяются различные значения расчетных коэффициентов. Так, в стандарте ASME для определения толщины стенки принята формула:

t =(Р|-Р.)°

2FT<ry '

где I, -номинальная толщина стенки; р, - расчетное внутреннее давление; р, -наружное гидростатическое давление; О - наружный диаметр трубы; F - расчетный коэффициент, принимаемый равным 0,72 для класса безопасности «нормальный» и 0,50 для класса безопасности «высокий»; Т - температурный коэффициент, принимаемый равным 1,0 для продуктов перекачки с температурой ниже 120 С; оу -нормативный предел текучести материала труб.

В стандарте ISO номинальная толщина стенки трубопровода определяется

как:

'« = 'ala +tfrt +t«r

t - (p.-p.)p ~ 2F«jj +(p, -pt)'

где tfll - заводской допуск на толщину стенки; tcv - возможный припуск на коррозию.

• Определение толщины стенки при действии наружного давлении и изгиба из условия местной потери устойчивости.

• Расчет трубопровода на ударные нагрузки.

Таким образом, в настоящее время существуют определенные стандарты и нормы, позволяющие определить прочностные параметры подводного трубопровода.

Перепад давления в трубопроводе при течении сухого газа при заданном массовом расходе может быть выражен как

где М - массовый расход газа; № - площадь вертикального сечения трубопровода; р. и р. - соответственно давления в начале и конце участка трубопровода длиной Ь; К - газовая постоянная; X - коэффициент гидравлического сопротивления; О - внутренний диаметр трубопровода.

При необходимости можно перевести массовый расход М в объемный О. Коэффициент гидравлического сопротивления X является наиболее неоднозначно определяемым параметром в приведенных формулах. Существует достаточно большое количество эмпирических формул для определения данного коэффициента в зависимости от режима течения, и выбор какой-либо из них в ряде случаев достаточно затруднен. Так, в ООО «ВНИИГАЗ» широкое распространение получила формула

где к - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубопровода, Не = —— - число Рейнольдса, ц - вязкость газа.

Однако расчеты по приведенным формулам можно считать удовлетворительно точными только для течения сухих газов при небольших давлениях и длинах трубопровода. При расчете течения реальных газов, а тем более в газопроводах большой протяженности, пренебрежение изменениями температуры,

коэффициента сверхсжимаемости и других параметров состояния газов не оправдано. Кроме этого, при расчете газожидкостной смеси необходимо учитывать влияние жидкости, фазовых переходов и т.д. Все это чрезвычайно затрудняет расчет течения без помощи современной вычислительной техники.

Поэтому для определения параметров эксплуатации газопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, в мировой практике используется ряд программ, различающихся как рассчитываемыми режимами течения смеси, подходами к определению искомых параметров, так и точностью вычислений. Из известных можно перечислить Pipephase и Inplant компании SimSci, PlantFlow компании Bentley, программу FluidFlow, а также пакет HYSIS, с недавнего времени включающий в себя продукт Pipesys фирмы Neotec, семейство программ Olga/S2ÛOO и интегрированный расчет Pipesim/Pipesim-Net от Schlumberger. Последний дает возможность построения комплексных моделей «скважина - комплекс подготовки -трубопровод» и их оптимизации. Следует подчеркнуть, что стоимость этих программных комплексов существенно различается и может достигать нескольких сот тысяч долларов США.

Для определения оптимального диаметра подводного трубопровода для Штокмановского газоконденсатного месторождения были проведены специальные гидравлические и тепловые расчеты режимов эксплуатации морских магистральных газопроводов с помощью программного продукта PipePhase от SimSci.

Необходимо отметить, что определение режимов работы горизонтальной скважины также представляет собой достаточно большие трудности. Совместное решение уравнений, описывающих приток газожидкостной смеси к скважине и потока в самой скважине, аналитическим путем не достижимо. Для получения приближенных простых расчетных методов различными авторами, изучающими вопросы фильтрации жидкости и газа к горизонтальному стволу, принимались разные по геометрической форме зоны фильтрации схемы.

При принятии параболического характера линий тока приток газа к горизонтальной газовой скважине определяется по формуле:

м * ' 2Ь

*Н К,

д уь кс+уь;

Н. + уь]4 '

Н, + уЬ

КД„ ' ГГ„

где Рк„ ТЖ1 - пластовые давление и температура, Р, -забойное давление, Р Тот, рая, - стандартные давления, температура и плотность газа, I - коэффициент макрошероховатости пласта, р - вязкость газа, г - коэффициент сверхсжимаемости газа, К„ Кг - соответственно вертикальная и горизонтальная проницаемость пласта, (2 - дебит скважины, К, - радиус контура питания скважины, Н - толщина (мощность) пласта.

Уравнение движения газа по стволу горизонтальной скважины при условии малости гравитационных сил при принятых обозначениях имеет вид

«1(3 -А + д/л' + 4в(р„' -Р')

<11

2В

А = -

2Ь

Д уЬ Н, + УЬ; К,+*1|| УЦ К. R«+yllJ К.+УЬ

где й - диаметр скважины, X - коэффициент гидравлического сопротивления в стволе скважины.

. Тогда совместное решение уравнения притока газа при нелинейном законе фильтрации к горизонтальному стволу и движения газа в нем будет означать решение системы уравнений

dQ _ - A + ^A' +4В(Р>> -P1) di = 2B '

»—-aE—fxfi+aSl

dl 2aa - P v D dl /

Эта система обыкновенных дифференциальных уравнений, описывающая приток газа к единичной скважине и движение газа по стволу скважины, является нелинейной и не имеет аналитического решения, поэтому для ее численного решения необходима программа, основанная на численных методах нахождения решения (например, на методе Рунге-Кутга).

Эти формулы являются теоретической основой аналитических методов определения производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. При решении аналогичных систем уравнений различными авторами используются различные характеры изменения параметров, входящих в эту систему, от давления, температуры, насыщенности и т.д. Так, например, характер изменения вязкости газа от давления принимается в виде линейной или степенной зависимости снижения коэффициента вязкости в процессе истощения залежи. Так же — по-разному — принимается порог подвижности фаз, коэффициент гидравлического сопротивления труб при движении поступившего в горизонтальный ствол газа по его длине.

Поэтому имеющиеся к настоящему времени различные программы для гидродинамического моделирования разработки месторождения (например, ТРИАС компании Венсис, пакет ECLIPSE от Schlumberger Information Solutions, Tempest компании Roxar, VIP компании Landmark и др.) дают неидентичные результаты. Для расчета параметров разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения использовалась программа VIP компании Landmark. Данный программный комплекс позволяет оперировать большими объемами данных, что делает возможным составить гидродинамическую модель месторождения.

Таким образом, создание проекта рационального освоения морских месторождений зависит от:

1. Наличия достоверных данных (параметры пласта, добываемой продукции, гидрометеорологических условий и т.д.)

2. Выбора характера зависимостей связанных параметров пласта (например, плотности, взаиморастворимости и вязкости фаз от давления, фазовых проницаемостей газа, конденсата и воды от насыщения пор этими фазами)

3. Выбора программного комплекса для расчета необходимых параметров добычи и транспорта продукции.

4 Выбора технологической схемы и технических средств для освоения месторождения.

Третья глава посвящена определению конкретных параметров добычи газа со Штокмановского газоконденсатного месторождения и параметров подводной транспортировки добываемой газожидкостной смеси без ее подводной промысловой подготовки.

Описанными в предыдущей главе методами автором были рассчитаны различные варианты освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. В качестве исходных вариантов для определения параметров добычи газа Штокмановского газоконденсатного месторождения были приняты варианты с использованием скважин с подводным заканчиванием. При этом величины годовых отборов были приняты на уровне 7.5, 15, 22.5 млрд.м3/год, так как именно эти объемы были рассмотрены в существующих вариантах разработки месторождения. В качестве дополнительных вариантов были просчитаны годовые отборы на уровне 10 и 12.5 млрд.м3/год.

Как показывает гидравлическое моделирование с помощью программного комплекса ЛреРАаге, загрузка газопровода должна составлять не менее 40-50 % от его максимальной производительности. При меньшей загрузке режимы эксплуатации газопровода в силу природы гидравлики газожидкостных потоков в протяжённых рельефных трубопроводах отличаются существенной

нестабильностью и характеризуются значительными изменениями (пульсациями) расходных и термобарических параметров потоков флюида.

В качестве основных параметров газопровода для подводной транспортировки добываемой продукции были взяты диаметр и толщина стенки газопровода. Исходя из возможных диаметров промышленно выпускаемых труб, а также прочностных свойств газопровода, были определены искомые параметры.

Сводная таблица параметров подводного газопровода для вариантов годовой

добычи газа 7Д10,115 и 15 млрд. мЗ/год.

Параметр —_ 7,5 млрд.м3/год 10 млрд-м'/год 12,5 млрд.м'/год 15 млрд.м*/год

Диаме-1 р трубопровода, дюймы 3« 34 36 40

Диамегр трубопровода, мм 762,0 863,6 914,4 1016,0

Толщина стенок, мм 19,05 22,22 23,83 25,40

Начальное давление, ати 137 133,1 141,5 130,3

Для транспортировки годового объема газа в размере 22,5 млрд. м3 необходимо проложить трубопровод диаметром 42". В составе основных объектов обустройства Штокмановского месторождения необходимо предусмотреть два магистральных метанолопровода.

Задача определения параметров добычи газа может быть разбита на несколько этапов:

Задача 1 - определить возможные начальные устьевые давления скважин.

Задача 2 - определить количество скважин, которым могут быть достигнуты указанные годовые объемы отбора газа, с учетом реальной производительности средней скважины, установленной при бурении и испытании разведочных скважин.

Задача 3 - определить скорость падения пластового и устьевого давления при различных вариантах.

С точки зрения максимального устьевого давления скважины, пробуренные в горизонте Ю|, представляются наиболее перспективными. Начальное устьевое давление в них может составлять от 142 до 183 атм, в то время как в горизонте Юи -

от 100 до 163 атм. Дебит скважин может колебаться в пределах для 1300-4300 тыс. м3 в сутки для горизонта Ю0 и 730-3550 тыс. м3 в сутки для горизонта Ю]. На основании этих данных было определено необходимое количество эксплуатационных скважин для каждого значения дебита из определенных выше диапазонов.

Для определения изменения устьевого давления во времени в качестве эталонного варианта был взят вариант с 12-ю скважинами, так как именно такое количество скважин предусмотрено в варианте «Гипроспецгаза» для варианта с годовым отбором в размере 7.5 млрд. м3/год. По данным изменения пластового давления при указанном годовом отборе определялась зависимость падения пластового давления от темпов отбора газа для каждого горизонта. Далее данные зависимости рассчитывались для других значений годового отбора.

Решение задачи определения параметров добычи газа позволило сделать следующие дополнительные выводы:

1. Необходимо учитывать фактор снижения пластового давления в процессе разработки месторождений. Повышение дебита скважин приводит к более быстрому падению пластового, а следовательно, и устьевого давления. Скорость падения устьевого давления зависит от величины годового отбора газа и составляет для Штокмановского ГКМ примерно от I до 2 атм. в год для различных вариантов.

2. Количество скважин может варьироваться от 5 до 33 для горизонта Ю„ и от 6 до 57 для горизонта Ю| в зависимости от величины дебита и, соответственно, годового отбора газа для каждого горизонта. Очевидно, что крайние значения указанных диапазонов не представляют практического интереса, так малое количество скважин не обеспечивает равномерного дренирования горизонта, а большое количество скважин приводит к значительному увеличению стоимости и сроков строительства скважин.

В четвертой главе обосновывается возможность совместной добычи и транспортировки добываемой продукции, выбор рационального варианта освоения и расчет необходимого минимального периода эксплуатации, обеспечивающего безубыточность проекта.

Исходными данными являются полученные ранее в работе решения, т.е. необходимо совместить результаты, полученные при решении задач по добыче, с результатами задачи по транспортировке добываемой продукции. Очевидно, что возможно несколько вариантов такого совмещения, каждый из которых формирует вариант освоения месторождения, из которых необходимо выбрать рациональный. Так как на решение задачи влияет несколько параметров, то, строго говоря, рациональных вариантов может быть несколько. Для выбора рационального варианта необходимо определить критерии рациональности. Такими критериями могут быть: максимум продолжительности периода «бесплатформенной» эксплуатации, максимум объемов накопленной добычи газа, максимум чистого дисконтированного дохода за период бесплатформенной эксплуатации и т.д. Так, наилучший с точки зрения экономической эффективности вариант может быть не лучшим с точки зрения накопленной добычи газа за весь период эксплуатации месторождения или с точки зрения продолжительности эксплуатации месторождения с постоянным годовым отбором газа. С учетом этих соображений представляется возможным решение указанной задачи путем расчета параметров каждого варианта и их сравнения по какому-либо критерию.

Возможна реализация различных вариантов. Для их описания используем следующие обозначения:

А1, А2, АЗ, А4 - добыча ведется из горизонта Юо в объемах 7.5, 10, 12,5 и 15 млрц. м3/год соответственно.

Б1, Б2, БЗ, Б4 - добыча ведется из горизонта Ю| в объемах 7.5, 10, 12,5 и 15 млрд. м3/год соответственно.

Эти варианты назовем основными. В каждом из основных вариантов определим 13 подвариантов, различающихся только количеством эксплуатационных скважин (от 8 до 20). Таким образом, имеем 104 подварианта.

Задача выбора рационального варианта может быть сведена к следующим подзадачам:

1) расчет каждого подварианта и выбор рационального основного варианта для каждого значения годового отбора газа по каждому горизонту.

2) выбор рационального варианта освоения месторождения по указанным критериям рациональности.

Продолжительность периода опережающей добычи определялась как период, в течение которого устьевое давление падает до минимально возможного «входного» давления в подводный газопровод. Соответственно накопленная добыча и чистый дисконтированный доход определялись за этот же период. Таким образом, были определены показатели рациональности по каждому подварианту.

* » I* II II и 14 13 и I? I* 1« м

Количества скшпсим

Рис. I Продолжительность периода опережающей добычи газа со Штокмановского ГКМ. Показано, что длительность периода постоянной добычи и транспортировки газа значительно различается по вариантам. На рис.1 показана продолжительность

периода опережающей добычи газа со Штокмаиовского ГКМ при годовом отборе газа в объеме 7,5 млрд. м3.

Заметим, что в общем результаты разработки горизонта Ю| превышают результаты по горизонту Юо, т.е. разработку Штокмаиовского месторождения бесплатформенным способом предпочтительнее начинать с горизонта Ю| и именно эти варианты целесообразно принять в качестве рациональных. Вместе с тем, в ходе доразведки месторождения могут появиться новые данные по горизонтам, что может привести к смене рациональных вариантов.

Одним из интересных следствий оценки экономической эффективности проекта с применение способа дисконтированного дохода является возможность достаточно просто и быстро оценить необходимый минимальный период эксплуатации месторождения, при котором она не будет убыточна.

Предположим, что все затраты на освоение месторождения приходятся на «нулевой» год, а добыча газа с месторождения начинается с 1 -года. Так как по условиям задачи нам интересна продолжительность периода постоянного уровня добычи газа, примем, что дисконтированный доход, который мы получим в результате добычи газа из месторождения, равен:

МРУ = У ,ч ,-3^,

где Е - коэффициент (ставка) дисконтирования; Б, - цена газа; ц - дебит одной скважины; п - количество скважин; Т - продолжительность добычи газа; - общие затраты на освоение месторождения.

При постоянном объеме газа левое слагаемое может быть преобразовано в

т • т <

8 mi.Y_L_.c-y—Ц-

'Ч Г(1 + Е)' # (1 + Е) '

что представляет собой сумму геометрической прогрессии со знаменателем прогрессии

(1 + £)

Воспользовавшись известными формулами для определения суммы геометрической прогрессии, получим условие минимального периода постоянной добычи газа, при котором вариант бесплатформенной эксплуатации месторождения не убыточен:

Данная формула может быть использована для оценки необходимой продолжительности периода опережающей добычи на начальной стадии разработки проекта освоения морского месторождения.

В заключении приведены основные выводы и рекомендации по реализации проекта освоения морского глубоководного месторождения углеводородов, позволяющего обеспечить опережающую добычу.

Проведенные исследования и расчеты позволяют сделать следующие выводы:

1. В целом, в настоящее время возможна экономически эффективная реализация проекта эксплуатации глубоководных морских месторождений без применения эксплуатационных платформ, позволяющего организовать опережающую добычу газа. Для успешной реализации такого проекта решающее значение имеет длина подводного магистрального трубопровода и устьевое давление эксплуатационных скважин.

2. Необходимо учитывать фактор снижения пластового давления в процессе разработки месторождений. Для Штокмановского ГКМ скорость падения устьевого давления зависит от величины годового отбора газа и составляет примерно от I до 2 атм. в год для различных вариантов.

3. В исследованных в работе вариантах освоения ШГКМ накопленный объем добычи не превысил 10% от начальных извлекаемых запасов. Очевидно, что

1пг

малый накопленный объем газа связан с тем, что устьевое давление скважины поддерживается на достаточно высоком уровне (более 130 атм). Эксплуатация месторождения после достижения устьевого давления минимально возможной для бесплатформенной эксплуатации величины возможна при установке эксплуатационной платформы, на которую от подводных комплексов будет подаваться добываемая продукция для компримирования (возможно, и первичной подготовки), а затем по существующим магистральным трубопроводам транспортироваться на береговые сооружения подготовки газа.

4. В то же время бесплатформенная эксплуатация ШГКМ является реализуемым и эффективным способом ускоренного ввода месторождения в разработку. Применение данного способа освоения позволяет отложить ввод морской платформы в эксплуатацию на срок от 7 лет д ля рассмотренных вариантов.

5. Методика определения рациональных показателей проекта опережающей добычи углеводородов с глубоководных месторождений сводится к последовательной реализации следующих действий:

1) Определение необходимых годовых объемов газа, добываемого с месторождения;

2) Нахождение минимального входного давления в подводный магистральный трубопровод, достаточного для транспортировки добываемой продукции без ее предварительной промысловой подготовки в установленных объемах;

3) Расчет возможных дебитов и соответствующих начальных устьевых давлений эксплуатационных скважин с подводным заканчиванием;

4) Вычисление скоростей падения устьевого давления при установленных дебитах и начальных устьевых давлений;

5). Расчет продолжительности эксплуатации и накопленной добычи газа по вариантам, различающихся количеством скважин;

6) Выбор рационального варианта по какому-либо критерию рациональности.

Основные результаты опубликованы в работа»:

!. Мирзоев ДА., Чебаненко A.C. Проблемы освоения морских глубоководных месторождений без применения эксплуатационных платформ (на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения) // Экологическая безопасность в нефтегазовом комплексе. -2005. - №5 - С. 6-16.

2. Чебаненко A.C. Методы оценки эффективности проектов освоения морских месторождений углеводородов. //Объединенный научный журнал.-2004,- №29 (121). - С.45-47.

3. Чебаненко A.C. Определение минимального эффективного периода эксплуатации морского месторождения при постоянном годовом объеме добычи. //Экономика и финансы. - 2004. - №24. - С.82-83.

4. Чебаненко A.C. Освоение глубоководных морских месторождений углеводородов без применения эксплуатационных платформ. //Объединенный научный журнал,- 2004,- №29 (121). - С.47-49.

5. Чебаненко A.C. Особенности разработки морских месторождений углеводородов// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. 5-й науч.-техн. конф. 23-24 января 2003 г. -Москва, 2003.

6. Чебаненко A.C. Проблемы выбора варианта разработки морских месторождений углеводородов// Молодежная наука нефтегазовому комплексу: Тез. докл. науч. конф. аспирантов, молодых преподавателей и научных сотрудников 29-31 марта 2004 г. - Москва, 2004.

Соискатель: Чебаненко A.C. Тел. (095) 719-5298 E-mail: chebanenko@hotbox.ru

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _Заказ $09

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

í

г

«12289

РНБ Русский фонд

2006-4 7509

f

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чебаненко, Андрей Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ ГЛУБОКОВОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

1.1. Особенности Российского шельфа.

1.2. Краткая характеристика Штокмановского ГКМ.

1.3. Существующие варианты освоения Штокмановского ГКМ.

2. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2.1. Общие сведения.

2.2. Исследование основных параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу.

2.3. Методы расчета режимов эксплуатации скважин и объемов добычи газа.

2.4. Основные положения методов оптимизации проектов.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫЧИ ГАЗА И ПОДВОДНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКИ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ.

3.1. Определение параметров подводной транспортировки продукции.

3.1.1. Определение необходимого давления на входе в подводный магистральный газопровод.

3.2. Определение режимов эксплуатационных скважин.

3.2.1. Определение возможных начальных устьевых давлений скважин.

3.2.2. Определение необходимого количества скважин.

3.2.3. Определение скорости падения устьевого давления.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ СОВМЕСТНОЙ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСВОЕНИЯ.

4.1. Расчет подвариантов освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.

4.2. Выбор рационального варианта освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения.

4.3. Расчет необходимого минимального периода эксплуатации месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Рациональные методы организации опережающей добычи углеводородов в условиях арктического шельфа"

Внутреннее потребление газа как за рубежом, так и в Российской Федерации неуклонно растет. Так, за последние четыре года оно увеличилось на 18%, в то время как добыча газа возросла только на 9%\ Эти изменения на фоне падающей добычи большинства основных месторождений Западной Сибири приводят к необходимости ускоренного развития добычи газа. Вместе с тем, основная часть запасов месторождений суши представляет собой месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Кроме того, становится маловероятным открытие и введение в эксплуатацию новых крупных месторождений газа на суше, которые позволят быстро нарастить добычу газа.

В этой связи освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа в России, так же и как во всем мире, представляется безальтернативным вариантом компенсации падения добычи газа и нефти на суше.

Однако большинство запасов углеводородов шельфа России сосредоточено в районах, покрытых практически круглый год многолетним дрейфующим льдом и отличающихся неблагоприятными метеорологическим условиями. Успешное освоение углеводородных ресурсов таких акваторий требует создания новых технологий, технических средств и сооружений, отвечающих природно-климатическим, геолого-технологическим условиям новых морских регионов, что во многом сдерживается отсутствием в России специализированных мощностей по их изготовлению и строительству. Эти условия существенно влияют на состав объектов обустройства морского месторождения, транспорт и схему подготовки продукции скважин.

В связи с этим исключительную важность и актуальность приобретают задачи вовлечения в топливно-энергетический баланс России открытых и потенциальных запасов углеводородов континентального шельфа, основная масса (~85%) которых по оценкам [66] локализована на шельфе российских арктических морей. Определяющим фактором в решении этих задач является По данным Госкомстата РФ. как использование принципиально новых технологий, технических средств и оборудования, так и новые направления использования уже существующих технических средств с учетом выбора рациональных схем обустройства морских месторождений.

Целью диссертационной работы является научное обоснование возможности организации опережающей добычи углеводородов с морских месторождений (на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения) без применения эксплуатационных платформ с учетом обеспечения приемлемых уровней добычи углеводородов.

Поставленная цель достигается решением следующих задач:

1. Исследование параметров транспортировки добываемой продукции по подводному трубопроводу без ее предварительной промысловой подготовки;

2. Определение рациональных эксплуатационных режимов скважин с подводным заканчиванием при освоении морского месторождения;

3. Разработка методики по определению возможности совместной добычи и транспортировки добываемой продукции с использованием подводных добычных комплексов.

На защиту выносятся:

1. Рекомендации по определению рациональных параметров подводных трубопроводов, обеспечивающих транспортировку добываемой продукции без ее предварительной промысловой подготовки.

2. Рекомендации по определению возможности организации опережающей добычи с морского газоконденсатного месторождения без применения эксплуатационных платформ.

3. Методика определения рациональных показателей проекта опережающей добычи углеводородов с морских месторождений без применения эксплуатационных платформ.

Научная новизна работы

Обоснована возможность организации опережающей добычи углеводородов без применения эксплуатационных платформ при освоении морских месторождений. Разработаны методические основы определения рациональных показателей опережающей добычи углеводородов с морских месторождений без применения эксплуатационных платформ.

Практическая ценность

Разработанная в диссертации методика по определению возможности опережающей эксплуатации морских месторождений без применения эксплуатационных платформ и рекомендации по ее применению позволяют ускорить вовлечение открытых запасов углеводородов континентального шельфа в топливно-энергетический баланс России.

Апробация результатов работы.

Основные результаты диссертации докладывались на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» в январе 2003 года, научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» в марте 2004 года. Автором опубликовано 4 статьи по теме диссертации в различных научно-технических журналах.

Личный вклад соискателя

Автор осуществлял постановку задач исследований, проводил необходимые расчеты с использованием широко известного в мире программного обеспечения, обработку, обобщение и анализ полученных результатов. Использование материалов других авторов отражено в тексте диссертации.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения с выводами и рекомендациями, списка использованной литературы из 94 наименований. Работа содержит 100 страниц машинописного текста, 23 рисунка и 5 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Чебаненко, Андрей Сергеевич

Заключение

Проведенные исследования и расчеты позволяют сделать "следующие выводы:

1. В целом, в настоящее время возможна экономически эффективная реализация проекта эксплуатации глубоководных морских месторождений без применения эксплуатационных платформ, позволяющего организовать опережающую добычу газа. Для успешной реализации такого проекта решающее значение играют два фактора: длина подводного магистрального трубопровода и устьевое давление эксплуатационных скважин. При значительной длине трубопровода и относительно малом устьевом давлении данный способ может быть применен только для ускорения ввода месторождения в разработку на время строительства платформы.

2. Необходимо учитывать фактор снижения пластового давления в процессе разработки месторождений. Повышение дебита скважин приводит к более быстрому падению пластового, а следовательно, и устьевого давления Падение пластового и устьевого давлений в первые годы разработки происходит медленнее, чем впоследствии. Скорость падения устьевого давления зависит от величины годового отбора газа и составляет примерно от 1 до 2 атм. в год для различных вариантов.

3. В исследованных в работе вариантах освоения ШГКМ накопленный объем добычи не превысил 10% от начальных извлекаемых запасов. Поэтому для успешного применения метода бесплатформенной эксплуатации данного месторождения необходимо решить вопрос о поддержании достаточного давления на входе в магистральный газопровод (например, поддержанием пластового (а следовательно, и устьевого) давления или при помощи подводных компрессоров). Очевидно, что малый накопленный объем газа связан с тем, что минимальное давление на входе в трубопровод, а следовательно, и устьевое давление скважины, поддерживается на достаточно высоком уровне (более 130 атм). В этой связи эксплуатация месторождения после достижения устьевого давления минимально возможной для бесплатформенной эксплуатации величины возможна при установке эксплуатационной платформы, на которую от подводных комплексов будет подаваться добываемая продукция. Соответственно на этой платформе будет происходить компримирование продукции (возможно, и первичная подготовка), а затем по существующим магистральным трубопроводам она будет транспортироваться на береговые сооружения подготовки газа.

4. В то же время бесплатформенная эксплуатация ШГКМ является реализуемым и эффективным способом ускоренного ввода месторождения в разработку. Применение данного способа освоения позволяет отложить ввод морской платформы в эксплуатацию на срок от 7 лет для рассмотренных вариантов. Для величины годовых отборов в размере 22,5 млрд. м3 и более необходима реализация нескольких независимых вариантов с меньшими годовыми объемами добычи и транспортировки газа.

5. Методика определения рациональных показателей проекта опережающей добычи углеводородов с глубоководных месторождений сводится к последовательной реализации следующих действий:

1) Определение необходимых годовых объемов газа, добываемого с месторождения;

2) Нахождение минимального входного давления в подводный магистральный трубопровод, достаточного для транспортировки добываемой продукции без ее предварительной промысловой подготовки в установленных объемах;

3) Расчет возможных дебитов и соответствующих начальных устьевых давлений эксплуатационных скважин с подводным заканчиванием;

4) Вычисление скоростей падения устьевого давления при установленных дебитах и начальных устьевых давлений;

5) Расчет продолжительности эксплуатации и накопленной добычи газа по вариантам, различающихся количеством скважин;

6) Выбор рационального варианта по какому-либо критерию рациональности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чебаненко, Андрей Сергеевич, Москва

1. Brown & Roof (Halliburton) и Росшельф: совместный проект// Нефтегазовая вертикаль, №11,2000 г., стр. 20.

2. Алиев З.С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ч.1: учеб. Пособие: текст лекций по курсу/ ГАНГ им. И.М. Губкина. М., 1992. — 212 с.

3. Алиев З.С., Шеремет В.В. «Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты». М., ГАНГ им. И.М. Губкина, 1994-204 с.

4. Алиев Н.А. Предотвращение загрязнения моря при разработке морских нефтяных месторождений. М., Недра, 1981. 175 с.

5. Андреев А.Ф., В.Д. Зубарева Оптимизация проектных решений освоения месторождений газдобывающего района. // Нефтегазовая вертикаль, №12, 2002 г., стр. 26.

6. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. «Методы расчета дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин». М., ИРЦ «Газпром», 1999. 47 с.

7. Бородавкин П.П., Березин B.JI., Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. М., Недра, 1979.-415 с.

8. Вопросы методологи и новых технологий разработки месторождений природного газа: Сборник трудов ВНИИГАЗ, часть III. М., 1998 г.

9. Галахов И.Н., Литонов О.Е., Алисейчик А.А. Плавучие буровые платформы. Конструкция и прочность. JI., Судостроение, 1981. 223 с.

10. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.-310 с.

11. Глумов И.Ф. Автоматизированные геофизические комплексы для изучения геологии и минеральных ресурсов Мирового океана. М., Недра, 1986. — 344 с.

12. Гордеев В.Н. Оптимизация показателей разработки крупных газовых месторождений. //Материалы конференции, посвященной 55-летию ВНИИГАЗа «Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003.

13. Гриценко А.И., В. А. Николаев, Р. М. Тер-Саркисов. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей. М, Недра, 1995. — 263 с.

14. Гудместад О. Т., И. Скер (Rogaland Consultants) Изготовление платформ для установки в Печорском море // Нефтегазовая вертикаль, №11, 2000 г., стр. 22.

15. Гусейнов Ч.С, Иванец В.К., Иванец Д.В. Обустройство морских нефтегазовых месторождений. М., Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 606 с.

16. Гусейнов Ч.С. Основные сведения о подводной добыче углеводородов. Учебное пособие. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. 150 с.

17. Гусейнов Ч.С. Системы морского налива нефти. Учебное пособие. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. 65 с.

18. Гусейнов Ч.С., Адамянц П.П., Иванец В.К. Проектирование обустройства морских нефтегазовых месторождений. М., Нефть и газ, 2005.

19. Гусейнов Ч.С., Рубенов В.Р. Нефтегазопромысловый флот. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. 59 с.

20. Гусейнов Ч.С., Тагиев P.M. Основы безопасности при проектировании объектов обустройства месторождений углеводородов шельфа арктических морей. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. 99 с.

21. Дмитриев Н.М., Кадет В.В. Введение в подземную гидромеханику. М., Интерконтакт Наука, 2003.-252 с.3в.Дмип К.Н. Экология и устойчивое развитие нефтегазового комплекса арктического шельфа // Нефтегазовая вертикаль, №11,2000 г., стр. 16.

22. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов Л.С. Эксплуатация газовых скважин. — М., «Наука», 1995 г.

23. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа, М., «Наука», 1996. - 541 с.

24. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка природных газов. М.: Недра, 1975.-158 с.

25. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М., Внешторгзиздат, 1998. - 628 с.

26. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М., «Недра», 1989. - 334 с.

27. Золотухин А.Б., Гудместад О.Т., Ермаков А.И. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. М., Изд-во «Нефть и газ», 2000. 770 с.

28. Зотов Г.А. «Методика газодинамических исследований горизонтальных газовых скважин». М., ИРЦ «Газпром», ООО «Вниигаз», 2000. 114 с.

29. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под редакцией Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М., Недра, 1980. 301 с.

30. Истомин С.Ю. Морской горный промысел. М., Наука, 1986. 181 с.

31. Керимов М.З. Трубопроводы нефти и газа. М, Наука, 2002. 256 с.

32. Комплексный подход к реализации проекта добычи нефти на шельфе о. Сахалин // Нефтегазовая вертикаль, 2000 г. №11, стр. 29.

33. Кондрат Р. М. Газоконденсатоотдача пластов. М., Недра, 1992.-253 с.

34. Коробков В. А. и др. Подводная технология. Л., Судостроение, 1981.

35. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1981.-294 с.

36. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений: принципы и методы. М., Гостоптехиздат, 1962. 430 с.

37. Кулиев И.П. Подводные трубопроводы (проектирование, строительство и защита от коррозии). Баку, АзИНТИ, 1968. 127 с.

38. Лобанов В.А. Справочник по технике освоения шельфа. Л., Судостроение, 1983. 288 с.

39. Лукомский Ю.А., Чугунов B.C. Системы управления морскими подвижными объектами. JL, Судостроение, 1988. 272 с.

40. Мансуров М.Н., Черний В.П. Методы расчета морских трубопроводов на прочность и устойчивость. // Газовая промышленность, №2,2004. С.47-51.

41. Мамаев В. А., Г. Э. Одишария, О. В. Клапчук и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М. Недра, 1978. 270 с.

42. Международно-правовые и экономические проблемы поиска, разведки и освоения минеральных ресурсов глубоководных районов Мирового океана. Геленджик, ПО «Южморгеология», 1985.- 142 с.

43. Мирзоев Д.А. Нефтегазопромысловые ледостойкие сооружения мелководного шельфа. М., ВНИИОЭНГ, 1992.

44. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учеб. пособие для вузов. М.: Нефть и газ, 2003.-816 с.

45. Морские системы обслуживания месторождений в Арктике // Нефтегазовая вертикаль

46. Никитин Б.А., Басниев КС., Алиев З.С. и др. «Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкости». М., ИРЦ «Газпром», 1998. 32 с.

47. Никитин Б.А., Басниев КС., Гереш П.А. и др. «Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах». М., ИРЦ «Газпром», 1999.-68 с.

48. Никитин Б.А., МирзоевД.А. Концепция определения степени технической доступности нефтегазоносных зон шельфа Российской Федерации. Обз. информ. Сер.: "Освоение континентального шельфа морей". М., ИРЦ Газпром, 1997. 32 с.

49. Никитин Б.А., О.А. Корниенко (ВНИИгаз) Основные принципы обустройства месторождения Варандей-море. // Нефтегазовая вертикаль, №11,2000 г., стр. 24.

50. Никитин Б.А., Вовк B.C. Перспективные направления и объекты работ на шельфе морей России // Нефтегазовая вертикаль, №11, 2000 г., стр. 8.

51. Никитин Б.А., Ровнин Л.И., Федоровский Ю.Ф. и др. Перспективы выявления ресурсов углеводородов на шельфе морей России // Нефтегазовая вертикаль, №11, 2000 г., стр. 26.

52. Оруджев С.А. Глубоководное крупноблочное основание морских буровых. М., Гостехиздат, 1962

53. Панфилов М. Б. Течения в пористых средах: физика, модели, вычисления. М. ИРЦ Газпром, 1997.-22с.

54. Панфилов М.Б., Г. Г. Жиденко. Газоотдача обводняющихся неоднородных пластов. М. ИРЦ Газпром, 1997. 35 с.

55. Патин С.А. Экологические проблемы освоения нефтегазовых ресурсов морского шельфа. М., Изд-во ВНИРД. 1997. 672 с.

56. Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. Отв. ред. Тер-Саркисов Р. М. М. ВНИИгаз 1998.-251 с.

57. Саркисов А.С. Оценка эффективности освоения нефтегазовых ресурсов в условиях несовершенного рынка. // Нефтегазовая вертикаль, №11, 2000 г., стр. 60.

58. Симаков Г.В., Шхинек КН., Смелое В.А., Марченко Д.В., Храпатый И.Г. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе. JL, Судостроение, 1989. -320 с.

59. Ъ.Сливнев В.Л. Математическое моделирование процессов конусообразования при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. М. ИРЦ Газпром 1995 — 94 с.

60. Сулейманов Ю.Я. Режимы эксплуатации Северо-европейского газопровода. // Нефтегазовая вертикаль, №11, 2003 г., стр. 18.

61. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений., М., Недра, 1968

62. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М., «Недра», 1999 г. -412 с.

63. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа под ред. д.т.н. Новоселова

64. B.Ф. М., Недра, 1992,320 с.

65. Технология добычи, полезных ископаемых со дна озер, морей и океанов. Под редакцией чл.-корр. АН СССР Ржевского В.В., М., Недра, 1979. 201 с.

66. Ю.Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. М, «Недра», 1976.-368 с.

67. Чебаненко А.С. Методы оценки эффективности проектов освоения морских месторождений углеводородов. //Объединенный научный журнал.-2004.- №29 (121). —1. C.45-47.

68. Чебаненко А.С. Определение минимального эффективного периода эксплуатации морского месторождения при постоянном годовом объеме добычи. //Экономика и финансы. 2004. - №24. - С.82-83.

69. Чебаненко А.С. Освоение глубоководных морских месторождений углеводородов без применения эксплуатационных платформ. //Объединенный научный журнал.- 2004.-№29 (121). — С.47-49.

70. Шемраев Г.А., Никитин Б.А., Солдатов Ю.И. и др. Проект обустройства Приразломного Месторождения // Нефтегазовая вертикаль, №11,2000 г., стр. 18.

71. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти, М., Недра, 1983. 510 с.