Приразломное нефтяное месторождение на карте. Приразломное месторождение нефти в печорском море. «Тюнинг» для платформы

В мире осталось не так много неизученных регионов. Одно из этих мест - Арктика. Изучение Арктики начали еще со времен Средневековья. Освоение региона продолжается и по сей день. Более 2/3 мировых арктических шельфовых нефтегазовых месторождений находится в российской шельфовой зоне. Не исключение и Приразломное в

История проекта

Приразломное месторождение геологи открыли в 1989 году. Смена политического режима и дефолт помешали разработке месторождения.

Только в 1993-м дочернее предприятие «Газпрома» - «Росшельф» - начало заниматься активным освоением Приразломного. До 1994 года была произведена геологическая разведка трех скважин. Уже в 1996-м предприятие подготовило экономико-техническое обоснование. В 1997-м утвердили план строительства стационарной платформы.

В 1998 году, когда проектирование платформы было в активной стадии, работы заморозили из-за экономического дефолта. Спустя 5 лет проект был скорректирован, и уже новая дочерняя компания «Газпрома» - «Севморнефтегаз» - возобновила строительство. Сроки установки платформы в течение долгого времени откладывались. Первый этап строительства завершили только в конце 2010-го. И только в конце 2013-го она начала полноценно функционировать.

Характеристики платформы

Регион, где находится Приразломное месторождение - Нефтеюганский район Ненецкого автономного округа. Платформа располагается в 60 км от материка.

Для освоения месторождения в открытом море была установлена специально спроектированная платформа, которая может работать в условиях низких температур, льдов, сильных порывов ветра и Глубина, на которой ведется нефтедобыча - 20 м. Платформа надежно закреплена на грунте моря с помощью балласта. Общий вес ее, включая балласт, составляет 500000 т. По плану платформа должна пробурить 36 скважин для того, чтобы обеспечить годовой объем нефтедобычи в 6,5 миллионов тонн.

Статус месторождения

Приразломное месторождение нефти по-настоящему уникальное, поскольку работы по добыче «черного золота» ведутся на нем с платформы даже зимой. Однако порядок государственной регистрации сооружения российским законодательством еще не разработан.

Согласно ФЗ №187, платформа - искусственное сооружение в материковой шельфовой зоне РФ. Арбитражный суд Московского округа в 2009 году принял решение о признании ее гидротехническим стационарным сооружением. Также в 2012 году «Приразломная» зарегистрирована как морское судно в судовом реестре России и приписана к порту г. Нарьян-Мар.

Управляющие компании

Приразломное нефтяное месторождение начало активно разрабатываться с 1992 г. Именно в этом году было создано специализированное предприятие «Росшельф». В учредительный состав вошло около 20 различных предприятий, некоторые из них занимались геологоразведкой Штокманского месторождения. В марте 1993-го ЗАО «Росшельф» получило лицензию на осуществление деятельности по поиску, добыче и оценке залежей нефти.

С 2001 года предприятия «Газпром» и «Роснефть» начали осваивать нефтегазовый бассейн Ямало-Ненецкого АО, в том числе и Приразломное месторождение. «Юганскнефтегаз» - дочерняя организация «Роснефти» - с 2006 года управляет насосной станцией платформы. В 2002-м предприятие «Севморнефтегаз» получило лицензию на использование залежей нефти Приразломного. В 2009 году «Роснефть» продала «Газпрому» все акции «Серморнефтегаза», и предприятие получило название «Газпромнефтьшельф». С 2014-го оно стало дочерним обществом «Газпромнефти».

Особенности хранения и транспортировки нефти

Резервуары для добытой нефти располагаются внизу платформы - в кессоне. Технология хранения сырья в нем называется «мокрой», поскольку вне зависимости от наполненности резервуара нефтью он всегда заполнен водой. Нефть поступает в резервуар с помощью механизма - диффузора. При наполнении баков вода вытесняется в систему балласта, которая проходит далее чистку. Затем воду используют для создания давления в нефтяных пластах.

Для отгрузки нефти в резервуар заливают воду из напорного хранилища. Нефть откачивается насосом с поверхности резервуара в отгрузочную систему. По мере откачивания балластная вода заполняет резервуар.

Транспортировка осуществляется с помощью челночных танкеров, которые бесконтактно швартуются к платформе.

Мероприятия по защите окружающей среды и экологические проблемы

Приразломное месторождение находится вблизи нескольких особо охраняемых природных территорий. Поэтому экологический аспект нефтедобычи как всегда актуален.

Несмотря на то что проект прошел ряд экспертиз, ущерб окружающей среде все же наносится. Для его минимизации проводится ряд мероприятий:

• на водозаборных трубах устанавливаются устройства, которые позволяют почти на 80% сократить гибель морских животных;
• работа факела в ночное время максимально снижается, чтобы избежать столкновений пролетающих мимо птиц с платформой.

Ни одно нефтяное месторождение в мире не застраховано от разливов сырья. Приразломное месторождение разрабатывается круглогодично, даже в период полярной ночи. ликвидировать быстро в арктической зоне практически невозможно - часть ее уходит под лед. Оборудование для ликвидации разлива находится практически в 1000 км от «Приразломной» в Мурманске. Транспортировка его к месту аварии затрудняется и метеоусловиями.

Приразломное месторождение представляет собой высокотехнологичный комплекс, где собраны самые передовые методы бурения, добычи, транспортировки нефти. Его освоение особенно важно для российской экономики.

Оно расположено в юго-восточной части шельфа Печорского моря в 55 км к северу от пос. Варандей, в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар (р. Печора) и в 980 км от Мурманска. Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 м, срок его разработки – 36 лет.

В настоящее время разработка Приразломного месторождения - первый российский проект по добыче углеводородов на шельфе Арктики. Впервые добыча углеводородов на арктическом шельфе ведется со стационарной платформы – морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная». Сегодня «Приразломную» можно с полным основанием считать настоящим символом успеха России в освоении самого северного региона планеты.

Район, в котором расположено месторождение, характеризуется сложными природно-климатическими условиями: ледяной покров окружает платформу в течение 7 месяцев с ноября по май, высота торосов достигает 2 метров, минимальная температура воздуха может опускаться до - 50 °С, а полярная ночь длится почти два месяца.

Добыча нефти на Приразломном месторождении началась в декабре 2013 года. В апреле 2014 года была отгружена первая партия арктической нефти сорта ARCO (Arctic Oil). Команду на отгрузку дал президент России Владимир Путин. По итогам 2014 года потребителям Северо-западной Европы было отгружено более 300 тыс. тонн нефти.

В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 32 скважин. Все скважины на МЛСП «Приразломная» бурятся методом наклонно-направленного бурения, их протяженность составляет от 4 до 8 тыс. метров. При этом общая перспективная длина скважин Приразломного месторождения превысит 200 км.

Схема разработки месторождения

Приразломное нефтяное месторождение расположено на шельфе в юго-восточной части Печорского моря на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

Приразломное месторождение было открыто в 1989 году. Месторождение было открыто компанией «Арктикморнефтегазразведка» при проведении геолого-разведочных работ на нефть и газ на шельфе. В пределах месторождения глубины моря составляют 17-19 м. Количество пробуренных скважин на месторождении - пять. Четыре скважины (№ 1,2,3,4) пробурила «Арктикморнефтегазразведка».

Лицензией на разведку и добычу углеводородов на Приразломном месторождении владеет ЗАО «Севморнефтегаз» - 100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром». Извлекаемые запасы нефти Приразломного месторождения составляют 46,4 млн. т, что позволяет достичь годового уровня добычи около 6 млн. т.

Значение реализации проекта

Освоение углеводородного потенциала арктического шельфа является принципиально новым этапом развития топливно-энергетического комплекса России в ХХI веке. По прогнозным оценкам, начальные суммарные ресурсы углеводородов на российском континентальном шельфе составляют около 90 млрд. тонн условного топлива. Из них более 60 млрд. т у. т. сосредоточены в Баренцевом и Карском морях. Основную часть ресурсов шельфа составляет газ - 76 трлн. куб. м.

Формирование на основе месторождений шельфа Арктических морей нового газодобывающего района России и вовлечение в разработку нефтяных месторождений будет способствовать укреплению «Газпрома» в качестве многопрофильной энергетической компании мирового уровня.

Разработанной в ОАО «Газпром» Концепцией работы компании на шельфе РФ предлагается комплексный метод обустройства месторождений Баренцева, Карского и Печорского морей. В основе комплексного подхода лежит разработка групп близко расположенных месторождений, что позволяет оптимизировать затраты и создает условия для совместной разработки крупных и относительно небольших морских месторождений.

В этой связи освоение Приразломного месторождения является для «Газпрома» актуальной задачей, так как создаваемая для реализации проекта инфраструктура станет основой для последующего освоения углеводородных ресурсов Баренцева и Карского морей.

Ловушка представляет собой поднятие асимметричного профиля, ограниченное с юго-запада взбросом. Две залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям нижнепермско-каменноугольным отложениям и по типу относятся к массивным. Коллекторами являются кавернозно-пористые рифовые известняки. Региональным флюидоупором служат глинистые отложения артинско-кунгурского возраста.

"Газпром нефть" добыла на Приразломном месторождении 10-миллионную тонну нефти

"Газпром нефть шельф" добыл 10-миллионную тонну нефти на Приразломном месторождении. Об этом в рамках Международного арктического форума рассказал заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов "Газпром нефти" Андрей Патрушев.

"Газпром нефть" планирует в 2018 г. добыть на Приразломном свыше 3 млн тонн нефти

"Газпром нефть" планирует в 2018 году увеличить добычу нефти на месторождении Приразломное до более 3 миллионов тонн нефти с ожидаемых по итогам текущего года 2,6 миллиона тонн, сообщил заместитель генерального директора компании Андрей Патрушев.

"Газпром нефть" на 79% увеличила объём добычи на Приразломном месторождении в I полугодии 2017 г.

"Газпром нефть" в первом полугодии 2017 года увеличила объём добычи первой российской нефти арктического шельфа (ARCO) на Приразломном месторождении на 79% по сравнению с показателем прошлого года – до 1,6 млн тонн. Накопленная добыча нефти на сегодняшний день составляет более 5 млн тонн. Рост объёмов добычи обусловлен вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин. Объём суточной добычи нефти на морской ледостойкой стационарной платформе "Приразломная" увеличился до 10 тыс. тонн.

"Газпром нефть" пробурила первую многозабойную скважину по технологии "рыбья кость" на арктическом шельфе

На платформе "Приразломная", единственном проекте на российском арктическом шельфе, где ведётся промышленная добыча нефти, пробурили и ввели в эксплуатацию первую многозабойную скважину с множественными горизонтальными ответвлениями "рыбья кость" (англ. fishbone). Выбранная траектория стволов позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта. Новая скважина стала четвёртой нагнетательной на "Приразломной", в настоящее время на платформе введены в эксплуатацию одиннадцать скважин: шесть добывающих, четыре нагнетательных и одна поглощающая.

"Газпром нефть" рассказала о своих шельфовых проектах на форуме "Арктика – территория диалога"

29–30 марта 2017 года "Газпром нефть" раскрыла ключевые векторы развития шельфовых проектов компании на форуме "Арктика – территория диалога". В числе озвученных на мероприятии приоритетных направлений – укрепление международного сотрудничества, усиление технологий и профессиональных компетенций в рамках промышленного освоения региона, а также эффективность реализации программ по защите окружающей среды.

Приразломное нефтяное месторождение расположено на шельфе юго-восточной части Печорского моря в 60 км к северо-западу от пос. Варандей Ненецкого автономного округа Архангельской области (рис. 1). Месторождение открыто ГПК "Арктикморнефтегазразведка" в 1989 г. бурением в сводовой части антиклинальной складки поисковой скв. 1 на глубину 3100 м. При испытании нижнепермских — верхнекаменноугольных биокластических известняков в интервале 2369-2438 и 2447-2487 м после проведения солянокислотной обработки был получен промышленный приток нефти с дебитом 393 мз/cyт.

Комитетом Российской Федерации по геологии и использованию недр 15 марта 1993 г. АО "Росшельф" была выдана лицензия сроком на 25 лет на право добычи нефти на Приразломном нефтяном месторождении, поисков и оценки залежей углеводородов с привлечением для этих целей российских и иностранных инвестиций.

В августе 1993 г. РАО "Газпром" и АО "Росшельф" заключили Соглашение с компанией ВНР (Австралия) о принципах сотрудничества по освоению Приразломного месторождения. В июне 1994 г. между этими компаниями было подписано Соглашение о сотрудничестве по проведению геологоразведочных работ, промышленной оценке и освоению Приразломного месторождения. Компания ВНР на приоритетной основе и условиях риска принимала участие в бурении скв. 3,4,5, обработке данных и составлении технико-экономического обоснования обустройства месторождения.

1 - нефтяные и газовые месторождения

В 1993-1994 гг. АО "Росшельф" провело бурение и испытание разведочных скв. 3,4,5, подтвердивших наличие промышленной залежи нефти в пермокарбоновых отложениях.

Материалы переобработки и переинтерпретации данных сейсморазведочных работ, результаты анализа керна, испытания скважин и интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований позволили уточнить геологическое строение месторождения.

Приразломная структура по кровле пермокарбонового резервуара в виде покрова, облекающего нижележащие образования, имеет размеры 18,3х5,1 км. Ее площадь по предельно замкнутой изогипсе -2547 м составляет 62,35 км2 (рис. 2).

Материалы переобработки сейсмических разрезов свидетельствуют о более сложном тектоническом строении структуры, чем это представлялось ранее. Так, в ее юго-восточной части выявлена сложная серия разрывных нарушений северо-западного и юго-восточного простирания. Кроме того, выделяются многочисленные слабо выраженные дислокации, которые не поддаются площадному картированию из-за недостаточной плотности сети сейсмопрофилей.

В целом разрывные нарушения свода Приразломной структуры отличаются по простиранию, протяженности и амплитуде смещения (от первых метров до 100 м и более).

Продуктивный горизонт, вскрытый четырьмя скважинами, представлен двумя карбонатными пластами-коллекторами различного генезиса. Верхний высокопористый пласт-коллектор, сложенный биокластическими известняками, перекрыт глинами кунгурского яруса, образующими региональную покрышку двумя маломощными (1-2 м) и непроницаемыми пластами, и разобщен на три пласта: Ia, Ib, Ic (рис. 3).

Нижний пласт-коллектор II представлен относительно плотными известняками карбона. Он слабо выражен в сейсмическом волновом поле из-за низких коллекторских свойств.

Продуктивный пласт I хорошо коррелируется между всеми скважинами. Пласт Iа выделяется только в разрезе скв. 3 и 4, расположенных в центральной и юго-восточной частях структуры, и представлен переслаиванием высокопористых и низкопористых (до непроницаемых) известняков. Пласт был подвергнут палсоразмыву, в своде и на севере структуры (скв. 1,5) он отсутствует. На восточном крыле в скв. 4 сохранилась лишь его подошвенная часть. Наибольшая мощность пласта отмечается в скв. 3. Пласты Ib и Ic распространены на площади всего месторождения.

Общая мощность известняков продуктивного пласта I (по данным бурения и сейсморазведки) изменяется в пределах 43-85 м, эффективная — 42-85 м, для продуктивного пласта II (по данным бурения) соответственно 49,5-63,0 и 11,1-26,2 м.

Площадная невыдержанность эффективной мощности коллекторов пласта II при их низкой пористости (< 10 %) не позволяет рассматривать этот горизонт в качестве самостоятельного объекта разработки.

Основные запасы нефти приурочены к пласту I, распространенному на площади месторождения и характеризующемуся средней пористостью (15,6-21,7 %) и проницаемостью (0,05-0,4 мкм2). Его средняя нефтенасыщенность составляет 77-95 %.

По данным сейсморазведки пласт 1а распространяется в восточном направлении, выходя за пределы последней замкнутой изогипсы. Вопрос о его возможной нефтенасыщенности на востоке структуры пока остается открытым.

Основные запасы нефти приурочены к пласту Ib, его мощность возрастает в северном направлении. Пласт Iс характеризуется выдержанной мощностью.

В целом для пласта I по данным сейсморазведки предполагается улучшение коллекторских свойств в юго-западной части месторождения (между скв. 1 и 3).

Необходимо также отметить, что непроницаемые пласты, разделяющие пласт I, хотя маломощны и трещиноваты, определенным образом могут повлиять на его эксплуатационные характеристики.

Пласт I был испытан во всех четырех скважинах; пласт II — только в скв.1. Максимальный дебит нефти после кислотной обработки при испытании пласта был получен в скв. 3 и составил 677 м3/сут. В скв. 4 зафиксирована смесь нефти и пластовой воды дебитом 130 м3/сут. По результатам испытания скв. 1 дебит нефти из пласта II до кислотной обработки составил 20 м3/сут.

Нефть, поступившая из скв. 1 и 3, имеет сходные характеристики. При испытании скв. 1 была получена нефть плотностью 0,908-0,910 г/см3; газовый фактор составил 29,1 м3/м3. Нефть из скв. 3 имела плотность 0,910-0,912 г/см3; газовый фактор составил 34-39 м3/м3 при различных режимах сепарации. Выделенный газ содержал до 0,4 % H2S, содержание серы в нефти составило 2,3 %. В скв. 5 получена нефть плотностью 0,914 г/см3 с газовым фактором 44-47 м3/м3. В скв. 4 была получена смесь нефти и пластовой воды из переходной зоны коллектора. Плотность нефти была значительно выше, чем в скв. 1 и 3 (0,94-0,97 г/см3).

Нефть, полученная при испытании пласта II в скв. 1, имела плотность 0,928 г/см3 с газовым фактором 25 м3/м3.

В процессе поисково-разведочного бурения не удалось точно установить положение ВНК пластов I и II. По геолого-геофизическим данным для продуктивного пласта I положение ВНК предполагается на абсолютной отметке -2528 м.

На основании выполненных исследований произведен подсчет запасов нефти Приразломного месторождения, утвержденных Государственной комиссией РФ по запасам полезных ископаемых.

Балансовые запасы нефти по месторождению по категориям С1+С2 составляют 295 млн. т. Извлекаемые запасы по категориям С1+С2 оцениваются в 75,3 млн. т.

Основными особенностями геологического строения Приразломного месторождения, обусловливающими специфику его разработки, являются:

1. Биокластический состав карбонатов.

2. Хорошая выдержанность по площади мощности основного продуктивного пласта и его петрофизических свойств.

3. Приуроченность повышенных значений пористости и проницаемости коллекторов (и соответственно повышенной концентрации запасов) к центральной и южной частям месторождения.

4. Значительное развитие вертикальной трещиноватости, особенно в северной части месторождения.

5. Увеличение отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной от центральной части месторождения к северной.

Приведенные характеристики пермокарбоновых коллекторов и особенности распределения нефтяной залежи позволили сделать вывод о том, что технически и экономически месторождение целесообразнее всего разрабатывать с одной ледостойкой добывающей платформы. Исходя из сравнения эффективности различных вариантов платформы предпочтение отдано стальной гравитационной платформе, строительство которой будет осуществлено на российских предприятиях ВПК: "Севмашпредприятии" и "Звездочке" (Северодвинск, Архангельская область).

В декабре 1994 г. было закончено технико-экономическое обоснование обустройства месторождения, которое в 1995 г. пошло государственную экологическую экспертизу.

В настоящее время завершается составление технологической схемы разработки месторождения. Выполненные варианты моделей разработки свидетельствуют о том, что центральную и южную части месторождения наиболее целесообразно разрабатывать в основном с использованием вертикально наклонных скважин, а северную — горизонтальных.

Для разработки месторождения рекомендована комбинированная рядная система с использованием горизонтальных скважин. Всего планируется пробурить 55 скважин, в том числе 31 эксплуатационную, из которых 15 будут горизонтальными при максимальном отходе 5,5-6,0 км, и 24 — нагнетательные. Период эксплуатации составит 20,5 года, суточная добыча нефти — около 16 тыс.т, а средняя величина извлекаемых запасов на скважину — 2,1 млн. т при коэффициенте извлечения нефти 0,34.

Впервые на арктическом шельфе России с целью уточнения строения пермокарбонового резервуара на месторождении совместно с компанией Geco-PrakIa и трестом "Севморнефтегеофизика" в 1966 г. проведены сейсморазведочные работы по методике 3D, результаты которых будут использованы для оптимизации выбранного варианта разработки.

Транспорт нефти будет производиться танкерами ледового класса от месторождения до терминалов Мурманского морского порта.

Финансирование разработки месторождения предполагается осуществить в размере 30 % стоимости силами участников проекта, а остальные средства получить за счет отечественных и иностранных кредитов. Срок окупаемости капитальных вложений около 4 лет.

В настоящее время интенсивно проводится проектирование платформы, которая была заложена на "Севмашпредприятии" 4 декабря 1995 г.

Освоение Приразломного месторождения представляется важным этапом разработки нефтяных и газовых ресурсов арктического шельфа России.