Бурение на ямале
Первая скважина Ямала – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»
Фото: Алексей Лысоконь и из архива оператора по добыче нефти Валентина Никитина
35 лет назад на Холмогорском месторождении была пробурена первая Ямальская скважина
Освоение ноябрьского нефтегазоносного региона началось с бурения разведочной скважины Р-1, позднее ставшей эксплуатационной. Первые операторы по добыче нефти Ямала вспоминают, как это было.
Текст: Алексей Лысоконь
В любом деле непросто быть первым. Когда речь заходит о пионерах, сразу вспоминается Гагарин — как он шел по ковровой дорожке от трапа самолета докладывать Хрущеву про первый космический полет, а вся страна, затаив дыхание, переживала у экранов редких тогда телевизоров по поводу развязавшегося шнурка на его парадном уставном ботинке.
Наши герои тоже были первыми — именно они выдали из недр Ямала «трудноизвлекаемую», но такую нужную стране товарную нефть. До наград, чинов, званий и ковровых дорожек тогда было еще очень далеко. Все больше болотные кочки, клубы мошек летом и лютая стужа Приполярья зимой. Они не летали высоко, зато глубоко бурили. Нефть была нужна стране как воздух — они искали второй Самотлор. Первый нефтяной фонтан юга Ямала стал лучшей наградой.
Скважина-памятник
Теперь серебристый памятник Гагарину возвышается над Ленинским проспектом в Москве. У северян-нефтяников свои памятники. Один из них уединился на Холмогорском месторождении нефти. Это настоящая — сначала геологоразведочная, а потом и эксплуатационная — нефтедобывающая скважина Р-1, с которой и началась вся ямальская нефтянка. Мало кто тогда верил в удачу. На самом высшем уровне удрученно обсуждали «Приполярные геологические маршруты» и предрекали провал. Первопроходцы ноябрьского нефтеносного региона поверили — и победили. Кстати, по картам административного деления эта скважина после проведения в начале 1980-х годов прошлого века подробных топографических работ расположена на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Но у нефтяников административных границ нет — именно здесь была обнаружена первая нефть всего огромного и очень перспективного Ноябрьского региона, а это уже Ямал.
С тех пор минуло 35 лет, большая ямальская нефть стала данностью мирового значения, хотя второго Самотлора и не случилось. А про искрометный старт сегодня напоминает скромная мемориальная доска на обелиске, в основе которого скважинная арматура Р-1: «На этом месте 13 октября 1973 года была пробурена первая разведочная скважина, давшая нефть ноябрьского нефтегазоносного района».
Первая нефть
Сегодня от разведки нового месторождения до его эксплуатации всего полшага — на мощном фундаменте созданной на Ямале за десятилетия нефтяной инфраструктуры. Теперь ноябрьский нефтегазоносный район стал гигантским регионом — с городами, дорогами, сетью трубопроводов и мощным производственным потенциалом. А тогда, тридцать пять лет назад, дорога к большой товарной нефти была много длиннее.
Что собой представляла разведка тех лет? Это крохотный, наполовину сухой, наполовину подсыпанный песком участок размером с дачные шесть соток посреди бескрайних болот и лесотундры. Каждую шестеренку, буровое долото или гайку доставить туда можно было только вертолетом в короткое межсезонье или вездеходом по студеному зимнику. А зимник нужно было еще проложить... Поразительно, но первопроходцы региона справились. Приказом № 62 по НГДУ «Сургут-нефть» от 2 февраля 1975 года создана «Центральная инженерно-технологическая служба № 2 с целью организации разработки Холмогорского месторождения». Начальником стал Виктор Городилов, он же возглавил впоследствии ПО «Ноябрьскнефтегаз». Теперь академик Городилов на заслуженном отдыхе, его именем был назван Ноябрьский нефтегазовый колледж, обретший в этом году статус профильного вуза. А тогда еще и Ноябрьска не было, только обустраивался поселок Холмы — из балок и вагончиков. В кратчайшие сроки удалось выйти на новые нефтеносные площади, начать эксплуатационное бурение, построить трубопровод — в сентябре 1976 года расконсервированная скважина Р-1 дала товарное сырье в нефтепровод «Холмогоры — Сургут». Уже к 1977 году Холмогорское месторождение выдало суммарную добычу в 840 ежесуточных тонн нефти.
Друзья-первопроходцы
Скважине Р-1 была уготована не слишком долгая по историческим меркам, но яркая жизнь. О ней с особой, почти отеческой любовью рассказывает Фаргат Габдрафиков, начальник цеха № 1 ТПДН «Холмогорнефть». Для него это не просто обелиск на территории цеховых нефтеносных угодий — с 1979 года он, тогда оператор по добыче нефти, взялся обслуживать первенца. Его наставником тогда стал земляк из Башкирии, Тагир Муртазин — он приехал на север чуть раньше. А Фаргат Фатихович после учебы в Нефтекамском нефтегазовом училище успел еще отслужить в армии. На Север, в далекий Ямал, по словам Фаргата Габдрафикова, «друзья позвали», он и приехал вместе с одноклассником. К друзьям чуть позже присоединился еще один оператор добычи нефти, Александр Щербаков. Ехал Фаргат на Север, как все тогда, на два-три года хорошей по советским меркам зарплаты; ради будущей кооперативной квартиры и машины. А остался на всю жизнь, сейчас смеется: «Памятник уже есть — это наша первая скважина!»
Сегодня и на Севере не хуже, чем в родной Башкирии: красивый город, уютный дом, крепкая семья, трое детей. Супруга Дилара работает художественным руководителем в ноябрьском ДК «Днепр», тоже первенце, только культуры. Теперь он называется Центр национальных культур, ведь в Ноябрьске настоящий интернационал, регион весь Советский Союз осваивал.
Исторический факт
Сегодня первая скважина Ямала по объемам добычи далеко не рекордсменка — новые горизонтальные скважины дают фонтаны кратно мощней Р-1. Но вернемся к ее судьбе. В 1979 году скважина выдавала 174 тонны практически безводной нефти в сутки. Фаргат Фатихович вспоминает сегодня не бескрайние болота и тучи мошек коротким летом и лютую стужу долгой зимой, а прежде всего «побудки» — его первый мастер, уже тогда пожилой и опытный Федор Григорьевич Гаврилов, спать не давал в течение всей недельной вахты на трассе. Это не чрезмерная жесткость, просто для скорейшего освоения региона оборудование шло круглосуточно, ночами разгружали негабарит — замерные установки ГЗУ или фонтанную арматуру. Каждую ночь погрузка-разгрузка... Судьба такая — они были первыми. Ничто не вечно, и постепенно нефтеносные пласты истощаются. В августе 1985 года первопроходческую Р-1 перевели с фонтанного режима сразу на электроцентробежный насос, минуя механическую «качалку». Спустя три года, не без грусти констатирует Фаргат Фатихович, Р-1 давала 24 м3 технологической жидкости в сутки при 84% обводненности углеводородного сырья. Ничего страшного не случилось: это естественный процесс падения добычи на стареющих пластах последней, четвертой категории освоения.
А люди тем временем профессионально растут, равно как и технологии. Вот и Фархат Габдрафиков без отрыва от производства окончил Сургутский нефтяной техникум, следом Тюменский нефтегазовый университет, стал начальником нефтегазодобывающего цеха. Холмогорское месторождение по сей день живет и эффективно работает. ТПДН «Холмогорнефть» в нынешнем году празднует 30-летний юбилей. Наши первопроходцы — Тагир Муртазин, Фаргат Габдрафиков, Александр Щербаков — удостоились в уходящем, юбилейном для ноябрьских нефтяников году звания «Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности». С тех давних первопроходческих времен в регионе пробурили тысячи новых скважин, среди которых множество чемпионок по суточному дебиту нефтедобычи. Но Р-1 навсегда останется историческим фактом, первой скважиной Ямала, и считать свои юбилеи нефтегазоносный регион будет именно от нее.
Историческая справка
Разведочное бурение на перспективной ямальской нефтеносной площади началось благодаря личному распоряжению председателя Совета министров СССР Алексея Косыгина. Именно он заявил на заседании Политбюро ЦК КПСС: «Мы преодолеем тюменские болота!» 28 апреля 1973 года руководство Сургутской нефтеразведочной экспедиции подписывает «Акт о заложении поисково-разведочной скважины № 1 на Холмогорской структуре Сургутского свода с целью поисков залежи нефти и газа в нижнемеловых и юрских отложениях».
19 августа 1973 года бригада бурового мастера Ивана Соловьева начала разведочное бурение.13 октября скважина Р-1 дала первую нефть. Спустя десять дней легендарный главный геолог «Главтюменьгеологии» Фарид Салманов подписал протокол плана испытания скважины. 27 октября 1973 года скважина была испытана. Из пласта БС-11 был получен фонтан безводной нефти дебитом 132 м3 в сутки; из пласта БС-Ш — еще 74 м3 практически безводной нефти.
www.gazprom-neft.ru
Ямал
На полуострове Ямал активно формируется новый центр газодобычи, который в перспективе станет одним из основных для развития газовой отрасли России. На Ямале будет производиться до 360 млрд куб. м голубого топлива в год.
Количество месторождений — 32.
Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений полуострова Ямал: 26,5 трлн куб. м газа, 1,6 млрд тонн газового конденсата, 300 млн тонн нефти.
Видео о мегапроекте «Ямал», 3 минуты
Добыча на Ямале:
В 2018 году — 87,4 млрд куб. м газа.
В перспективе — до 360 млрд куб. м газа в год.
Структура мегапроекта
Бованенковская промышленная зона
Обладает основным добычным потенциалом и включает три месторождения — Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). Валовая добыча здесь оценивается в 217 млрд куб. м газа и 4 млн тонн стабильного конденсата в год.
Тамбейская промышленная зона
Состоит из шести месторождений: Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского, Малыгинского (лицензии принадлежат Группе «Газпром»), Южно-Тамбейского и Сядорского.
Южная промышленная зона
Включает девять месторождений: Новопортовское (лицензия принадлежит Группе «Газпром»), Нурминское, Мало-Ямальское, Ростовцевское, Арктическое, Средне-Ямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское. Зона рассматривается как первоочередной объект для добычи нефти с максимальным годовым уровнем в 7 млн тонн.
Система транспортировки углеводородов
Для вывода газа с полуострова Ямал в Единую систему газоснабжения России создан газотранспортный коридор нового поколения от Бованенковского месторождения до Ухты. Круглогодичный вывоз нефти осуществляется через морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики».
Инфраструктура
Сформирована полноценная система промышленного и жизнеобеспечения: автомобильные дороги, электростанции, вахтовый поселок, промышленные базы, железная дорога «Обская — Бованенково — Карская» протяженностью 572 км, аэропорт.
Реализация проекта
Самым крупным ямальским месторождением по разведанным запасам газа является Бованенковское. Первоочередной объект освоения — сеноман-аптские залежи. В 2012 году на месторождении был введен в эксплуатацию первый газовый промысел (ГП-2) , в 2014 году — второй (ГП-1), в 2018 году — третий (ГП-3). Суммарная проектная производительность трех промыслов — 115 млрд куб. м газа в год. В перспективе с вводом в разработку неоком-юрских залежей проектная производительность Бованенковского месторождения увеличится до 140 млрд куб. м газа в год.
В 2012 году введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Бованенково — Ухта», в начале 2017 года — газопровод «Бованенково — Ухта — 2».
В 2016 году введено в промышленную эксплуатацию Новопортовское нефтяное месторождение и морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики».
Президент России дал старт отгрузке первого танкера с нефтью через «Ворота Арктики», 6 минут (Россия 24)
Передовые технические решения
Преодолевая тяжелые природно-климатические условия Ямала, «Газпром» сделал полуостров плацдармом для применения высокоэффективных, безопасных, инновационных технологий и технических решений.
Мегапроект «Ямал» не имеет аналогов по уровню сложности. Углеводороды сосредоточены в труднодоступном районе с исключительно тяжелыми климатическими условиями. Полуостров характеризуется наличием вечной мерзлоты, продолжительным зимним периодом и низкими температурами (до −50 °C). В летний период 80% территории Ямала покрыто озерами, болотами и реками, что значительно ограничивает участки, где можно надежно располагать промышленные объекты. «Газпром» применил на полуострове высокоэффективные, безопасные, инновационные технологии и технические решения. Многие из них по заказу компании разрабатывались специально для Ямала ведущими российскими научными институтами и отечественными предприятиями.
Технологии добычи
На Бованенковском месторождении впервые в России используется единая производственная инфраструктура для добычи газа из сеноманских (глубина залегания 520–700 м) и апт-альбских (глубина залегания 1200–2000 м) залежей. Такой подход дает значительную экономию средств на обустройство, сокращает время строительства и повышает эффективность эксплуатации месторождения.
Разработка месторождения началась с нижних залежей газа, имеющих более высокое пластовое давление. По мере выравнивания давления вводятся в разработку залежи, расположенные выше. Низконапорная сеноманская залежь запускается в разработку в последнюю очередь для компенсации естественного снижения добычи газа из аптских отложений. Соответственно для разных залежей создаются раздельные группы добывающих скважин, которые поэтапно подключают к единой газосборной сети.
Сложные ландшафтные условия предопределили необходимость актуализации нормативной базы проектирования строительства скважин. Новые нормативы позволили сблизить устья скважин в кусте с 40 м до 15–20 м, минимизировать площади отвода и объемы инженерной подготовки территорий под кусты скважин, подъездные дороги и другие коммуникации и обеспечить при этом необходимый уровень промышленной безопасности.
На промыслах Бованенковского месторождения достигнут высокий уровень автоматизации технологических процессов с применением малолюдных технологий. В частности, впервые в «Газпроме» внедрены в эксплуатацию автоматизированные модули технологической обвязки скважин (МОС-2), предназначенные для контроля и управления фонтанными арматурами и обеспечения надежного режима работы скважин в условиях проявления гидратообразования.
Подготовка добытого газа к транспортировке осуществляется наиболее современным и экологически чистым методом низкотемпературной сепарации с применением отечественных турбодетандеров.
Технологии транспортировки
Ямальский газ транспортируется в Единую систему газоснабжения России по газопроводам нового поколения под давлением 11,8 Мпа (120 атм.). Достичь рекордного для сухопутных газопроводов давления удалось в первую очередь за счет использования разработанных по заказу «Газпрома» отечественных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием.
Наиболее технически сложным участком при строительстве системы транспортировки газа стал подводный переход через Байдарацкую губу. Она отличается особыми природно-климатическими условиями: при незначительной глубине характеризуется частой штормовой погодой, сложными донными отложениями и промерзанием до дна в зимний период. Здесь использовались обетонированные трубы диаметром 1219 мм, рассчитанные на давление 11,8 Мпа. Прокладка газопровода в столь сложных природных условиях и с такими техническими параметрами стала первым подобным опытом строительства не только в России, но и в мировой практике.
Морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», расположенный в акватории Обской губы, также является уникальным сооружением. Терминал рассчитан на работу в экстремальных условиях: температура в регионе опускается даже ниже −50 °C, толщина льда может превышать два метра. Он имеет двухуровневую систему защиты и отвечает самым жестким требованиям в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Оборудование терминала полностью автоматизировано и надежно защищено от гидроударов. Специальная система позволяет мгновенно производить расстыковку терминала и танкера, сохраняя герметичность разъединяемых элементов. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в акваторию Обской губы, что крайне важно для сохранения экологии Арктики. Кроме того, подводный трубопровод, соединяющий терминал с прибрежным резервуарным парком, защищен дополнительной бетонной оболочкой.
Технологии при создании инфраструктуры
Надежную всепогодную связь полуострова Ямал с материком и круглогодичные грузопассажирские перевозки обеспечивает специально построенная «Газпромом» железная дорога «Обская — Бованенково — Карская» (572 км). Аналогов этой железной дороге с учетом климатических условий, в которых ей приходится функционировать, в мире нет.
Для сохранения несущей способности вечной мерзлоты строительство основных объектов осуществлялось только при отрицательных температурах. Насыпь железной дороги возводилась из влажного пылеватого песка, который под воздействием низких температур приобретает необходимую прочность. Для обеспечения устойчивости конструкции земляного полотна в летние месяцы разработана и применена послойная уникальная система термоизоляции (поверх замерзшего песка уложен пенополистерол, сооружены обоймы из геотекстиля).
Мостовой переход через пойму реки Юрибей стал самым сложным участком железной дороги. Он не имеет аналогов в практике мостостроения как по особенностям конструкции, так и по климатическим и геокриологическим условиям строительства и эксплуатации, и является самым длинным мостом в мире за Полярным кругом (протяженность 3,9 км).
Мост удалось возвести на грунте, практически не пригодном для строительства — это вечная мерзлота с вкраплениями криопегов (соле-пылевые растворы, находящиеся в толще вечной мерзлоты и не замерзающие даже при отрицательных температурах от −10 до −30 °C). Пролеты и фермы моста смонтированы на опорах из металлических труб диаметром от 1,2 до 2,4 метра, заполненных армированным бетоном. Опоры уходят в вечную мерзлоту на глубину от 20 до 40 метров. Благодаря современным технологиям и специальной заморозке (термостабилизации) опоры в буквальном смысле смерзаются со льдом (вечной мерзлотой), что обеспечивает мосту дополнительную устойчивость.
Забота о природе
При строительстве объектов «Газпром» в первую очередь заботится о сохранении уникальной ямальской природы. Под технологические объекты отведена минимально возможная площадь, а парожидкостные термостабилизаторы и теплоизолированные трубы для скважин значительно снижают воздействие на вечную мерзлоту. Замкнутые системы водоснабжения исключают загрязнение водоемов и почвы. Проводится постоянный экологический мониторинг.
При строительстве газовых скважин реализована технологическая схема переработки отходов бурения методом отверждения с получением строительного материала. В основе технологии лежит способ капсулирования бурового шлама на специализированной установке смешивания. Строительный капсулированный материал применяется при обустройстве объектов Бованенковского месторождения, а именно для отсыпки кустовых площадок, формирования и поддержания обвалования откосов дорог.
Ямальские месторождения расположены на исконной территории проживания оленеводов-кочевников, поэтому «Газпром» ведет производственную деятельность, учитывая интересы жителей тундры. Компания уделяет большое внимание организации и проведению мероприятий, способствующих социально-экономическому развитию и сохранению традиционной культуры коренных малочисленных народов Севера. В частности, определены места стоянок оленеводческих бригад и пути каслания оленей, где сооружены специальные переходы для оленей через инженерные коммуникации.
Реализуется программа по увеличению популяции северных промысловых рыб.
Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер: «Ни одна страна в мире не создавала ничего подобного в арктических широтах. Это беспрецедентный проект в истории мировой газовой промышленности. Создав принципиально новый центр газодобычи за Полярным кругом Россия на деле доказала, что в Арктике ей нет равных».
Репортажи и фотоальбомы
События
Все события проекта
www.gazprom.ru
Новые горизонты — Журнал «Сибирская нефть» — №168 (январь-февраль 2020)
В конце 2019 года стало известно о нескольких новых проектах, которые «Газпром нефть» планирует реализовать на лицензионных участках «Газпрома». Масштаб проектов таков, что по объему инвестиций они могут стать крупнейшими для компании, а ввод их в промышленную эксплуатацию ожидается в совсем не далекой перспективе: 2024–2026 годах
В основе сотрудничества с материнской компанией — уже отработанная схема долгосрочного рискового операторского договора, позволяющая без смены недропользователя вести работы по проектам фактически на условиях владения лицензией. Но есть и особенности: для компании это первые преимущественно газовые проекты, а основным видом жидких углеводородов здесь будет газовый конденсат.
Речь идет о трех крупнейших месторождениях — Бованенковском и Харасавэйском на полуострове Ямал и Уренгойском в Надым-Пур-Тазовском регионе (ЯНАО). «Газпром» разрабатывает здесь сухой газ — природный газ, преимущественно состоящий из метана, с низким содержанием более тяжелых углеводородов и других примесей. сеноманских пластов. Интерес же «Газпром нефти» к этим проектам в первую очередь связан с жидкими углеводородами — газовым конденсатом, которым богаты более глубокие неоком-юрские (на Ямале) и ачимовские пласты (на Уренгойском месторождении).
Впрочем, в пласте газовый конденсат находится в газообразном состоянии, в смеси с природным газом (см. справку на стр. 45). А это уже что-то новенькое: ранее «Газпром нефти» не приходилось заниматься разработкой в чистом виде газовых и газоконденсатных запасов (если не считать участие в совместных предприятиях). Впрочем, здесь вполне применим опыт, полученный компанией на Новопортовском месторождении. У проектов много общего как с точки зрения геологии, так и инфраструктуры.
Но главное, что на всех трех новых проектах «Газпром нефть» сможет применить компетенции, развитием которых в компании активно занимались все последние годы: работа с геологически сложными запасами, которые требуют использования современных технологических решений, а также реализация масштабных добычных проектов в сжатые сроки.
Бованенково + Харасавэй
Бованенковское и Харасавэйское — два огромных месторождения на полуострове Ямал. Они хорошо изучены (более 115 разведочных скважин, и 3Д-сейсморазведка по всей площади). На Бованенково уже идет добыча газа из сеноманских пластов, на Харасавэе начнется в 2023 году. «Газпром нефть» же на обоих проектах займется разработкой более глубоких неоком-юрских залежей. Их отличие — более сложная геология (многопластовые залежи) и жирный (то есть содержащий большую долю тяжелых углеводородов, газового конденсата) газ. Залежи обладают достаточно хорошей проницаемостью и мощностью, но строительство скважин усложняют аномально высокие пластовые давления и несовместимые условия бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. .
В «Газпром нефти» считают, что обеспечить необходимые для рентабельной разработки объемы добычи газа на этих проектах будет не сложно. Больше вопросов по конденсатной составляющей. «Компонентный состав конденсата и его содержание в каждом из многочисленных пластов будут существенно влиять на экономику проектов», — говорит заместитель генерального директора по ранней проектной проработке «Газпромнефть-Развития» Сергей Нехаев. Впрочем, само по себе наличие в целевых горизонтах значительной газоконденсатной составляющей не вызывает сомнений. Согласно имеющимся данным исследований, даже для наименее богатых конденсатом пластов его содержание составляет 60–100 г/кубометр. Для сравнения, на Новопортовском месторождении этот показатель составляет 40–60 г/кубометр, но и там добыча конденсата остается рентабельной.
«Если среднее содержание конденсата принять за 100 г/кубометр, это даст 3,8 млн т газового конденсата в год — и это только наиболее уверенные запасы, подтвержденные большим количеством скважин», — поясняет исполнительный директор проекта «Харасавэй — Бованенково» в «Газпромнефть-Заполярье» Валдас Косяк.
В общей сложности на обоих месторождениях будет пробурено порядка 250 скважин. Накопленная добыча газа (к 2040 году) составит более 650 млрд кубометров газа и 70 млн т газового конденсата. «Проекты потребуют очень больших объемов инвестиций, возможно, рекордных для компании, — отмечает Сергей Нехаев. — Базовый кейс мы сможем подтвердить достаточно быстро, однако дальнейшее развитие проекта будет определяться в процессе разбуривания месторождений, а основные технические решения планируется сделать вариативными».
Бованенковское месторождение
Крупнейшее по разведанным запасам газовое месторождение на полуострове Ямал. Начальные запасы газа составляют 4,9 трлн куб. м. «Газпром» начал здесь добычу в 2012 году. Проектный уровень добычи газа на Бованенковском месторождении — 115 млрд куб. м в год. В перспективе — до 140 млрд куб. м в год за счет подключения неоком-юрских залежей. Для вывода ямальского газа в Единую систему газоснабжения России «Газпром» построил новый газотранспортный коридор от Бованенково до Ухты.
Харасавэйское месторождение
Месторождение расположено на полуострове Ямал севернее Бованенковского месторождения, преимущественно на суше полуострова и частично — в акватории Карского моря. По размеру запасов газа относится к категории уникальных — 2 трлн куб. м. В марте 2019 года «Газпром» начал полномасштабное освоение сеноман-аптских залежей газа Харасавэйского месторождения. Начало добычи запланировано на 2023 год.
Уренгойское месторождение
Уренгойское месторождение — третье в мире по величине начальных газовых запасов. Они превышают десять триллионов кубических метров. Месторождение было открыто в июне 1966 года. Добыча газа началась в 1978-м. В 1997 году здесь началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведется добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.
Ямальская автономия
Оба месторождения труднодоступны и более чем на 300 км удалены от той части полуострова Ямал, где уже присутствует «Газпром нефть». Связь Бованенковского месторождения с Большой землей обеспечивает железная дорога: проложенная по вечной мерзлоте 572-километровая ветка от станции Обская, расположенной рядом с городом Лабытнанги. Она дает возможность круглогодичной доставки грузов на промысел. Персонал можно привозить авиатранспортом: на месторождении есть обустроенный аэропорт.
Необходимо решить вопрос с транспортировкой крупногабаритных грузов: колонного оборудования, газоперекачивающих агрегатов. В период навигации их можно доставить морским путем, однако Бованенково находится не на побережье, а движение барж от Карского моря по реке Сеяхе возможно лишь в период высокой воды, в течение одного месяца в году. В компании прорабатывают разные варианты доставки крупногабаритного оборудования, включающие использование водного пути, строительство зимних дорог и ликвидацию узких мест на железной дороге.
Владимир Крупеников,
генеральный директор
«Газпромнефть-Заполярья»:
В компании все активнее реализуются проекты, включающие в себя разработку газоконденсатных залежей. Это новая ресурсная база, возможность создания новых продуктовых цепочек, увеличения масштабов добычи. К Харасавэйскому, Бованенковскому и Уренгойскому месторождениям «Газпромнефть-Заполярье» получило доступ в июле прошлого года. Сейчас идет ускоренная подготовка к промышленному освоению разведанных запасов. И параллельно с этим мы будем проводить доизучение дополнительного потенциала, что позволит в будущем удерживать полку добычи. Программа опытно-промышленных работ, которую мы начинаем в этом году, позволит снять геологические и технологические неопределенности. Предстоит переинтерпретировать имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства.
Новые крупные проекты: Бованенковское, Харасавэйское, Уренгойское месторождения
Неоком-юрские залежи на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях
Нефтяные оторочки Уренгойского месторождения
Ситуация на Харасавэе сложнее: месторождение находится в полной автономии. В настоящее время существует лишь небольшая причальная стенка для разгрузки судов, прибывающих по Карскому морю, а также вертолетная площадка. К концу 2023 года планируется строительство автомобильной дороги от Бованенково, однако основной объем грузов «Газпром нефть» планирует доставлять уже в 2022–2023 годах — по морю или по зимникам.
План на год
В 2020 году «Газпром нефть» планирует построить на месторождениях по одной кустовой площадке и пробурить на каждом из них по две разведочные скважины, которые позволят снять основные геологические неопределенности. Бурение начнется в июле. «Ближайшая задача — подтвердить характеристики интересующих нас пластов, — рассказывает Валдас Косяк. — На каждой скважине запланированы отбор керна и глубинных проб, расширенный комплекс геофизических исследований скважин, лабораторное изучение флюидов».
Одна из основных целей опытно-промышленных работ — наиболее богатые газовым конденсатом (содержание — 170–180 г/кубометр), но менее изученные нижние пласты. На них будет направлена одна из двух разведочных скважин на каждом месторождении.
Кроме того, в ближайший год предстоят большие камеральные работы. Необходимо переинтерпретировать всю имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства, чтобы уже в 2021 году начать проектно-изыскательские работы.
Вывоз жидких
Транспортировка природного газа с Бованенковского и Харасавэйского месторождений — вопрос решенный. Ямальский центр газодобычи с Единой системой газоснабжения уже связывают магистральные газопроводы «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2». Осталось лишь построить участок трубы до Харасавэя протяженностью около 100 км. Ключевая задача проектов — организация инфраструктуры для вывоза жидких углеводородов. «Речь идет о создании нового транспортного хаба, причем не только для этих двух проектов, но для всего севера полуострова Ямал. По соседству еще немало подобных запасов, но без налаженных каналов сбыта начать их разработку невозможно», — отмечает Сергей Нехаев.
В «Газпром нефти» рассматривают несколько возможных путей. Один из них — железнодорожный, предполагающий расширение существующей дороги от станции Обская в связи с растущим грузопотоком. Другой вариант — строительство нефтеналивного терминала в районе мыса Харасавэй. Напомним, ранее «Газпром нефть» уже реализовала проект уникального нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» для отгрузки на танкеры нефти Новопортовского месторождения. «Одна из задач на 2020 год — оценить возможности размещения терминала в акватории Карского моря, выбрать подходящую конструкцию и оценить стоимость», — говорит Валдас Косяк.
Новости Уренгоя
Еще один новый проект компании на Уренгойском месторождении отличается от Бованенково и Харасавэя во всем, кроме, пожалуй, того, что здесь компания также будет добывать газ с высоким содержанием газового конденсата. Правда, на этот раз речь идет о газе из ачимовских отложений, а значит, главные вызовы проекта связаны со сложностями геологии, присущими этому типу запасов.
Гигантское Уренгойское месторождение давно разрабатывается «Газпромом» и другими недропользователями. Объем добычи составляет более 90 млрд кубометров газа и около 12 млн тонн конденсата в год. Здесь нет проблем с инфраструктурой, логистикой, подрядчиками. Месторождение хорошо изучено, а опыт работы других компаний, в том числе разрабатывающих запасы ачимовской свиты, без сомнения, будет использован при подготовке проекта. Тем более что одна из этих компаний — совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа» «Арктикгаз», который уже несколько лет ведет в регионе добычу газа и газового конденсата на Самбургском, Уренгойском и Яро-Яхинском месторождениях. Именно «Арктикгаз» первым начал использовать на Уренгойском месторождении горизонтальные скважины с многостадийным ГРП — решение, которое планирует применить и «Газпром нефть».
Участок, полученный «Газпром нефтью», находится в южной части Уренгойского месторождения и относится к краевой зоне. Целевой ачимовский горизонт расположен на глубине 3500–3600 м, характеризуется аномально высоким пластовым давлением 600 атмосфер. На участке ранее пробурено более 30 разведочных скважин, есть материалы сейсмических исследований и ГИС, керн и глубинные пробы. «Задача 2020 года — снять оставшиеся неопределенности по насыщению и дебитам. Для этого мы планируем пробурить 2 скважины. Также в ближайших планах — концептуальная проработка обустройства месторождения и внешнего транспорта», — говорит руководитель проекта «Уренгой» Вадим Столяров.
Уже в 2021 году начнется реализация первой фазы проекта, предполагающей строительство 24 скважин с горизонтальным стволом 1500 метров и 7-стадийным ГРП. К 2024 году планируется выход на полку добычи: 5 млрд кубометров и 1,5 млн т газового конденсата. Накопленная добыча, по оценкам, составит 70 млрд кубометров и 10,5 млн т газового конденсата.
Кроме газа и конденсата на участке присутствуют значительные запасы нефти в нефтяной оторочке. Ее разработка должна стать второй фазой проекта. «Главные сложности второй фазы связаны с малыми нефтенасыщенными толщинами и низким пластовым давлением, — говорит Вадим Столяров. — Сейчас готовится программа расконсервации разведочных скважин, после испытания которых будет приниматься решение по выбору оптимальной концепции разработки нефтяной оторочки».
Стоит отметить, что недалеко от нового участка «Газпром нефть» уже реализует проект разработки нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского месторождений, а в ближайшее время начнет осваивать и ачимовские отложения Песцового месторождения, геологически очень близкие к уренгойской ачимовке. Это дает возможности более эффективно использовать создаваемую инфраструктуру и благотворно сказывается на экономике проектов.
Ценный конденсат
Газовый конденсат — смесь жидких углеводородов (бензино-керосиновые фракции, реже — более высокомолекулярные компоненты нефти), которые в пластовых условиях при высоком давлении и температуре могут находиться в парообразном состоянии. При добыче газа его давление и температура снижаются, и эти компоненты переходят в жидкое состояние. Образуется конденсат. Из полученного таким образом первичного продукта удаляют растворенные в нем газы, получая так называемый стабильный газовый конденсат — ценное газохимическое сырье, которое используется также для производства бензинов, авиационного топлива, для улучшения характеристик сырой нефти.
www.gazprom-neft.ru
В ЯНАО в суд ушло дело машиниста, который бурил скважину с упавшим в нее человеком
https://www.znak.com/2016-08-30/v_yanao_v_sud_ushlo_delo_mashinista_kotoryy_buril_skvazhinu_s_upavshim_v_nee_chelovekom2016.08.30
Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождениеВ суд направлено уголовное дело машиниста бурильной установки компании «Велесстрой», который во время работ на Южно-Тамбейском газоконденсатном месторождении «Новатэка» начал бурение скважины после того, как туда упал помощник бурильщика. Как сообщили Znak.com в прокуратуре Ямала, обвинительное заключение дано по части второй статьи 216 УК РФ («Нарушение правил безопасности, повлекшее смерть человека»).
Трагедия произошла 24 декабря прошлого года. В ходе следствия было установлено, что бурильщик по фамилии Тыщенко грубо нарушил правила безопасности в ходе работ. Он не заметил, как его помощник упал в скважину, глубиной 15 метров. Далее он опустил вращающийся бур, не проверив, где находится его коллега, и не убедившись, что он в безопасности. Процесс бурения не был остановлен даже когда стало ясно, что помощник пропал. Мужчина, упавший в скважину, скончался от множественных травм и переломов.
На Ямале при бурении скважины погибли трое рабочих, а их начальник отравился газом
Уголовное дело было передано из территориального отдела в управление СКР по Ямалу.
ООО «Велесстрой» известна на Ямале по другому резонансному делу. В феврале 2015 года на строящемся объекте НПС-2 ОАО «Транснефть» в Пуровском районе загорелся мобильный вахтовый вагончик, затем пожар распространился на площадь в 300 квадратных метров. К приезду пожарных почти все рабочие (это более 200 человек) сумели эвакуироваться самостоятельно. На месте ЧП были обнаружены тела шести погибших, ими оказались сотрудники «Велесстрой», граждане Сербии, привлеченные компаний для работы на Ямале.
Хочешь, чтобы в стране были независимые СМИ? Поддержи Znak.com
www.znak.com
ЛУКОЙЛ начал бурение сверхглубокой скважины на Ямале
ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь начал бурение поисково-оценочной скважины №2011 на Пякяхинском месторождении в Ямало-Ненецком АО. Проектная глубина скважины - 4800 метров.
ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь начал бурение поисково-оценочной скважины №2011 на Пякяхинском месторождении в Ямало-Ненецком АО. Проектная глубина скважины - 4800 метров, но конструкция скважины такова, что при необходимости может быть произведено ее углубление до 5200 метров.
По классификации "сверхглубокой" скважина считается от 6000 метров.
Однако, это не умаляет достижения ЛУКОЙЛа, который ставит очередной рекорд.
Бурение сверхглубокой скважины -это всегда новые конструкторские решения и современные технологии.Здесь используются повышенной грузоподъёмности и мощности буровые установки, более термостойкий инструмент и материалы.Важна термостабильность бурового раствора. Предотвращение искривления скважины и забор керна, тоже становятся сверхзадачей на глубине 5000 метров.
Активная разработка Пякяхинского месторождения началась в 2009 году. Доказанные запасы по состоянию на конец 2010 года составляют более 57 млрд м3газа и 100 млн баррелей нефти. В планах – бурение на Пякяхинском месторождении 55-ти газоконденсатных и 186-ти нефтяных эксплуатационных скважин, в том числе многоствольных скважин и скважин с интеллектуальными системами закачивания.
Проект и смету бурения скважины №2011 разрабатывали ведущие зарубежные сервисные компании Baker Hughes и Schlumberger, которые позаботились об использовании технологий мирового уровня, гарантирующих получение положительного результата. При строительстве скважины используется уникальная буровая установка ZJ 90 DB-ST грузоподъемностью 650 тонн (можно было бы и 800, но, наверное, специалисты точнее посчитали), противовыбросовое и устьевое оборудование, рассчитанное на рабочее давление в 1050 атмосфер.
По словам вице-президента ЛУКОЙЛа А.Шамсуарова, использование современного геофизического оборудования позволит провести всестороннюю оценку характеристик продуктивных пластов и решить задачи поиска новых залежей углеводородов, а также доразведки уже открытых залежей на Пякяхинском месторождении.
Реализацией проектных решений, управлением проектом и оказанием интегрированных сервисных услуг (EPC/EPCM) занимаются специалисты Baker Hughes совместно с буровым подрядчиком - компанией Eriell Group.
Специалисты центра сопровождения бурения ЛУКОЙЛа и ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, а также станция геолого-технического контроля компании Schlumberger контролируют процесс строительства скважины в режиме онлайн посредством интернет-технологий с использованием программы удаленного мониторинга бурения. Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планируется в 2015 году.
neftegaz.ru
Китайские специалисты приедут бурить скважины на Ямале | Ямало-Ненецкий автономный округ
Китайские специалисты приедут бурить скважины на Ямале
НАДЫМСКИЙ РАЙОН, 5 февраля, ФедералПресс. Разбуриванием Ярудейского месторождения займется компания ZPEC. Ранее китайская фирма уже сотрудничала с отечественными компаниями.
Китайская компания ZPEC будет бурить скважины на Ярудейском месторождении в ЯНАО. Соглашение подписано с предприятием «Яргео», которое является «дочкой» «Новатэка», сообщает интернет-издание «Муксун.fm». По условиям контракта на 2020 год, китайская фирма получит 270 млн долларов за работу. Отметим, что Ярудейское месторождение расположено в верховье реки Полуй в Надымском районе, открыто в 2008 году. Запасы нефти составляют 4,5 млн тонн и 7,4 млрд кубометров газа.
В прошлом году «Новатэк» уже сотрудничал с ZPEC, китайцы заработали на Ямале 300 млн долларов. Ранее фирма из Поднебесной проводила разведочное бурение для другой отечественной компании.
Весть о прибытии китайских специалистов не обрадовала ямальцев, причиной тому сложившаяся ситуация с коронавирусом. В то же время, на сегодняшний день в регионе отмечается рост заболеваемости гриппом и ОРВИ.
Напомим, что на сегодняшний день на Ямале 13 человек находятся под наблюдением медиков, часть из них являются гражданами КНР,но работают на Ямале. В городскую больницу Ноябрьска обратилась школьница, прибывшая с родителями с китайского острова Хайнань. За здоровьем ребенка следят эпидемиологи.
Фото:yanao.ru
fedpress.ru
На Тазовском месторождении пробурена 1-я скважина с Fishbone. Уникальная по сложности
До середины 2019 г., после запуска и отработки скважины, будет оценена эффективность Fishbone с учетом геологических особенностей Тазовского НГКМ.
Тазовский, ЯНАО, 20 мая - ИА Neftegaz.RU. Газпромнефть-Развитие построила на Тазовском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) 1ю многозабойную скважину с 5 ответвлениями по технологии Fishbone.Об этом Газпромнефть-Развитие, дочка Газпром нефти, сообщила 20 мая 2019 г.
По своей сложности построенная скважина относится к категории уникальных.
При вертикальной глубине скважины 1182 м ее горизонтальный отход превышает 3160 м.
Коэффициент отхода по вертикали (Extended Reach Drilling, ERD) составляет 2,67.
Индекс сложности бурения (Drilling Difficulty Index, DDI) скважины - 7,04, что является одним из самых высоких показателей в мире.
Конструкция скважины имеет 5 боковых ответвлений средней протяженностью 380 м.
Общая проходка по проектному горизонту составила около 3771 м при длине в горизонте 2188 м.
Бурение велось в условиях малой толщины нефтеносного слоя (10,9 м) с минимальными отклонениями от плановой траектории ствола скважины.
Несмотря на тяжелые условия бурения и сложность многозабойной конструкции, скважина была построена за 25 суток, на 5 дней раньше планового срока завершения работ.
Скорость бурения составила 1000 м за 4,5 суток и стала рекордной для Тазовского НГКМ.
Использованная при строительстве скважины технология Fishbone, активно применяется Газпром нефтью на др. месторождениях, в т.ч. на Восточно-Мессояхском и Приразломном.
Технология повышения продуктивности скважины Fishbone (рыбья кость) получила название благодаря конструктивной особенности скважины.
Fishbone - многоствольная (или многозабойная) скважина с особой траекторией, при которой от одного горизонтального ствола в разные стороны отходят многочисленные ответвления.
В результате скважина по своей форме напоминает рыбий скелет, что дало название технологии.
Такая траектория горизонтальных стволов позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной и при этом требует меньшего объема буровых работ, чем строительство отдельной скважины на каждый горизонтальный ствол.
На Тазовском месторождении Fishbone применялся впервые.
До середины 2019 г., после запуска и отработки скважины, будет оценена эффективность Fishbone с учетом геологических особенностей Тазовского НГКМ.
В перспективе скважины такой конструкции могут получить более широкое распространение при разработке актива.
В настоящее время на Тазовском НГКМ также тестируется технология строительства многозабойных скважин с несколькими горизонтальными участками протяженностью по 2000 м каждый.
Первые 2 скважины уже пробурены и запущены в эксплуатацию.
В настоящее время ведется мониторинг их эксплуатационных параметров для оценки эффективности.
Тазовское НГКМ расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) в 525 км к северо-востоку от г. Салехард.
Открыто месторождение было в 1962 г., а в эксплуатации находится с 1971 г.
Его начальные геологические запасы составляют 438 млн т нефти и 186 млрд м3 свободного газа и газа газовой шапки.
Перспективы развития месторождения связаны с освоением подгазовой залежи (нефтяной оторочки).
На базе Тазовского, а также Северо-Самбургского месторождения формируется новый Надым-Пур-Тазовский кластер Газпром нефти в ЯНАО.
С 2017 г. лицензией на разработку участка обладает Газпромнефть-Ямал, а оператором проекта выступает Газпромнефть-Развитие.
Геологические особенности месторождения требуют активного применения современных технологий и строительства высокотехнологичных скважин.
В 2018 г. в ходе освоения Тазовского НГКМ Газпромнефть-Развитием были построены 13 высокотехнологичных скважин.
В целом проект освоения Тазовского НГКМ предполагает бурение 132 нефтяных и 10 газовых скважин.
Ввод месторождения в эксплуатацию и начало промышленного освоения актива намечены на 2020 г.
Выход на полку добычи в 2,1 млн т/год прогнозируется в 2021 г.
neftegaz.ru
На Западно-Юбилейном лицензионном участке в ЯНАО началось поисковое бурение | Ямало-Ненецкий автономный округ
На Западно-Юбилейном лицензионном участке в ЯНАО началось поисковое бурение
НАДЫМСКИЙ РАЙОН, 5 марта, ФедералПресс. В рамках освоения участка будут вскрыты ачимовские толщи. Бурение будет вестись до глубины 5 км.
Началось бурение поисково-оценочной скважины на Западно-Юбилейном участке. В рамках проекта планируется освоение ачимовских отложений. Скважины будут буриться до глубины в 5 км, процесс бурения осложнен аномально высоким давлением в пласте и температурой выше 100 градусов, сообщайт интернет-портал energybase.ru.
Поисково-оценочная скважина будет готова в 2020 году, она даст информацию о строении ачимовских отложений, запланирован комплекс исследований, отбор керна. В процессе бурения скважины будет использовано противофонтанное оборудование, которое, как правило, применяется при разбуривании морских месторождений, оно обеспечит герметизацию скважины. Комплекс геологоразведочных работ рассчитан на четыре года, по результатам полученных данных будет составлен проект разработки объекта.
Западно-Юбилейный участок расположен на территории Надымского района. Лицензия на его эксплуатацию выдана предприятию «Меретояханефтегаз». Объект является частью, так называемой, Нерутинской зоны, выбранной в качестве наиболее перспективного района для геологического изучения по итогам исследования всей «ачимовки» Западной Сибири.
Фото:yanao.ru
fedpress.ru
