Проект «Мессояха»: уникальные технологии освоения самого северного нефтяного материкового месторождения России

Д.А. Сугаипов, А.В. Билинчук, (ПАО «Газпром нефть»), А.Р. Сарваров, (АО «Мессояханефтегаз»), Р.Х. Туктаров, И.Л. Сандлер (ООО «Газпромнефть-Развитие»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

В сентябре 2016 г. состоялся торжественный ввод в эксплуатацию Восточно-Мессояхского месторождения. Команду на запуск в режиме телемоста дал лично Президент России Владимир Путин. Самый северный нефтяной материковый промысел России был построен за три года в сложных технологических, климатических и логистических условиях. Это обусловило формирование уникальных компетенций для нефтяной отрасли страны.

Импульс к освоению

Группа Мессояхских месторождений (Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское) была открыта еще в 80-х годах XX века. В настоящее время их доказанные геологические запасы составляют 472,4 млн т нефти и газового конденсата, а также 188 млрд м3 природного и нефтяного газа. По отечественной классификации эти месторождения являются уникальными.

Освоению богатейших нефтеносных участков изначально препятствовала транспортно-промышленная автономия территории. Расположенные на Гыданском п-ове в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа месторождения отрезаны от цивилизации десятками километров тундры. Ближайший крупный населенный пункт — г. Новый Уренгой — находится в 340 км к югу от промысла, ближайшая транспортная точка — пос. Тазовский — в 146 км.

Арктический проект получил импульс к активному развитию лишь в 2010 г., когда Правительство РФ утвердило «Программу комплексного освоения месторождений ЯНАО и севера Красноярского края до 2020 года». Реализация проекта предусматривала строительство ветки нефтепровода Заполярье — Пурпе — части магистральной нефтепроводной сети «Транснефти», которая решала вопрос транспорта углеводородов на Большую землю. Первым из Мессояхской группы было решено осваивать Восточно-Мессояхское месторождение с объемом извлекаемых запасов нефти и конденсата более 340 млн т.

Проект по освоению самого северного нефтяного месторождения России на суше объединил усилия и ресурсы «Газпром нефти» и «Роснефти». Их совместное предприятие «Мессояханефтегаз» стало обладателем лицензии на разведку и разработку мессояхских участков. Функции оператора проекта взяла на себя «Газпром нефть». С 2010 г. инвестиции в проект составили 85 млрд руб., до 2040 г. их размер увеличится до 274 млрд руб. при налоговых поступлениях от деятельности актива порядка 1 трлн руб.

Проектная логика

Освоение Восточно-Мессояхского месторождения было сопряжено с чередой вызовов, с которыми российская нефтяная отрасль еще не сталкивалась. Ответы на каждый из них требовали предельно взвешенных и комплексных решений с опорой на высокие технологии и уникальные компетенции. В результате были созданы типовые решения, которые позволяют повысить эффективность управления проектами, в частности, стоимостной инжиниринг, системы планирования и контроля.

Ключевым фактором, определившим высокий уровень реализации задач по освоению Восточно-Мессояхского месторождения, стал проектный подход, основанный на четырех базовых критериях: сроки, бюджет, качество и формирование высококонкурентной команды, способной функционировать в режиме многозадачности. Перед началом работ под каждый капитальный объект в «Мессояханефтегазе» были сформированы проектные команды, которые в сотрудничестве с ведущими институтами страны разрабатывали решения, последовательно снимали неопределенности, создавали и контролировали исполнение календарно-сетевых графиков строительства, отслеживали динамику строительно-монтажных работ, своевременно проводили корректирующие мероприятия. Такой подход обеспечил четкое исполнение планов строительства (промысел возвели за 3 года, запуск состоялся с опережением графика на 1 мес) и позволил снизить инвестиционные риски по проекту.

Полученный опыт был зафиксирован в «Газпром нефти» в виде регламентов и стандартов. В дальнейшем это позволит получать существенный временной выигрыш при реализации крупных проектов, так как для многих задач уже получены типовые решения.

Строительство как спецоперация

В рамках концептуального проектирования был разработан оптимальный вариант комплексного обустройства месторождения (рис. 1): определены наиболее эффективные технические решения в части обустройства кустовых площадок, объектов энергоснабжения, систем подготовки нефти, газа, пластовой воды, строительства внутрипромысловых трубопроводов, транспортирования сырья; проведена оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат, экономической эффективности и рисков.

Рис. 1. Карта инфраструктуры Восточно-Мессояхского лицензионного участка (ВЖК — вахтовый жилой комплекс)

Транспортно-промышленная изоляция Восточно-Мессояхского месторождения превратила строительство промысла в сложнейшую спецоперацию. Проектная логика была прочно увязана с процессом закупок. Выбор оптимальных вариантов логистики доставки материально-технических ресурсов на месторождение в круглогодичном режиме помог завезти на промысел по зимникам и вертолетами сотни тысяч тонн металлоконструкций и оборудования. В 2014 г. на месторождение было доставлено 32 тыс. т грузов, в 2015 г. — 176 тыс. т, в 2016 г. — уже 215 тыс. т.

К моменту запуска месторождения здесь построено 15 кустовых площадок с 51 скважиной, проложено 38 км нефтесборных трубопроводов различного диаметра, протянуто 40 км линий электропередачи. Энергопотребности промысла обеспечивает газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 84 МВт. ГТЭС состоит из 73 объектов, главные из которых шесть агрегатов мощностью по 14 МВт каждый. Они способны работать на природном, нефтяном газе и их смеси. На ГТЭС построена отдельная система газоподготовки производительностью 450 тыс. м3/сут, где топливо очищается от механических примесей, воды и нефтяного конденсата.

Головной объект Восточно-Мессояхского месторождения — центральный пункт сбора (ЦПС) нефти с объемом первой очереди 3 млн т. В его составе парк из девяти вертикальных резервуаров вместимостью от 2 до 10 тыс. т. Для обеспечения безаварийной работы напорного нефтесборного пункта на выходе подготовленная нефть нагревается до температуры 55 °С.

С ЦПС сырье по нефтепроводу 530 м х 9 мм протяженностью 98,4 км поступает на приемо-сдаточный пункт (ПСП), расположенный на территории Пякяхинского месторождения. Здесь происходят количественная и качественная оценка сырья и его последующая передача в магистральный трубопровод Заполярье — Пурпе. Производственная мощность ПСП — 6 млн т в год. Кроме производственных объектов, на Восточно-Мессояхском месторождении построены два общежития и административно-бытовой корпус.

Минимизация техногенного воздействия

Минимизировать техногенное воздействие на экосистему Арктики при обустройстве огромного промысла разработчикам помогли ресурсосберегающие технологии. Для сохранения уникальных грунтов вся инфраструктура месторождения построена на 10-м сваях с системами термостабилизации. Многотонные объекты возвышаются над уровнем земли на 1,5–2 м.

С учетом всех требований экологической и промышленной безопасности построен и нефтепровод, по которому осуществляется транспорт углеводородов на ПСП. Над тундрой трубу держат опоры, подземные переходы через р. Индикъяха и Мудуйяха протяженностью соответственно 530 и 810 м построены методом наклонно направленного бурения, а в местах миграции оленьих стад возведены надземные переходы.

Для повышения надежности нефтепровода в процессе его строительства применялись самые прогрессивные технологии: автоматическая и полуавтоматическая сварки, оборудование системами обнаружения утечек и контроля коррозии, индукционной системой нагревания (до температуры 100 °С) частей труб перед началом работ.

Геологические вызовы

В 2013 г. эксперты Научно-технического центра «Газпром нефти» и Дирекции крупных проектов компании совместно со специалистами «Мессояханефтегаза» подготовили концептуальный проект разработки месторождения, где были детально рассмотрены различные сценарии, сформированы план действий по снятию геологических и технологических неопределенностей, программа опытно-промышленных работ (ОПР).

Разработку основных по запасам нефти пласта ПК1-3 было предложено вести рядной системой горизонтальных скважин длиной 1000 м. Перед разбуриванием всей залежи проектные решения были опробованы в рамках ОПР, выполнена большая программа исследований в промысловых и лабораторных условиях.

Основные продуктивные пласты Восточно-Мессояхского месторождения представлены терригенными коллекторами, характеризующимися крайней прерывистостью по площади и разрезу. Нефтеносность участка определяется сеноманскими горизонтами. Общая особенность всех месторождений Мессояхской группы — мощная газовая шапка, что не позволяет на Восточно-Мессояхском месторождении в полной мере использовать стандартные способы интенсификации притока, например, проводить операцию гидроразрыва пласта (ГРП).

Извлечь нефть при таких сценарных условиях можно было только путем применения новейших методов строительства скважин и поддержания пластового давления. Неглубокое залегание продуктивного пласта (700–800 м) определило уникальность мессояхских скважин, вертикальная глубина которых 840 м — одна из самых малых в России, при этом протяженность горизонтального участка превышает 1000 м.

Основной способ добычи нефти на месторождении — механизированный с применением установок электроцентробежных насосов. Процесс осложнен тем, что нефть основного объекта разработки обладает плотностью 945 кг/м3 и вязкостью 111 мПа·с в пластовых условиях. При этом с увеличением обводненности и газового фактора нефть стремится к образованию стойких эмульсий. Пластовая температура составляет всего 16 °С.

Сложная геологическая структура залежей (рис. 2) вплоть до недавнего времени преподносила нефтяникам сюрпризы. С бурением каждой новой скважины уточнялось строение залежи. По результатам бурения 2015–2016 гг. геологическая модель претерпела серьезные изменения. Было определено, что основной пласт ПК1-3, первоначально рассматриваемый как единый монолитный объект, состоит из трех циклитов, которые значительно различаются по свойствам и требуют отдельного похода к разработке. Нижний циклит С представляет собой отложения русловых фаций, сформирован крупнозернистым песчаником, обладает хорошими коллекторскими свойствами и соответственно высоким потенциалом добычи: запускные дебиты скважин варьируются от 150 до 400 т/сут. Вышележащие циклиты В, А — это пойменные фации, изолированные геологические тела с более низкими коллекторскими свойствами и потенциалом добычи. Однако основные запасы нефти сосредоточены в отложениях верхних циклитов. Исходя из принятой концепции геологи определили приоритетность в бурении на залежь с более качественными и уверенными запасами, объем которых, к сожалению, ограничен.

Рис.2. Геомеханическая модель массива, содержащего разрабатываемую нефтегазовую залежь пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения

В ответ на геологические вызовы специалисты Научно-технического центра «Газпром нефти» и «Мессояханефтегаза» начали внедрение технологий более точной локализации запасов, более эффективной геологоразведки и бурения, были реализованы многочисленные программы геологического доизучения и ОПР по бурению скважин различной конструкции в новых, более рискованных, геологических зонах. Так, в 2016 г. в краевой части циклита А, ранее не затронутого бурением, была построена опытно-разведочная горизонтальная скважина, дебит нефти которой составил 70 т/сут. Полученные оптимистичные данные по добычному потенциалу циклита А позволили включить его разработку в рамках стратегии развития месторождения.

В планах нефтяников — провести в 2017–2018 гг. ОПР по ГРП в зонах отсутствия газовой шапки. В случае успеха тиражирование данной технологии позволит вовлечь в разработку разрозненные линзы циклита В — это одна из самых важных задач, стоящих сегодня перед разработчиками Восточно-Мессояхского лицензионного участка. Для того, чтобы каждая скважина вскрывала максимальное число изолированных прослоев, было принято решение начать бурение по технологии fishbone.

Бурение по технологии Fishbone

Именно на Мессояхе в 2016 г. был дан старт массовому опытно-промышленному строительству горизонтальных скважин с множественными ответвлениями по технологии, получившей в отрасли название fishbone («рыбья кость») (рис. 3). Такая конструкция скважины позволяет одновременно дренировать запасы на различных глубинах и существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта по сравнению с охватом традиционной горизонтальной скважиной. «Рыбья» конструкция дает возможность направить каждое ответвление в отдельные нефтяные участки в заданном векторе. Во время строительства горизонтального ствола с определенной точки проводится бурение отростков на вышележащий нефтеносный прослой, после чего осуществляется подъем компоновки до точки срезки. Затем выполняется срезка в основной ствол и так — до следующей заданной точки. Важно, чтобы бурение ответвлений проводилось в благоприятной зоне, характеризующейся наличием консолидированного песчаника.

Рис. 3. Модель бурения «фишбонов» (FB)

Для выполнения срезок специалисты Управления инжиниринга бурения «Мессояханефтегаза» применили роторно-управляемую систему, которая обеспечивает бурение скважин подобной конструкции без дополнительных спускоподъемных операций. Проводка основного горизонтального ствола с учетом срезок происходит без потери вертикальной глубины, что не снижает эффективную толщину нефтеносного пласта основного ствола. После окончания бурения в скважину спускается фильтр-хвостовик, в который из отростков фишбонов стекает нефть. Непосредственно добыча углеводородов осуществляется традиционным способом с использованием электроцентробежных насосов.

Строительство скважин по технологии fishbone — уникальная операция для «Газпром нефти». Справиться с этим вызовом сотрудникам «Мессояханефтегаза» помогли специалисты Центра управления бурением «ГеоНавигатор»: опираясь на опыт зарубежных и российских коллег, они выполнили инженерные расчеты и на всех этапах строительства первых «фишбонов» оказывали исполнителям экспертную поддержку. Процесс высокотехнологичного бурения ежеминутно и круглосуточно отслеживался в офисе Научно-технического центра в г. Санкт-Петербурге.

Для строительства «фишбонов» эксперты «Газпромнефть НТЦ» разработали геомеханическую модель мессояхских скважин в размерности 1D, сейчас идет работа над 3D моделью всего участка. Это позволит рассчитать оптимальные точки внутри основного ствола скважины, от которых должны отходить ответвления. Такая «геоматематика» поможет избежать рисков обрушения породы в зоне срезки.

На текущий момент технология fishbone уже опробована в четырех скважинах Восточно-Мессояхского месторождения, у каждой — в среднем по четыре ответвления. До конца 2016 г. по данной технологии будет пробурена еще одна скважина также с четырьмя отростками. В настоящее время общая длина горизонтального участка, включая «фишбоны», составляет порядка 10 км, из них более 6 км — длина ответвлений. Преимущества применения этой технологии очевидны: увеличение площади вскрытия продуктивного горизонта в 2 раза, прирост пускового дебита 40 % по сравнению с дебитом традиционной горизонтальной скважины.

Технология fishbone — не единственное ноу-хау, примененное при освоении Восточно-Мессояхского месторождения. В сентябре 2016 г., за неделю до торжественного запуска промысла в эксплуатацию, была проведена сложнейшая операция по строительству скважины с уникальной траекторией. При вертикальной глубине 830 м она имеет горизонтальный отход 2 км, глубина по стволу составляет 2,7 км, общая протяженность проходки с учетом бурения двух пилотных стволов — 4,4 км. Уникальная скважина была построена всего за 25 сут, фактический дебит нефти составил 146 т/сут. Согласно мировой классификации скважин с большим отходом от вертикали ERD (extended reach drilling) подобное соотношение горизонтального отхода к вертикальной глубине (2,4) относит мессояхскую скважину к сверхсложным, индекс сложности бурения DDI = 6,64 — один из самых высоких показателей в России.

Новая реальность

Восточно-Мессояхское месторождение вслед за Новопортовским и Приразломным — третий по счету проект, успешно реализованный «Газпром нефтью» в Арктике. Объединяет их не только география: сжатые сроки, высокие технологии, примененные при разработке, и уникальные вызовы, рождающие уникальные компетенции, — вот отличительные особенности этой арктической «тройки».

Запуск Восточно-Мессояхского промысла в промышленную эксплуатацию знаменует начало нового этапа в жизни проекта — этапа промышленной добычи. До конца 2016 г. «Мессояханефтегаз» предполагает достичь добычи около 6 тыс. т нефти в сутки. Прогноз на 2018 г. — 4,2 млн т нефти. Однако, по оценкам разработчиков, опирающихся на последние данные геологоразведки, это не предельный показатель. Дебиты скважин с учетом применения новых технологий и темпов ввода месторождения позволяют строить более амбициозные планы — в 2020 г. выйти на пиковую добычу в 6 млн т нефти. Это потребует строительства второй очереди инфраструктуры месторождения и применения новых высокотехнологичных решений.

Возврат к списку