Загальні відомості про родовище є приразломним. Приразломне родовище нафти у печорському морі. Особливості зберігання та транспортування нафти

Приразломне нафтове родовище – перший вітчизняний проект із освоєння ресурсів Арктичного шельфу.

Родовище відкрито в 1989 році і розташоване на шельфі Печорського моря, за 60 км від берега (пос. Варандей). Глибина моря у районі родовища становить 19–20 м.

Видобуті запаси нафти Приразломного родовища становлять 46,4 млн т, що дозволяє досягти річного рівня видобутку близько 6 млн т.

Привабливість
для розробки
-Найбільш підготовлене до розробки родовище на Арктичному шельфі Росії
-Можливість підключення до експлуатації прилеглих нафтогазоносних структур
-Невелика глибина моря дозволяє встановити стаціонарну споруду

Особливості освоєння
-Високі льодові навантаження на об'єкти видобутку у Печорському морі.
-Нерозвинена промислова інфраструктура у регіоні
-Відсутність аналогів у світовій практиці
-Транспортування нафти у складних природно-кліматичних умовах

Освоєння Приразломного нафтового родовища – перший проект із видобутку вуглеводнів на Арктичному шельфі Росії.
Початок видобутку нафти на Приразломном родовищі започаткує освоєння найбагатших вуглеводневих запасів, сконцентрованих у російських акваторіях Баренцева, Печорського та Карського морів.
Особливі природно-географічні умови у районі Приразломного родовища зажадали застосування принципово нових, унікальних технологій. Так, для забезпечення цілорічної експлуатації платформи та транспорту нафти в умовах підвищених льодових навантажень та невеликих глибин уперше у світовій практиці було створено спеціалізовані човникові танкери льодового класу дедвейтом 70 тис. тонн.

http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/index.html

Облаштування родовища
Для освоєння родовища:
- будується багатофункціональний комплекс на основі морської кригостійкої стаціонарної платформи;
- створюється спеціалізована транспортна система вивезення нафти та постачання;
- Створюється необхідна берегова інфраструктура;
- буде пробурено 36 похило-спрямованих свердловин.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/project/index.html

Платформа «Приразломна»
Морська кригостійка стаціонарна платформа (МЛСП) «Приразломна» – основний елемент облаштування Приразломного родовища. У конструкції платформи «Приразломна» спочатку закладено можливість прийому нафти з інших родовищ. Це дозволить ефективно – без будівництва аналогічних платформ – залучити до рентабельної розробки сусідні родовища завдяки зниженню питомих витрат на їх облаштування.

Функції МЛСП
- буріння свердловин;
- видобування нафти та газу;
- Зберігання нафти;
- Пряме відвантаження нафти на танкери.
- Вироблення теплової та електричної енергії

Вимоги до МЛСП
- стійкість до підвищених льодових навантажень;
- Цілорічна експлуатація, в т.ч. відвантаження нафти на танкер;
- автономна робота протягом 6 діб;
- Можливість використання у наступних проектах.

Продуктивність
добовий видобуток нафти – 22 тис. т
добовий видобуток газу – 1 млн.м3
добове закачування води - 32 тис. т

Автономність
період відвантаження нафти при максимальному рівні видобутку - 6 діб
зміна вахт - 15 діб
поповнення матеріалів - 60 діб

Склад платформи
Верхня будова
маса 39 тис.т.
включає в себе:
бурову вежу 1шт.
колодязі для свердловин 40 шт.
системи відвантаження продукції потужністю 10 тис.куб.м/год 2 шт.
Опорна основа/кесон
маса 79 тис.т
габарити 126м*126м
включає в себе:
14 танків для нафти загальним обсягом 113 тис. м3
2 танки для води загальним обсягом 28 тис.м3
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/platform/index.html

Транспортно-технологічна система

Транспортування нафти здійснюється у два етапи з використанням проміжного плавучого нафтосховища, вже встановленого в бухті Кольської затоки, що незамерзає.

Транспортування нафти від платформи до сховища за маршрутом довжиною близько 1100 км здійснюватиметься човниковими танкерами льодового класу. З нафтосховища сировина вирушатиме на експорт лінійними танкерами дедвейтом 150-170 тис.т.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/TTS/index.html

Берегова інфраструктура
Реалізація проекту освоєння Приразломного родовища передбачає створення берегової інфраструктури та використання спеціальної транспортно-технологічної системи.
База постачання та база виробничого обслуговування ТОВ «Газфлот» у м. Мурманську.
забезпечення буріння експлуатаційних свердловин, видобутку та транспортування нафти
розвантаження, зберігання та перевалка вантажів
постачання вантажів та майна МЛСП «Приразломна»
сервісні та ремонтні роботи
Перевалочна база у районі п. Варандей
збір та доставка персоналу на платформу «Приразломна» вертольотами

Приразломне нафтове родовище розташоване на шельфі південно-східної частини Печорського моря за 60 км на північний захід від сел. Варандей Ненецького автономного округу Архангельської області (рис. 1). Родовище відкрито ДПК "Арктикморнафтогазрозвідка" у 1989 р. бурінням у склепінній частині антиклінальної складки пошукової вкв. 1 на глибину 3100 м. При випробуванні нижньопермських - верхньокам'яновугільних біокластичних вапняків в інтервалі 2369-2438 і 2447-2487 м після проведення солянокислотної обробки було отримано промисловий приплив нафти з дебітом 393 мз/cyт.

Комітетом Російської Федерації з геології та використання надр 15 березня 1993 р. АТ "Росшельф" було видано ліцензія терміном на 25 років на право видобутку нафти на Приразломном нафтовому родовищі, пошуків та оцінки покладів вуглеводнів із залученням для цих цілей російських та іноземних інвестицій.

Торішнього серпня 1993 р. РАТ " Газпром " і АТ " Росшельф " уклали Угоду з компанією ВНР (Австралія) про принципи співробітництва з освоєння Приразломного родовища. У червні 1994 р. між цими компаніями було підписано Угоду про співробітництво з проведення геологорозвідувальних робіт, промислову оцінку та освоєння Приразломного родовища. Компанія ВНР на пріоритетній основі та умовах ризику брала участь у бурінні вкв. 3,4,5, обробці даних та складанні техніко-економічного обґрунтування облаштування родовища.

1 - нафтові та газові родовища

У 1993-1994 pp. АТ "Росшельф" провело буріння та випробування розвідувальних вкв. 3,4,5, що підтвердили наявність промислового покладу нафти у пермокарбонових відкладеннях.

Матеріали переобробки та переінтерпретації даних сейсморозвідувальних робіт, результати аналізу керну, випробування свердловин та інтерпретації матеріалів промислово-геофізичних досліджень дозволили уточнити геологічну будову родовища.

Приразломная структура по покрівлі пермокарбонового резервуара у вигляді покриву, що наділяє нижчі утворення, має розміри 18,3 х5, 1 км. Її площа по гранично замкнутій ізогіпсі -2547 м-коду становить 62,35 км2 (рис. 2).

Матеріали переобробки сейсмічних розрізів свідчать про складнішу тектонічну будову структури, ніж це уявлялося раніше. Так, у її південно-східній частині виявлено складну серію розривних порушень північно-західного та південно-східного простягання. Крім того, виділяються численні слабо виражені дислокації, які не піддаються майданному картуванню через недостатню щільність мережі сейсмопрофілів.

У цілому нині розривні порушення склепіння Приразломной структури відрізняються простяганням, протяжності і амплітуді усунення (від перших метрів до 100 м і більше).

Продуктивний обрій, розкритий чотирма свердловинами, представлений двома карбонатними пластами-колекторами різного генези. Верхній високопористий пласт-колектор, складений біокластичними вапняками, перекритий глинами кунгурського ярусу, що утворюють регіональну покришку двома малопотужними (1-2 м) та непроникними пластами, і роз'єднаний на три пласти: Ia, Ib, Ic (рис. 3).

Нижній пласт-колектор II представлений відносно щільними вапняками карбону. Він слабо виражений у сейсмічному хвильовому полі через низькі колекторські властивості.

Продуктивний пласт I добре корелюється між усіма свердловинами. Пласт Іа виділяється тільки в розрізі вкв. 3 і 4, розташованих у центральній та південно-східній частинах структури, і представлений перешаровування високопористих і низькопористих (до непроникних) вапняків. Пласт був підданий палсоразмиву, у склепінні і на півночі структури (скв. 1,5) він відсутній. На східному крилі у вкв. 4 збереглася лише його підошовна частина. Найбільша потужність пласта відзначається у вкв. 3. Пласти Ib та Ic поширені на площі всього родовища.

Загальна потужність вапняків продуктивного пласта I (за даними буріння та сейсморозвідки) змінюється в межах 43-85 м, ефективна - 42-85 м, для продуктивного пласта II (за даними буріння) відповідно 49,5-63,0 та 11,1- 26,2м.

Площа невитриманість ефективної потужності колекторів пласта II при їх низькій пористості (< 10 %) не позволяет рассматривать этот горизонт в качестве самостоятельного объекта разработки.

Основні запаси нафти присвячені пласту I, поширеному площі родовища і що характеризується середньої пористістю (15,6-21,7 %) і проникністю (0,05-0,4 мкм2). Його середня нафтонасиченість становить 77-95%.

За даними сейсморозвідки пласт 1а поширюється у східному напрямку, виходячи за межі останньої замкнутої ізогіпси. Питання про його можливу нафтонасиченість на сході структури поки що залишається відкритим.

Основні запаси нафти присвячені пласту Ib, його потужність зростає у північному напрямку. Пласт Iс характеризується витриманою потужністю.

У цілому нині для пласта I за даними сейсморозвідки передбачається поліпшення колекторських властивостей у південно-західної частини родовища (між вкв. 1 і 3).

Необхідно також відзначити, що непроникні пласти, що розділяють пласт I, хоча малопотужні і тріщинуваті, певним чином можуть вплинути на його експлуатаційні характеристики.

Пласт I був випробуваний у всіх чотирьох свердловинах; пласт II - тільки в скв.1. Максимальний дебіт нафти після кислотної обробки при випробуванні пласта отримано в вкв. 3 і становив 677 м3/сут. У вкв. 4 зафіксована суміш нафти та пластової води дебітом 130 м3/добу. За результатами випробування вкв. 1 дебіт нафти із пласта II до кислотної обробки становив 20 м3/сут.

Нафта, що надійшла із вкв. 1 та 3, має подібні характеристики. При випробуванні вкв. 1 була отримана нафта щільністю 0,908-0,910 г/см3; газовий фактор становив 29,1 м3/м3. Нафта із вкв. 3 мала густину 0,910-0,912 г/см3; газовий фактор становив 34-39 м3/м3 за різних режимів сепарації. Виділений газ містив до 0,4% H2S, вміст сірки в нафті становив 2,3%. У вкв. 5 отримана нафта щільністю 0,914 г/см3 із газовим фактором 44-47 м3/м3. У вкв. 4 була отримана суміш нафти та пластової води з перехідної зони колектора. Щільність нафти була значно вищою, ніж у вкв. 1 та 3 (0,94-0,97 г/см3).

Нафта, отримана при випробуванні пласта II в вкв. 1 мала щільність 0,928 г/см3 з газовим фактором 25 м3/м3.

У процесі пошуково-розвідувального буріння не вдалося точно встановити положення ПНК пластів І та ІІ. За геолого-геофізичними даними для продуктивного пласта I положення ВНК передбачається на абсолютній позначці -2528 м-коду.

З виконаних досліджень проведено підрахунок запасів нафти Приразломного родовища, затверджених Державної комісією РФ із запасів з корисними копалинами.

Балансові запаси нафти за родовищем за категоріями С1+С2 становлять 295 млн. т. Видобувані запаси за категоріями С1+С2 оцінюються 75,3 млн. т.

Основними особливостями геологічної будови Приразломного родовища, що зумовлюють специфіку його розробки, є:

1. Біокластичний склад карбонатів.

2. Гарна витриманість за площею потужності основного продуктивного пласта та його петрофізичних властивостей.

3. Приуроченість підвищених значень пористості та проникності колекторів (і відповідно підвищеної концентрації запасів) до центральної та південної частин родовища.

4. Значний розвиток вертикальної тріщинуватості, особливо у північній частині родовища.

5. Збільшення відношення вертикальної проникності до горизонтальної від центральної частини родовища до північної.

Наведені характеристики пермокарбонових колекторів та особливості розподілу нафтового покладу дозволили зробити висновок про те, що технічно та економічно родовище найдоцільніше розробляти з однієї льодостійкої добувної платформи. Виходячи з порівняння ефективності різних варіантів платформи перевагу віддано сталевої гравітаційної платформи, будівництво якої буде здійснено на російських підприємствах ВПК: "Севмашпідприємстві" та "Зірочці" (Сєвєродвінськ, Архангельська область).

У грудні 1994 р. було закінчено техніко-економічне обґрунтування облаштування родовища, яке у 1995 р. пішло державну екологічну експертизу.

Нині завершується складання технологічної схеми розробки родовища. Виконані варіанти моделей розробки свідчать про те, що центральну та південну частини родовища найбільше доцільно розробляти в основному з використанням вертикально похилих свердловин, а північну — горизонтальних.

Для розробки родовища рекомендовано комбіновану рядну систему з використанням горизонтальних свердловин. Усього планується пробурити 55 свердловин, у тому числі 31 експлуатаційну, з яких 15 будуть горизонтальними за максимального відходу 5,5-6,0 км, і 24 — нагнітальні. Період експлуатації становитиме 20,5 року, добовий видобуток нафти — близько 16 тис.т, а середня величина запасів на свердловину, що видобуваються, — 2,1 млн.т при коефіцієнті вилучення нафти 0,34.

Вперше на арктичному шельфі Росії з метою уточнення будови пермокарбонового резервуару на родовищі спільно з компанією Geco-PrakIa і трестом "Севморнафтогеофізика" в 1966 р. проведені сейсморозвідувальні роботи за методикою 3D, результати яких будуть використані для оптим.

Транспорт нафти здійснюватиметься танкерами льодового класу від родовища до терміналів Мурманського морського порту.

Фінансування розробки родовища передбачається здійснити у вигляді 30 % вартості силами учасників проекту, інші кошти отримати з допомогою вітчизняних і закордонних кредитів. Термін окупності капітальних вкладень близько 4 років.

В даний час інтенсивно проводиться проектування платформи, яка була закладена на "Севмашпідприємстві" 4 грудня 1995 року.

Освоєння Приразломного родовища є важливим етапом розробки нафтових та газових ресурсів арктичного шельфу Росії.

Приразломне нафтове родовище розташоване на шельфі в південно-східній частині Печорського моря на продовженні структури Варандей-Адзьвінської зони.

Приразломне родовище було відкрито 1989 року. Родовище було відкрито компанією «Арктикморнафтогазрозвідка» під час проведення геолого-розвідувальних робіт на нафту та газ на шельфі. У межах родовища глибини моря становлять 17-19 м. Кількість пробурених свердловин на родовищі – п'ять. Чотири свердловини (№ 1,2,3,4) пробурила «Арктикморнафтогазрозвідка».

Ліцензією на розвідку та видобуток вуглеводнів на Приразломному родовищі володіє ЗАТ «Севморнафтогаз» – 100-відсоткове дочірнє товариство ВАТ «Газпром». Видобувані запаси нафти Приразломного родовища становлять 46,4 млн. т, що дозволяє досягти річного рівня видобутку близько 6 млн. т.

Значення реалізації проекту

Освоєння вуглеводневого потенціалу арктичного шельфу є новим етапом розвитку паливно-енергетичного комплексу Росії у ХХI столітті. За прогнозними оцінками, початкові сумарні ресурси вуглеводнів на російському континентальному шельфі становлять близько 90 млрд тонн умовного палива. З них понад 60 млрд. т у. т. зосереджені в Баренцевому та Карському морях. Основну частину ресурсів шельфу становить газ – 76 трлн. куб. м.

Формування на основі родовищ шельфу Арктичних морів нового газодобувного району Росії та залучення до розробки нафтових родовищ сприятиме зміцненню «Газпрому» як багатопрофільна енергетична компанія світового рівня.

Розробленою у ВАТ «Газпром» Концепцією роботи компанії на шельфі РФ пропонується комплексний метод облаштування родовищ Баренцева, Карського та Печорського морів. В основі комплексного підходу лежить розробка груп близько розташованих родовищ, що дозволяє оптимізувати витрати та створює умови для спільної розробки великих та відносно невеликих морських родовищ.

У зв'язку з цим освоєння Приразломного родовища є для «Газпрому» актуальним завданням, оскільки інфраструктура, що створюється для реалізації проекту, стане основою для подальшого освоєння вуглеводневих ресурсів Баренцева і Карського морів.

Пастка являє собою підняття асиметричного профілю, обмежене з південного заходу скиданням. Два поклади нафти приурочені до карбонатних відкладень нижньопермсько-кам'яновугільних відкладень і типу належать до масивним. Колекторами є кавернозно-пористі рифові вапняки. Регіональним флюїдоупором є глинисті відкладення артинсько-кунгурського віку.

– перше та зараз (2019 р.) єдине родовище на російському арктичному шельфі, де ведеться видобуток нафти. Ліцензія на розробку родовища належить компанії ТОВ "Газпром нафта шельф" (дочірнє товариство ПАТ "Газпром").

Приразломне родовище знаходиться на шельфі Печорського моря, за 55 км на північ від вахтового селища Варандей і за 320 км на північний схід від м. Нар'ян-Мар. Глибина моря у районі родовища становить 19-20 метрів.

Запаси родовища оцінюються у 70 млн. тонн нафти, проектний річний рівень видобутку – 5,5 млн. тонн нафти на рік. Нафта, що видобувається на Приразломном родовищі, виділена в окремий сорт, який отримав назву ARCO (Arctic Oil). Сировина має високу щільність, підвищений вміст сірки, але водночас низький вміст парафінів.

Видобуток нафти ведеться з морської льодостійкої стаціонарної платформи – МЛСП «Приразломна», яка дозволяє проводити всі необхідні для освоєння родовища операції – буріння, видобуток, зберігання та відвантаження нафти на танкери. Проектом передбачено буріння 32 свердловин, гирла яких перебувають усередині платформи. Також платформа «Приразломна» обладнана спеціальними системами, що дозволяють у разі неконтрольованого викиду нафти та газу перекривати свердловини протягом 10 секунд.

Прирозломне нафтове родовище		©сайт
Країна	Росія
Регіон	Ненецький автономний округ
Місцезнаходження	Шельф Печорського моря, 55 км на північ від селища Варандей та 320 км на північний схід від міста Нарьян-Мар
Нафтогазоносна провінція	Тімано-Печорська нафтогазоносна провінція
Координати	69°15"7"N 57°20"34"E
Корисна копалина	Нафта
Характеристики сировини	Сорт нафти ARCO
Ранг	Велике
Статус	Розробка
Відкриття	1989 р.
Введення у промислову експлуатацію	19 грудня 2013 р.
Ліцензія на розробку	ТОВ "Газпром нафта шельф" (ПАТ "Газпром нафта")
Видобувані запаси	70 млн тонн нафти
Рівень видобутку	5,5 млн. тонн на рік (проектний)

Історія

Спроби вивчення шельфу Печорського моря дослідники почали з 1960-х років. Але систематична сейсморозвідка стала застосовуватися лише наприкінці 1970-х, коли з цією метою було організовано Мурманська геологорозвідувальна експедиція (ММГРЕ). Надалі вона була перейменована спочатку на трест «Северморнафтогазгеофізрозвідка» (1985 року), а потім на трест «Севморнафтогеофізика» (1988 року).

Наявність покладів у Приразломной структурі вперше виявлено сейсморозвідкою 1977 року. У 1980-87 р.р. тут проводилися роботи з підготовки до глибоководного буріння.

З 1981 року в межах акваторії Печорського моря виробничим об'єднанням "Арктикморнафтогазрозвідка" проводиться розвідувальне буріння. Роботи ускладнюються щодо коротким міжльодовим періодом – близько 90 – 120 днів на рік. У жовтні 1989 року дільниці отримано перша арктична нафту на Приразломной площі.

Подальші роботи дозволили створити геологічну модель родовища, а також здійснити попередню оцінку запасів пластів.

Платформа «Приразломна»

Для освоєння родовища було вирішено створити морську кригостійку стаціонарну платформу (МЛСП) «Приразломна». Закладено платформу було у грудні 1995 року на виробничому об'єднанні «Севмаш».

Однак спущена на воду платформа була лише через 15 років – у 2010 році. Після спуску МЛСП відбуксували до Кольської затоки для добудови на 35-му суднобудівному заводі. У серпні 2011 року будівництво платформи «Приразломна» було завершено, і її було встановлено на обраному місці в Печорському морі.

Протягом наступного року платформу укріпили захисною щебене-кам'яною бермою. Об'єм берми становив понад 45 000 м3. Паралельно з цим об'єктом проходив незалежний аудит за участю таких компаній, як Schlumberger, Halliburton, Kvaerner та ЦНДІ морського флоту. З проведення аудиту платформа отримала висновок про відповідність міжнародним стандартам.

Видобуток нафти на Приразломному родовищі розпочався 19 грудня 2013 року. Вже у квітні 2014 року було відвантажено першу партію арктичної нафти, яка отримала спеціальну назву – сорт ARCO.

Транспортування

Нафта з Приразломного родовища відвантажується експорту – переважно у Північно-Західну Європу, у регіоні ARA (Амстердам – Роттердам – Антверпен). Це зумовлено, по-перше, логістичною доступністю регіону, а по-друге, наявністю в ньому НПЗ, що спеціалізуються на переробці важких нафт, під класифікацію яких потрапляє сорт ARCO.

На першому етапі нафта з МЛСП «Приразломна» транспортувалася до Роттердама двома човниковими танкерами: «Михайло Ульянов» та «Кирилл Лавров». Дедвейт кожного не перевищував 70 тисяч тонн.

У 2016 році транспортно-логістична схема відвантаження нафти з Приразломного родовища було змінено. У ланцюжок включено танкер-накопичувач «Умба», встановлений на рейді в Кольській затоці поблизу Мурманська. Він отримує нафту як з Приразломного, але й Новопортовського родовища. Така схема дозволяє суттєво підвищити ефективність поставок за рахунок скорочення часу кільцевих рейсів танкерів, що курсують із родовищ, та використання стандартного флоту для відправки нафти з плавучого нафтосховища до споживача.

Танкер УМБА відноситься до класу VLCC і має вантажомісткість 300 тис. тонн. Максимальний вантажообіг плавучого перевалочного комплексу становить 15 млн. тонн на рік.