Приразломное нефтяное месторождение. Месторождения полезных ископаемых приразломное нефтяное месторождение Компании, разрабатывающие месторождение, и численность персонала

– первое и в настоящий момент (2019 г.) единственное месторождение на российском арктическом шельфе, где ведется добыча нефти. Лицензия на разработку месторождения принадлежит компании ООО «Газпром нефть шельф» (дочернее общество ПАО «Газпром»).

Приразломное месторождение находится на шельфе Печорского моря, в 55 км к северу вахтового поселка Варандей и в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар. Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 метров.

Запасы месторождения оцениваются в 70 млн тонн нефти, проектный годовой уровень добычи – 5,5 млн тонн нефти в год. Нефть, добываемая на Приразломном месторождении выделена в отдельный сорт, получивший название ARCO (Arctic Oil). Сырье имеет высокую плотность, повышенное содержание серы, но вместе с тем – низкое содержание парафинов.

Добыча нефти ведется со морской ледостойкой стационарной платформы – МЛСП «Приразломная», которая позволяет производить все необходимые для освоения месторождения операции – бурения, добычу, хранение и отгрузку нефти на танкеры. Проектом предусмотрено бурение 32 скважин, устья которых находятся внутри платформы. Также платформа «Приразломная» оборудована специальными системами, позволяющими в случае неконтролируемого выброса нефти и газа перекрывать скважины в течение 10 секунд.

История

Попытки изучение шельфа Печорского моря исследователи начали предпринимать с 1960-х годов. Но систематическая сейсморазведка стала применяться только в конце 1970-х, когда для этих целей была организована Мурманская геологоразведочная экспедиция (ММГРЭ). В дальнейшем она была переименована сначала в трест «Северморнефтегазгеофизразведка» (в 1985 году), а затем в трест «Севморнефтегеофизика» (в 1988 году).

Наличие залежей в Приразломной структуре впервые было выявлено сейсморазведкой в 1977 году. В 1980-87 гг. здесь проводились работы по подготовке к глубоководному бурению.

С 1981 года в пределах акватории Печорского моря производственным объединением «Арктикморнефтегазразведка» проводится разведывательное бурение. Работы осложняются относительно коротким межледовым периодом – около 90 – 120 дней в году. В октябре 1989 года на участке получена первая арктическая нефть на Приразломной площади.

Дальнейшие работы позволили создать геологическую модель месторождения, а также произвести предварительную оценку запасов пластов.

Платформа «Приразломная»

Для освоения месторождения решено было создать морскую ледостойкую стационарную платформу (МЛСП) «Приразломная». Заложена платформа была в декабре 1995 года на производственном объединении «Севмаш».

Однако спущена на воду платформа была только в через 15 лет – в 2010 году. После спуска МЛСП отбуксировали в Кольский залив для достройки на 35-м судостроительном заводе. В августе 2011 года строительство платформы «Приразломная» было завершено, и она была установлена на выбранном месте в Печорском море.

В течение следующего года платформу укрепили защитной щебне-каменной бермой. Объем бермы составил свыше 45 000 м3. Параллельно с этим объект проходил независимый аудит с участием таких компаний, как Schlumberger, Halliburton, Kvaerner и ЦНИИ морского флота. По проведению аудита платформа получила заключение о соответствии международным стандартам.

Добыча нефти на Приразломном месторождении началась 19 декабря 2013 года. Уже в апреле 2014 года была отгружена первая партия арктической нефти, которая получила специальное название – сорт ARCO.

Транспортировка

Нефть с Приразломного месторождения отгружается на экспорт – в основном в Северо-Западную Европу, в так называемый регион ARA (Амстердам – Роттердам – Антверпен). Это обусловлено, во-первых, логистической доступность региона, а во-вторых, наличием в нем НПЗ, специализирующихся на переработке тяжелых нефтей, под классификацию которых как раз попадает сорт ARCO.

На первом этапе нефть с МЛСП «Приразломная» транспортировалась до Роттердама двумя челночными танкерами: «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров». Дедвейт каждого не превышал 70 тыс. тонн.

В 2016 году транспортно-логистическая схема отгрузки нефти с Приразломного месторождения была изменена. В цепочку включен танкер-накопитель «Умба», установленный на рейде в Кольском заливе вблизи Мурманска. Он получает нефть не только с Приразломного, но также с Новопортовского месторождения. Такая схема позволяет существенно повысить эффективность поставок за счет сокращения времени кольцевых рейсов танкеров, курсирующих с месторождений, и использования стандартного флота для отправки нефти с плавучего нефтехранилища к потребителю.

Танкер УМБА относится к классу VLCC и обладает грузовместимостью 300 тыс. тонн. Максимальный грузооборот плавучего перевалочного комплекса составляет 15 млн тонн в год.

Освоение российского арктического шельфа началось с разработки Приразломного месторождения нефти. В конце 2013 г. первая нефть поступила в хранилища морской платформы «Приразломная» – высокотехнологичного комплекса, в котором собраны лучшие разработки в области бурения, добычи и транспортировки жидких углеводородов.

Приразломное месторождение нефти расположено в самой изученной части российского арктического шельфа – Баренцевом море, а точнее, в его юго-восточной мелководной части – Печорском море. Залежи здесь – морское продолжение огромного Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, занимающего большую часть Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Осадочная толща Тимано-Печоры, миллионы лет назад ставшая материнской породой для будущих нефтяных и газовых залежей, представлена палеозойскими и мезозойским отложениями, которые на юге достигают Перми, а на севере уходят далеко в Баренцево море.

Освоение континентальной Тимано-Печоры началось ещё в XVIII веке, когда на берегу реки Ухты нашли поверхностные выходы нефти. С тех пор геологи в поисках месторождений углеводородов тщательнейшим образом изучили эти территории. А вот до шельфовой части нефтегазоносной провинции добрались лишь в 80-х годах прошлого века. Приразломное было открыто в 1989 г., оно расположено в 55 км к северу от материка и в 980 км к западу от Мурманска. Глубина моря в пределах месторождения не превышает 19–20 м. Структура залежи представляет собой двухкупольную антиклинальную складку, простирающуюся на северо-запад. По всей площади предполагается наличие небольших разломов (тектонических нарушений), ориентированных вдоль длинной оси складки. Верхние породы – глины, под ними залегают нефтенасыщенные слои, разделяемые плотными породами. Что касается самой нефти Приразломного, то она малосернистая, тяжёлая и вязкая, её характеристики наиболее схожи с маркой Urals.

Морской закон.

Небольшие глубины в районе месторождения позволили установить платформу «Приразломная» прямо на морском дне. В итоге куст эксплуатационных скважин удалось расположить так, чтобы с водной средой непосредственного контакта они не имели. Таким образом, бурение на платформе ведётся практически так же, как на суше. При этом на «Приразломной» соблюдаются принятые на морских объектах повышенные требования в области охраны труда, промышленной и экологической безопасности. Всего на платформе есть заготовки для 40 скважин: 19 добывающих, 16 нагнетательных, одна шламовая, еще четыре – резервные. С самого начала разработки месторождения приоритетным методом увеличения дебита выбрано строительство горизонтальных скважин, поэтому лишь одна из добывающих будет вертикальной, остальные – горизонтальными, причём две из них – двузабойными с проектным дебитом нефти 3300 куб. м в сутки.

Бурение горизонтальных скважин – и так достаточно сложный технологический процесс, а в морских условиях отягощающим фактором становятся повышенные экологические требования. На «Приразломной» ряд проблем, связанных с бурением, был решён за счёт применения суперсовременных высокоингибированных буровых растворов. В частности, раствор Kla-Shield для бурения сложных, протяжённых участков в разрезах активных глин, составляющих верхнюю часть месторождения, применяется и на суше, но благодаря своим высоким экономическим и экологическим характеристикам он получил широкое распространение в условиях морского бурения. Раствор укрепляет стенки ствола скважины, обеспечивая при этом его эффективную очистку, уменьшает набухание глины и её налипание на долото. Экономический эффект достигается за счёт того, что для прохождения даже длинных секций с активными глинами требуется относительно небольшое количество раствора. Не менее тщательно подбирался и раствор для вскрытия продуктивных горизонтов. Использующаяся система на водной основе для вскрытия пластов успешно применяется западными компаниями при бурении на шельфе благодаря своей экологичности.

Крайне важным моментом при проектировании бурения на платформе был выбор системы для хранения и транспортировки шлама – полностью закрытой, простой в обслуживании. Действующее на «Приразломной» требование «нулевого сброса» не допускает сброса с платформы в окружающую среду ничего, кроме воды для пожаротушения и очищенных хозбытовых стоков. Использованный буровой раствор, шлам и другие отходы закачиваются в специальную поглощающую скважину, а собранные дренажной системой и очищенные масло- и нефтесодержащая вода, загрязнённые дождевая вода и снег закачиваются обратно в пласт. Остальные отходы (тара, ртутные лампы, аккумуляторы и т.д.) будут вывозиться на берег, так же как и избытки шлама, если таковые появятся.

Тройной контроль.

Бессмысленно говорить о безопасности морской добывающей платформы без оценки риска фонтанного выброса нефти, который может произойти в ходе бурения или эксплуатации скважин. На «Приразломной» он сведён практически к нулю за счёт установки на всех скважинах двойной системы защиты от аварийных выбросов: клапана-отсекателя и дублирующего гидравлического клапана, входящего в состав фонтанной арматуры. Это уникальное оборудование было специально разработано для условий Приразломного нефтяного месторождения и учитывает специфику и особые требования к проведению работ именно в этом регионе.

Клапан-отсекатель модели Onyx-5 (E) предназначен для отсечения нижней части скважины при возникновении нештатной ситуации. Он устанавливается на глубине около 150 м от устья скважины. Гидравлическая система соединяет клапан-отсекатель с системой аварийного останова на поверхности. Как только на гидравлическое оборудование приходит сигнал от системы безопасности, давление жидкости на клапан прекращается, и он автоматически устанавливается в закрытое положение, изолируя таким образом скважину. Всё это происходит на глубине, достаточной для обеспечения безопасности эксплуатации скважины и комплекса платформы.

Устье скважины в целях безопасности во время бурения перекрывается противовыбросовым оборудованием, а перед началом добычи его заменяют на фонтанную арматуру, в том числе включающую в себя дистанционно управляемую гидравлическую задвижку. Эта задвижка дублирует функции клапана-отсекателя в случае его неисправности. Работа всех этих систем завязана на автоматизированную систему управления и безопасности (АСУБ).

Помимо вышеописанных клапанов и задвижек существует и третья ступень безопасности – механический управляемый скважинный контрольный клапан RCV™ Baker Oil Tools, расположенный на глубине более 2 тыс. м. Он устанавливается в скважине во время размещения системы первичного заканчивания для регулировки режима притока пласта. При замене электроцентробежного насоса или капитального ремонта скважины этот клапан перекрывает приток из коллектора, предотвращая тем самым потери пластового флюида. В то же время он может выполнять и функции клапана-отсекателя, обеспечивая дополнительную защиту.

Ледовый класс.

Очевидные источники риска – процессы хранения, отгрузки и транспортировки нефти. На «Приразломной» главные опасности при хранении – утечка и возможность взрыва – исключены практически полностью. Добываемая нефть поступает в нижнюю часть платформы – кессон со стенками трёхметровой толщины и двойным дном, где опасность взрыва устраняется за счёт «мокрого» способа хранения, который исключает попадание кислорода в нефтехранилище. Балластная вода, используемая при «мокром» хранении, поддерживает постоянное давление в танке с нефтью, обеспечивая таким образом не только 100%ю заполняемость резервуара, но и подпор насосам, задействованным при отгрузке.

Отгрузка представляет собой наиболее уязвимый процесс, ведь именно здесь нефть покидает неприступный кессон. Тем не менее, риски, связанные с отгрузкой, также предельно минимизированы. Перекачка нефти из нефтехранилища платформы на танкеры происходит с помощью комплексов устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН), расположенных на платформе. Таких устройств два, что обеспечивает беспрепятственный подход танкеров к платформе в любых погодных и навигационных условиях. Для предотвращения разлива нефти в процессе перекачки отгрузочная линия оснащена системой аварийной остановки, позволяющей прекратить перекачку сырья в течение 7 секунд.

Перед началом отгрузочных операций челночные танкеры, оборудованные носовой загрузочной системой, осуществляют бесконтактную швартовку. Удерживать танкер на месте, несмотря на ветер и волны, позволяет система динамического позиционирования. Нефтеналивные танкеры усиленного ледового класса с двойным корпусом и дедвейтом (допустимой массой груза) 70 тыс. т – «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров» были созданы специально для работы на Приразломном.

Эти суда – часть морской транспортно-технологической системы (МТТС), в свою очередь входящей в комплекс обустройства Приразломного нефтяного месторождения. Помимо «Ульянова» и «Лаврова» МТТС составляют специально созданные для проекта многофункциональные ледокольные суда (МФЛС) «Владислав Стрижов» и «Юрий Топчев». Ледоколы были построены специально по заказу «Газпром нефть шельфа», занимающегося разработкой Приразломного месторождения. Недавно ледокольный флот был усилен третьим судном – «Венгери», зафрахтованным у компании «ФЕМКО». Все ледоколы предназначены как для обеспечения круглогодичного обслуживания платформы, доставки грузов, так и для несения аварийно-спасательного дежурства. Кроме того, в качестве вспомогательных буксиров они помогают при отгрузке нефти на танкер. Суда рассчитаны на работу в условиях повышенных ледовых нагрузок и обеспечены новейшими комплексами аварийного нефтесборного оборудования, предназначенного для ликвидации разливов нефти как на открытой воде, так и в ледовых условиях. Дополнительное судно обеспечения было привлечено в соответствии с действующим в рамках проекта планом предупреждения и ликвидации разливов нефти, а также в связи с началом активной фазы работ: в декабре 2013 г. на месторождении Приразломное началась добыча, в первом квартале этого года выполнена отгрузка на танкер первой партии нефти.

По мере развития проекта в систему также войдут суда портового флота, плавучее нефтехранилище и линейные танкеры. «“Газпром” – форпост России в Арктике. В прошлом году мы покорили Ямал, создав на суше в арктических широтах не имеющий аналогов в мире новый центр газодобычи. Сегодня – стали пионерами освоения российского шельфа Арктики. Нет сомнений, “Газпром” продолжит покорение Арктики», – отметил Алексей Миллер, председатель правления «Газпрома».

«Транспортная система проекта, включающая три многофункциональных ледокольных судна и два челночных танкера, позволяет выполнять полный цикл работ для бесперебойного снабжения и безопасного функционирования «Приразломной». Суда доставляют на платформу грузы и персонал, обеспечивают технологическую и экологическую безопасность работ, осуществляют круглогодичную отгрузку и транспортировку нефти. В случае необходимости они окажут помощь в ликвидации последствий аварий на платформе и возможных разливов нефти в зоне ответственности платформы. Кроме того, недавно по заказу компании «ФЕМКО» было начато проектирование и строительство многофункционального ледокола «Алеут», который, как судно более высокого ледового класса и улучшенных технических характеристик, в соответствии с обязательствами судовладельца осенью 2015 г. придёт на смену «Венгери» и приступит к аварийно-спасательному дежурству у платформы», – рассказывает Геннадий Любин, исполнительный директор «Газпром нефть шельфа».

Приразломное нефтяное месторождение:

• открыто в 1989 г.;
• расположено на шельфе Печорского моря, в 60 км от пос. Варандей, Ненецкий АО;
• глубина моря в районе месторождения – 19–20 м;
• извлекаемые запасы нефти – 71,96 млн т;
• проектный уровень добычи – около 6 млн т в год (будет обеспечен после 2020 г.);
• срок разработки – 25 лет;
• фонд скважин – 36 шт.;
• продуктивные горизонты залегают на глубине 2,3–2,7 км.

«Мокрое» хранение нефти.

Танки для хранения нефти расположены в нижней части платформы – кессоне. «Мокрый» способ хранения подразумевает, что каждый танк постоянно полностью заполнен жидкостью, независимо от количества сырья. Достичь этого удаётся за счёт системы балластной воды. Так, в режиме заполнения нефть поступает в танк сверху через специальные устройства, которые называются диффузорами. Во время заполнения нефтью происходит вытеснение воды из танка в балластную систему. Во избежание загрязнения балластной системы подтоварной водой последняя отводится в систему очистки и в дальнейшем используется для поддержания давления в продуктивном пласте.

В режиме отгрузки нефть вытесняется из танка водой, которая самотёком поступает в танк из напорного резервуара. Одновременно грузовой насос откачивает нефть с поверхности танка в систему отгрузки. По мере того как насос откачивает товарную нефть с поверхности танка, балластная вода поступает в танк снизу через два разбрызгивателя, расположенные у днища. Таким образом, она постепенно замещает нефть в танке.

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.

Приразломное нефтяное месторождение – первый отечественный проект по освоению ресурсов Арктического шельфа.

Месторождение открыто в 1989 году и расположено на шельфе Печорского моря, в 60 км от берега (пос. Варандей). Глубина моря в районе месторождения составляет 19–20 м.

Извлекаемые запасы нефти Приразломного месторождения составляют 46,4 млн т, что позволяет достичь годового уровня добычи около 6 млн т.

Привлекательность
для разработки
-Наиболее подготовленное к разработке месторождение на Арктическом шельфе России
-Возможность подключения к эксплуатации прилегающих нефтегазоносных структур
-Небольшая глубина моря позволяет установить стационарное сооружение

Особенности освоения
-Высокие ледовые нагрузки на объекты добычи в Печорском море
-Неразвитая промышленная инфраструктура в регионе
-Отсутствие аналогов в мировой практике
-Транспортировка нефти в сложных природно-климатических условиях

Освоение Приразломного нефтяного месторождения – первый проект по добыче углеводородов на Арктическом шельфе России.
Начало добычи нефти на Приразломном месторождении положит начало освоению богатейших углеводородных запасов, сконцентрированных в российских акваториях Баренцева, Печорского и Карского морей.
Особые природно-географические условия в районе Приразломного месторождения потребовали применения принципиально новых, уникальных технологий. Так, для обеспечения круглогодичной эксплуатации платформы и транспорта нефти в условиях повышенных ледовых нагрузок и небольших глубин впервые в мировой практике были созданы специализированные челночные танкеры ледового класса дедвейтом 70 тыс. тонн.

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

Обустройство месторождения
Для освоения месторождения:
- строится многофункциональный комплекс на основе морской ледостойкой стационарной платформы;
- создается специализированная транспортная система вывоза нефти и снабжения;
- создается необходимая береговая инфраструктура;
- будет пробурено 36 наклонно-направленных скважин.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/project/index.html

Платформа «Приразломная»
Морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» – основной элемент обустройства Приразломного месторождения. В конструкции платформы «Приразломная» изначально заложена возможность приема нефти с других месторождений. Это позволит эффективно – без строительства аналогичных платформ – вовлечь в рентабельную разработку соседние месторождения, благодаря снижению удельных затрат на их обустройство.

Функции МЛСП
- бурение скважин;
- добыча нефти и газа;
- хранение нефти;
- прямая отгрузка нефти на танкеры.
- выработка тепловой и электрической энергии

Требования к МЛСП
- устойчивость к повышенным ледовым нагрузкам;
- круглогодичная эксплуатация, в т.ч. отгрузка нефти на танкер;
- автономная работа в течение 6 суток;
- возможность использования в последующих проектах.

Производительность
суточная добыча нефти - 22 тыс. т
суточная добыча газа - 1 млн.м3
суточная закачка воды - 32 тыс. т

Автономность
период отгрузки нефти в при максимальном уровне добычи - 6 сут
смена вахт - 15 сут
пополнение материалов - 60 сут

Состав платформы
Верхнее строение
масса 39 тыс.т.
включает в себя:
буровую вышку 1шт.
колодцы для скважин 40 шт.
системы отгрузки продукции мощностью 10 тыс.куб.м/час 2 шт.
Опорное основание/кессон
масса 79 тыс.т
габариты 126м * 126м
включает в себя:
14 танков для нефти общим объемом 113 тыс.м3
2 танка для воды общим объемом 28 тыс.м3
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/platform/index.html

Транспортно-технологическая система

Транспортировка нефти осуществляется в два этапа с использованием промежуточного плавучего нефтехранилища, уже установленного в незамерзающей бухте Кольского залива.

Транспортировка нефти от платформы до хранилища по маршруту протяженностью около 1100 км будет осуществляться челночными танкерами ледового класса. С нефтехранилища сырье будет отправляться на экспорт линейными танкерами дедвейтом 150-170 тыс.т.
http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/pnm/TTS/index.html

Береговая инфраструктура
Реализация проекта освоения Приразломного месторождения предусматривает создание береговой инфраструктуры, а также использования специальной транспортно-технологической системы.
База снабжения и база производственного обслуживания ООО «Газфлот» в г. Мурманске.
обеспечение бурения эксплуатационных скважин, добычи и транспортировки нефти
разгрузка, хранение и перевалка грузов
снабжение грузами и имуществом МЛСП «Приразломная»
сервисные и ремонтные работы
Перевалочная база в районе п. Варандей
сбор и доставка персонала на платформу «Приразломная» вертолетами

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.