Ванкорское месторождение

Нефть – важнейший для человечества энергоноситель. В отсутствии новых  мощных, эффективных и при этом безопасных источников энергии. Вопрос выживания цивилизации стоит  так: нефть или жизнь.

ЗАО «Ванкорнефть» реализует проект разработки Ванкорского нефтегазового месторождения – крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Данное месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 447 кв. км. Координаты: 67°48′29″ с. ш. 83°32′50″ в. д. Средняя глубина залегания основных пластов – 1650м, 2550м, 2750м. Возраст ванкорской нефти от 115 до 145 млн. лет.                                                                                                                                                                                                   Промышленная добыча на Ванкорском месторождении началась в июле 2009 г. Официальная церемония ввода месторождения в эксплуатацию состоялась 21 августа 2009 г. Таким образом, 2010 г. стал первым полным календарным годом эксплуатации месторождения. За этот год на месторождении было добыто 92,9 млн барр. (12,7 млн т) нефти, что в 3,5 раза выше уровня 2009 г.                                                                                                           В 2010 г. активное разбуривание и обустройство месторождения. Проходка в эксплуатационном бурении составила 301 тыс. м. В добычу из эксплуатационного бурения была введена 71 нефтяная скважина. По состоянию на конец отчетного года фонд действующих добывающих нефтяных скважин насчитывал 124 шт, было обустроено 19 кустовых площадок.                                                                                                                   Извлекаемые запасы нефти по категориям ABC1 и С2 российской классификации на месторождении превышают 3,8 млрд баррелей (524 млн т), газа — около 106 млрд м³. Проектная мощность — 14 млн т нефти в год. По оценке на середину 2005 года, расходы на проект составят около $4,5 млрд.                                                                                                                  Расчетный период эксплуатации месторождения — 35 лет. Запасы Ванкорского месторождения оцениваются в 520 миллионов тонн нефти. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год, по состоянию на август 2009 года ожидаемая совокупная выручка от проекта — 80 миллиардов долларов. По завершении строительства нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий Океан» объёмы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня.

Геология

По системе геологического нефтегазового районирования Ванкорское месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении местрождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы. Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас — нижний валанжин) и яковлевской (средний апт — средний альб) свит. В кровле долганской свиты (верхний альб — сеноман) установлены непромышленные скопления газа.

История освоения

Открыто в 1988 году.

В июле 2008 года на Западно-Лодочном месторождении Ванкорского блока была пробурена «сухая» скважина. Вслед за этим произошла смена руководства «Ванкорнефти», компанию возглавил бывший глава департамента нефтегазодобычи «Роснефти» Александр Дашевский.

21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазаносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Путин

Запасы ЗАО  «Ванкорнефть» (на 31.12.2010 по классификации PRMS, DeGolyer & MacNaughton)

Доказанные запасы углеводородов, млн барр. н.э.	1 603
Доказанные запасы нефти, млн барр.	1 418
Доказанные запасы газа, млрд куб. м	31,5
Вероятные запасы углеводородов, млн барр. н.э.	1 558
Вероятные запасы нефти, млн барр.	1 371
Вероятные запасы газа, млрд куб. м	31,7
Возможные запасы углеводородов, млн барр. н.э.	802
Возможные запасы нефти, млн барр.	738
Возможные запасы газа, млрд куб. м	11,0

Операционные  показатели ЗАО «Ванкорнефть»

	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Поисково-разведочное бурение, тыс. м	8,6	17,0	10,9	8,9	4,1	2,9	17,6
2D сейсморазведка, пог. км	0	400	350	0	0	0	350
3D сейсморазведка, кв. км	170	200	0	0	0	0	0
Эксплуатационное бурение, тыс. м	0	0	18	78	142	277	301

 

Основные этапы добычи – это  бурение, добыча, подготовка товарной нефти и транспортировка её до узла учёта и сдачи магистральному нефтепроводу ОАО «АК «Транснефть».

 

Бурение.

 

Бурение скважин можно назвать  строительством. Скважина бурится, и  при этом её стенки цементируются. Бурение  начинается с монтажа буровой установки на специально подготовленной площадке. Буровые установки типа БУ 5000/320, позволяет вести бурение до глубины 5000м, 320 – номинальная грузоподъёмность. Одна из лучших буровых установок, производимых сейчас в России. Оснащена верхним силовым приводом, приводит во вращение всю бурильную колонну, которая спущена в скважину. Вышколебёдочный блок (ВЛБ). Там находятся механизмы для производства спускоподъёмных операций. Блок с системами отчистки раствора и его хранения. Силовой блок, в котором установлены два насоса, нагнетающих промывочную жидкость или буровой раствор в скважину. Трансформаторная подстанция. Система управления буровой установкой.

Возможность вести бурение горизонтально  позволяет производить добычу нефти  с максимальной эффективностью. Каждая из горизонтальных скважин попадает в свою точку в нефтяном пласте. Которая часто имеет сложный для добычи профиль. 15-20 лет назад бурение скважин с такими сложными профилями было невозможно. Средняя глубина горизонтальной скважины – 4168м. Бурение на такие расстояния с высокой точностью попадания в пласт стало возможно благодаря использованию самых последних разработок мирового лидера в области бурения – компании Шлюмберже. Например такие как высокоточные роторные управляемые системы Powerdrive. Именно эта компоновка, которая движется в скважине непосредственно за буровым долотом и изменяет геометрию скважины. У основания находится устройство с тремя управляющими лопатками, открываясь они отталкиваются от стенки скважины, тем самым меняя направление бурения. Управление этой компоновкой и обратная связь осуществляется дистанционно с помощью системы гидравлических кодов, передающихся через буровой раствор. Точность попадания весьма высока, отступление вероятно в диапазоне до 3-5ти метров.  Внутри такой трубы находятся сложнейшие приборы для диагностики на несколько сотен тысяч долларов. Вся компановка для бурения скважины длинной около 30ти метров. Посредством высоких технологий информация из забоя в режиме реального времени поступает оператору. Имеется возможность корректировать профиль скважины во время бурения. Также во время бурения возможно проводить полный комплекс необходимых исследований. Во внешне простом процессе бурения скважин важны все составляющие процесса, от конструкции самой установки до состава бурового раствора. На Ванкоре применяют в этом самые передовые решения. Сам буровой расствор имеет много функций: смазка инструмента, защита от коррозии, крепление стенки скважины, предотвращение осыпи, предотвращение аварий при аварийной остановке буровой колонны. Буровая станция двигаясь в процессе работы по специальным рельсам оставляет после себя скважины, которые после оснащения их фонтанной арматурой переводят в разряд добывающих, и площадка становится эксплуатационным кустом, где и ведётся добыча.

 

Добыча.

Ведётся двумя  способами:

Фонтанная добыча – нефть поднимается за счёт давления пласта.

С применением  центробежных насосов – нефть  с глубины поднимает насос.

На каждом кусте действует автоматизированная система управления технологическим процессом, которая позволяет дистанционно отслеживать все необходимые параметры и этапы процесса работы скважин, управлять ими в автоматическом режиме. Помимо управления автоматика и телеметрия это ещё и способ повысить промышленную безопасность объекта. В случае возникновения аварийной ситуации система способна перекрыть подачу нефти в считанные секунды. Всё что поднимается из скважины строго учитывается. Добытая нефтегазоводная смесь по внутрипромысловому нефтепроводу поступает на установку предварительного сброса воды УПСВ-Юг.

 

Подготовка.

 

Компания  Ванкорнефть обязана сдавать  государству нефть определённого  ГОСТа. Поэтому добытую смесь  необходимо довести до нужной кондиции, и сделать из неё товарную нефть. Воды в товарной нефти должно быть не более 0,3%, соли не более 100мг на литр, газ должен отсутствовать полностью. Продукция со скважин поступает на первую ступень сипарации, где происходит первоначальное разгазирование. После сепараторов С-1,2,3 жидкость поступает в трёхфазные сепараторы (три фазы: газ, нефть, вода), в них происходит это отделение (2ая ступень). Под воздействием диэмульгатора, температуры и электрических полей в электрокоагуляторах происходит окончательное отделение воды от нефти (3я ступень).

Товарная  нефть поступает в товарный парк.

 

Вода после  очистки идёт обратно в пласт  для поддержания необходимого давления. Эта у становка является крупнейшей во всём мире. Ежесуточно УПСВ-Юг подготавливает для перекачки в систему трубопроводов  до 43 тыс. тонн нефти. После подготовки и проведения анализов нефть поступает в магистральный нефтепровод.

 

Транспортировка

Общая протяжённость  магистрального нефтепровода – 556км. Три  подводных перехода через реки. Надземная  часть - 228 км. Подземная часть – 328 км. Обслуживанием самого нефтепровода занимается специальный цех эксплуатации. Его работники постоянно контролируют состояние трубопровода. Ежемесячно проводият очистку внутренней поверхности трубы от парафиновых отложений и смол. Чтобы нефть не остыла, не начала парафиниться и оставалась подвижной, пригодной к транспортировке на большие расстояния, её температура должна быть около 60ᵒС. Для этого на ветке нефтепровода построены две промежуточные нефтеперекачивающие насосные станции. На них осуществляется подогрев нефти и её дальнейшая перекачка. Финальным этапом в процессе добычи является передача товарной нефти в систему Транснефть через концевую нефтеперекачивающую станцию, которая находится в пос. Пурпе ЯНАО ( приёмо-сдаточный пункт).