Арктический вектор
Инвестиционный проект по строительству трубопроводной системы «Заполярье – Пурпе» в Ямало-Ненецком автономном округе фактически выходит на финишную прямую. Уже осенью 2016 года по нефтепроводу начнется транспортировка нефти. Отличительной особенностью этого магистрального нефтепровода от уже действующих является способ строительства: значительная часть трубы проложена над землей на специальных опорах. Об уникальности и темпах реализации проекта нам рассказал заместитель генерального директора, директор Дирекции по строительству инвестиционного проекта «ТС Заполярье – Пурпе» АО «Транснефть-Сибирь» Михаил Саяпин.
– Михаил Васильевич, на каких основных задачах сосредоточены усилия Дирекции по строительству инвестпроекта и строителей на данный момент?
– Отмечу, что линейная часть нефтепровода Заполярье – Пурпе полностью построена и испытана на прочность. Также готова к эксплуатации конечная точка магистрали – нефтеперекачивающая станция «Пур-Пе-3». К завершению близятся строительные
и пуско-наладочные работы на
нефтеперекачивающих станциях № 1 и 2, пунктах подогрева нефти.
В апреле этого года мы приступили к заполнению трубопровода нефтью. Сейчас этот процесс продолжается. Мы уже заполнили нефтью первую и вторую очереди линейной части от НПС «Пур-Пе-3» до промежуточной НПС №2. Частично технология НПС-2 тоже заполнена, сейчас ведутся подготовительные работы второго этапа по заполнению нефтью резервуарного парка станции. После этого мы приступим к заполнению линейной части третьей очереди нефтепровода. Следующий этап – заполнение головной нефтеперекачивающей станции № 1.
Заполнение – это ответственный момент, предусматривающий 100-процентную готовность всей трубопроводной инфраструктуры. К этому этапу мы готовились основательно: провели все комплексные проверки, испытания, диагностику. Помимо того, что по всей линейной части мы провели контроль сварочных работ: радиографический, ультразвуковой, еще мы отдельно проверили участки высшей категории – это подводные переходы, пересечения с авто- и железными дорогами, где был осуществлен дополнительный дубль-контроль всех стыков. Пропуск приборов дал нам полную информацию по технологическому состоянию трубы и подтвердил качество работ. Также проверили работу линейного оборудования. При помощи автоматизированных систем управления и телемеханики мы уже имеем возможность автоматически управлять задвижками и контролировать все параметры трубопровода.
– Чем уникален нефтепровод Заполярье – Пурпе?
– Аналогичный трубопровод действует на Аляске. Мы почерпнули оттуда многие вещи. Увидели работу трубопровода на мерзлых грунтах. Четко уяснили необходимость их термостабилизации. В Тюмени эту технологию предлагает компания «Фундаментстройаркос». У них большой опыт по производству термостабилизаторов. Без термостабилизации несущая способность арктических грунтов сводится практически к нулю. При плюсовых температурах они превращаются даже не в болото, а в кашу. К тому же наш трубопровод будет «горячим». Ямальская нефть имеет высокую вязкость, застывает уже при температуре ниже +14 градусов по Цельсию, и для того чтобы прокачать, ее нужно нагреть до +60. Для этого на трубопроводе построены пункты подогрева. На нашей трассе их восемь. А чтобы не допустить растепливания вечномерзлых грунтов, мы поднимаем трубу на опоры над землей и упаковываем ее в теплоизоляцию.
Когда мы в 2011-2012 годах приступали к работам, у нас был экспериментальный участок, где мы опробовали все технологии, необходимые при строительстве трубопровода. Многое приходилось начинать с нуля. Например, не было опор, которые были бы рассчитаны для эксплуатации в арктических условиях с применением термостабилизации. Их разрабатывали в научном институте компании «Транснефть», проводили испытания в реальных условиях. Не было и готовых решений по использованию опор под трубопровод. Когда по трубе идет нефть, трубопровод слегка перемещается. Поэтому нам на этапе строительства надо было учесть эту особенность, чтобы при эксплуатации была обеспечена безопасная работа магистрали. Мы применили три вида опор: неподвижная, которая стабилизирует и держит трубопровод, продольно-подвижная и свободно-подвижная опоры для того, чтобы эксплуатировать трубу в условиях колебания температур. Также через каждые 500 метров наружного нефтепровода установлены компенсаторы.
С применением технологии термостабилизации грунтов были построены и нефтеперекачивающие станции – головная и НПС-2, вдольтрассовые линии электропередачи, мачты связи, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики, пункты подогрева нефти.
На экспериментальном участке мы еще и отрабатывали технологию сварки. Сварщики умеют варить внизу, на земле, с применением автоматической сварки. А тут трубу надо строить над землей. Прорабатывали разные варианты: возвращение к ручной сварке – но это потери во времени и качестве, варили трубу секциями и укладывали на опоры, разрабатывали специальные площадки для работы сварщиков на высоте. В итоге пришли к тому, что научились работать на высоте автоматическими комплексами сварки. И теперь, наверное, кроме нас, так никто не умеет.
– Михаил Васильевич, с какими основными трудностями – климатическими, геологическими, инфраструктурными, иными – столкнулись сотрудники Дирекции, строители?
– В чем основная трудность строительства на Ямале? Все грунты льдистые. В любом грунте в лучшем случае 10% льдистости. Бывает и до 40%. Зимой это незаметно. Грунт кладут, трамбуют, что-то на нем строят. Пришла весна, никуда не проехать: весь грунт растаял. Есть еще одно нехорошее свойство такого грунта – минимальная фильтрация. То есть вода сквозь него не проходит. Это, как сметана. И ничего на таком грунте невозможно построить – ни дорог, ни нормальных площадок. Решение заключалось в гидронамывном песке. И это снова проблема, но уже другая. При тех ветрах, что дуют на Ямале, это постоянное выветривание песка. Летишь на вертолете и видишь: тундра покрывается песком. И это вызывает нарекания местных жителей. Песок оседает на ягель. Олени таким ягелем стирают себе зубы. Поэтому не так все просто. Нужно песок чем-то закрепить. Как? Стали применять биоматы, некое подобие рулонного газона.
– Как себя проявили подрядчики, те коллективы, которые были привлечены к строительству трубопровода? Много ли было хлопот, или вы находились в состоянии комфорта?
– Если у вас с подрядчиками полный комфорт, значит, вы что-то не то строите. На самом деле с подрядчиками всегда находишься в дружеской драке: кто кого? Для них заработать, а для тебя – важно сэкономить и соблюсти качество. Качество – это главный приоритет. И строительный контроль у нас осуществляется очень строго и непрерывно. В ОАО «АК «Транснефть» настолько высокий уровень проверки качества, как строительно-монтажных работ, так и поставляемых материалов, что мы не раз выявляли заводской брак трубы. Приходилось возвращать продукцию обратно на завод. Контролем качества проводимых работ мы можем по праву гордиться. Не зря ОАО «АК «Транснефть» объявило 2016 год Годом качества в строительстве.
– Местные производители были задействованы в проекте? Можно ли говорить об их роли в процессе импортозамещения?
– Безусловно. Это «Фундаментстройаркос», завод теплоизоляции труб «Сибпромкомплект». Для челябинского «Конара» наш заказ по производству металлоконструкций был просто подарком судьбы – завод получил дополнительные ресурсы для развития и диверсификации производства. Сегодня на его основе запущен в работу завод по изготовлению магистральных задвижек, а это уже совершенно иной уровень.
– Можно ли сравнить этот проект по сложности проектирования, условиям строительства и будущей эксплуатации с таким проектом как трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)?
– На ВСТО я руководил строительством участка от 1941-го км (река Туолба) до Сковородино. Там дорог не было вообще, но все равно я понимал, что нахожусь на материке. А на Ямале иначе – во все стороны белая молочная пустота, теряешься в реальности. Безусловно, магистраль Заполярье – Пурпе сложнее и в плане строительства, и в плане эксплуатации. Это однозначно. Уже сам состав транспортируемой нефти ставит перед нефтепроводчиками серьезные задачи и возлагает на них очень большую ответственность.
– Михаил Васильевич, с какими ожиданиями вы начинали этот проект? Многое ли для себя почерпнули, участвуя в его реализации?
– В конце 2011 года мы только закончили строительство магистрального нефтепровода Пурпе – Самотлор. Не успели еще омыть грязь с сапог, и уже приступили к строительству магистрали Заполярье – Пурпе. Было сложно. Многому пришлось учиться. Были сомнения, переживания. Но мы с самого начала твердо знали, что мы построим магистраль в установленные Правительством Российской Федерации сроки. Пришлось разрабатывать и тестировать новые технологии строительства, в том числе по забивке свай. Поначалу в сутки забивали по 4-5 свай и радовались. А потом посчитали и увидели: если работать такими темпами, то магистраль будут достраивать уже наши внуки. Но мы быстро научились, и уже спустя несколько месяцев вышли на суточный шаг в 150 свай. Научились варить трубу автоматическими комплексами на высоте. Научились строить нефтяные резервуары на свайном основании высотой почти два метра над уровнем земли. Мы многому научились при реализации этого проекта, еще больше опыта, наверное, получили и наши подрядные организации.
– Как сейчас вы можете оценить реализованный объем работы?
– Когда вещь сделана качественно, она всегда смотрится красиво. Я как строитель, глядя на объект, сразу могу определить, как он построен: хорошо или плохо. Наша магистраль еще не введена в строй, но уже сейчас видно, что построена с должным качеством. Уже скоро, в четвертом квартале 2016 года, когда нефтепровод будет запущен в эксплуатацию, мы увидим результаты нашей пятилетней работы в реальных условиях.
Радослав ВАСИЛЬЕВ
18 января 2017 года введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Заполярье - Пурпе. Запуск нового нефтепровода произвел Президент Российской Федерации Владимир Путин в режиме видеоконференции из г. Москвы.
О готовности объектов нефтепровода Заполярье - Пурпе к эксплуатации из насосного зала головной нефтеперекачивающей станции «Заполярье» (ЯНАО) по видеосвязи доложил генеральный директор АО «Транснефть - Сибирь» Виктор Бронников.
Нефтепровод Заполярье - Пурпе протяженностью 488 км и мощностью до 45 млн тонн в год является частью трубопроводной системы Заполярье - Пурпе - Самотлор. Ввод нового объекта позволит поставлять нефть новых месторождений севера Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа на нефтеперерабатывающие заводы России, а также на экспорт. В настоящее время общая протяженность трубопроводной системы Заполярье - Пурпе - Самотлор, проходящей по территории двух субъектов РФ: Ямало-Ненецкому и Ханты-Мансийскому автономным округам, составляет почти 1 тыс. километров.
Нефтепровод Заполярье - Пурпе - уникальный проект, при реализации которого были использованы новейшие методы строительства и инновационные технологии. При проектировании трубопровода, учитывая условия транспортировки нефти и сложные инженерно-геологические условия местности, были определены два способа прокладки: подземный и надземный. Ранее ПАО «Транснефть» не применяла надземный метод строительства нефтяных магистралей в подобных условиях.
Первый стык магистрали Заполярье - Пурпе был сварен в марте 2012 года. Строительство нефтепровода велось в крайне сложных природно-климатических условиях. Успешное завершение строительства в столь короткие сроки стало возможным благодаря участию более 8 тыс. рабочих, было задействовано свыше 1,5 тыс. единиц тяжелой техники.
В числе объектов нефтепровода были возведены две новые нефтеперекачивающие станции - головная НПС «Заполярье», промежуточная НПС «Ямал». Проведены работы по расширению действующей линейной производственно-диспетчерской станции «Пур-Пе», построены восемь пунктов подогрева нефти, производственная площадка в пос. Коротчаево и здание аппарат управления Уренгойского управления магистральных нефтепроводов. Все объекты оснащены передовым оборудованием российского производства.
ПАО «Транснефть» в рамках реализации проекта «Трубопроводная система Заполярье - Пурпе» проводит масштабную работу по развитию сети социальной инфраструктуры территорий Крайнего Севера. В рамках проекта организованы новые рабочие места, построены жилые дома, детский сад, спортивный комплекс, новые дороги, современные инженерные сети, мостовые переходы.
Компания «Мессояханефтегаз» - СП «Газпром нефти» и «Роснефти» - ввела в эксплуатацию первую очередь Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения - самого северного нефтяного континентального месторождения России. Это еще один актив, освоение которого несколько десятилетий откладывалось из-за отсутствия инженерной и транспортной инфраструктуры в регионе и который должен стать важной частью новой нефтяной провинции страны на севере ЯНАО. Для «Газпром нефти» Мессояха - один из самых высокотехнологичных активов, разработка которого без применения инноваций была бы невозможна
То, что на заполярных сибирских территориях нефть есть, более того, что ее там много, ученые доказали еще в середине прошлого века. Но долгое время подступиться к этим запасам не получалось. Проблема заключалась даже не в отсутствии технологий, необходимых для эффективной добычи северной нефти. Самое главное - не существовало способов транспортировки сырья до потребителя: в тундре не было ни автомобильных, ни железных дорог, ни тем более трубопроводов. Строительство транспортных коммуникаций с нуля - дело очень дорогое, поэтому разработку нефтяных арктических месторождений отложили на будущее, ограничившись лишь их разведкой. Благо наличие богатых и более доступных западносибирских залежей, расположенных южнее, позволяло не торопиться покорять север.
Торжественный ввод в эксплуатацию
Восточно-Мессояхского месторождения
состоялся 21 сентября 2016 года
Команду на начало отгрузки нефти Восточно-Мессояхского месторождения дал по видеосвязи президент Российской Федерации Владимир Путин.
В мероприятии приняли участие председатель правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер, председатель правления ПАО «Газпром нефть» Александр Дюков и главный исполнительный директор ПАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин.
Час для заполярных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа пробил с началом нового тысячелетия, когда объем добычи на западносибирских промыслах, разработка которых началась в 1970–80-х гг., стал неуклонно сокращаться. Для Новопортовского месторождения, легкая, малосернистая нефть которого востребована у европейских потребителей, в «Газпром нефти» разработали уникальную схему транспортировки сырья по Северному морскому пути танкерами в сопровождении атомных ледоколов. Реализация проекта «Мессояха» началась с решения правительства о строительстве ветки нефтепровода Заполярье - Пурпе - части магистральной нефтепроводной сети «Транснефти».
Ловушки с сюрпризом
Первое из группы Мессояхских месторождений - Западно-Мессояхское газонефтяное - было открыто в 1983 году, второе - Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное - в 1985-м.Из-за непростого строения пластов формирование геологических моделей активов стало делом достаточно сложным. Первые разведочные скважины вообще оказались сухими. Но и позднее, когда геологам уже удалось разобраться в сущности сеноманских горизонтов, к которым приурочена основная нефтеносность Мессояхи, когда уже были получены промышленные притоки, оценка реального объема запасов месторождений постоянно менялась. В итоге специалисты «Газпром нефти» остановились на показателе в 473 млн тонн извлекаемых запасов нефти и газового конденсата по категориям С1и С2.
Мессояхская группа месторождений
Формируется Восточно-Мессояским нефтегазоконденсатным и Западно-Мессояхским газо-нефтяным месторождениями. Это самые северные из разрабатываемых нефтяных материковых месторождений России. Расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от Нового Уренгоя. Ближайший населенный пункт - пос. Тазовский (150 км). Извлекаемые геологические запасы Мессояхской группы месторождений - 473 млн тонн нефти и газового конденсата, а также 188 млрд кубометров газа. 70 % запасов нефти - тяжелая, высоковязкая, смолистая, с низким содержанием светлых фракций.
Лицензией на разведку и разработку владеет АО «Мессояханефтегаз» - совместное предприятие ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК «Роснефть» (50 / 50). Операционное управление предприятием «Мессояханефтегаз» осуществляет «Газпром нефть». Инвестиции в проект в 2010–2016-х годах - 85 млрд рублей, до 2040 года (прогнозные) - 256 млрд рублей.
Как и у большинства других месторождений севера ЯНАО, нефтяные запасы Мессояхских залежей скрываются под мощной газовой шапкой. У Восточно-Мессояхского она меньше, а газовый фактор Западной Мессояхи, согласно результатам последних исследований, даже серьезнее, чем ожидалось.
Не обошлось без сюрпризов и при детальном исследовании нефтяных оторочек. Изначально запасы Восточной Мессояхи разработчики рассматривали как единый объект, состоящий из трех пачек - пласт ПК-1-3. Однако это представление оказалось ошибочным: пачки гидродинамически не связаны. «Нижний циклит* - это палеорусла рек, сформированные крупнозернистым песчаником. Он обладает хорошими коллекторскими свойствами и, соответственно, высоким потенциалом добычи: запускные дебиты скважин варьируются от 150 до 400 тонн в сутки, - говорит главный геолог „Мессояханефтегаза“ Евгений Загребельный. - У вышележащих циклитов генезис иной - это пойменные фракции, изолированные геологические тела с более низкими коллекторскими свойствами и потенциалом добычи». Изменение представления о геологии месторождения привело к пересмотру планов бурения, корректировке в части создания инфраструктуры.
А вот другой фактор, который изначально рассматривался как осложняющий разработку, - свойства нефти - остался в списке неподтвердившихся рисков. «Мессояхская нефть вязкая и холодная, пластовая температура порядка 16 °C, - рассказал заместитель генерального директора по перспективному планированию „Мессояханефтегаза“ Александр Бодрягин. - Первые притоки были в виде желе, цвета и консистенции вареной сгущенки. Это рождало опасение, что вязкость принесет достаточно большие проблемы, бороться с которыми придется с помощью специальных технологий, однако лабораторные исследования и расчеты показали, что больших сложностей повышенная вязкость нефти не вызовет».
Так и оказалось, поэтому на Мессояхе применяются в основном стандартные технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти. Более того, в проект напорного трубопровода, соединяющего месторождение с транспортной системой «Транснефти», даже не пришлось закладывать возможность обогрева. Нефть просто разогревается до 55 °C на выходе с центрального пункта сбора (ЦПС) и не замерзает за счет теплоизоляции трубопровода и его большого диаметра (530 мм). Расчеты показали, что даже после остановки месторождения на трое суток насосы справятся с перекачкой сырья по 98-километровой трубе.
Обогреваемыми на Мессояхе сделаны отдельные участки внутрипромысловых трубопроводов - зимой температура на Гыдане нередко достигает отметки 50–60 °C ниже нуля, и в трубах малого диаметра, да еще в начале добычи, когда давление в транспортной линии ниже проектного, сложности действительно возникнуть могут. Собственно, именно климатические условия и стали главным вызовом проекта «Мессояха».
Трудная дорога в тундру
Вадим Яковлев,
первый заместитель генерального директора «Газпром нефти»:
Освоение Восточно-Мессояхского месторождения стало возможным благодаря применению самых современных технологий в геологическом моделированиии бурении. В частности, на Восточной Мессояхе впервые в компании успешно применена технология fishbone: построены высокотехнологичные скважины с множественными ответвлениями. Это позволило увеличить стартовый дебит нефти.
Крайне важно также, что, несмотря на сложные условия реализации, проект отвечает самыми высоким требованиям промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Все подготовительные работы на месторождении проводились в зимний период, чтобы избежать влияния на чувствительную экосистему полуострова Гыдан.
Заполярная тундра - это край вечной мерзлоты. Значит, вся инфраструктура должна строиться на поверхности земли, так как растепление вечномерзлых грунтов грозит их просадками, обвалами и в итоге - серьезными авариями. Одна только забивка свайных полей заняла почти полтора года. Но дело не только в самих сроках строительства. Ведь все материалы требовалось доставить по территории, где стационарных дорог нет. А масштабы грузопотока впечатляющие. В 2014 году на месторождение доставили 32 тыс. тонн грузов, в 2015‑м - 176 тыс. тонн, в 2016‑м - уже 215 тыс. тонн. Например, для строительства Центрального пункта сбора нефти (ЦПС) потребовалось 25 тыс. свай, 8 тыс. тонн металлоконструкций, 112 км трубопроводов и 1,2 тыс. км кабелей. Приемосдаточный пункт (ПСП) - 11 тыс. свай, газотурбинная электростанция (ГТЭС) - 6 тыс. свай и тоже трубы, кабели, металлоконструкции. И это только ключевые объекты инфраструктуры. Доставка такого количества материалов и оборудования потребовала организации логистики высокого уровня. В ее основе - зимние дороги, время действия которых в связи с глобальным потеплением становится все короче.
В первые два года работы на Мессояхе зимники действовали с января по апрель с перерывами на метели, которых в этих широтах бывает немало. Эти окна удалось расширить за счет оптимизации процесса строительства зимников. «В 2013 и 2014 годах мы ждали, когда замерзнут реки, и только после этого посылали технику на строительство, - пояснил заместитель генерального директора „Мессояханефтегаза“ по закупкам Александр Упоров. - За это время снежный покров достигал метра и более, приходилось уплотнять его для проливки, но при глубоком снеге это невозможно. В 2015 году мы ушли от технологии последовательного строительства в пользу одновременного ведения работ сразу в нескольких направлениях. Сейчас технику мы оставляем на берегахрек, как только выпадает снег, сразу начинаем его уплотнять и проливать, а когда реки замерзают, соединяем участки намороженными ледовыми переправами».
Восточно-Мессояхское месторождение - самое северное из разрабатываемых нефтяных залежей в России
Казалось бы, простое решение, но именно оно позволило за два года практически на порядок увеличить объем перевозок. Еще один инструмент оптимизации времени и затрат на доставку - создание базы промежуточного накопления. Сюда завозили грузы по основному пути транспортировки стройматериалов в короткоеарктическое лето: водному маршруту Обь - Обская губа - Тазовская губа - река Таз. Особая глава в истории освоения Мессояхи - строительство напорного нефтепровода от месторождения до системы «Транснефти». При его проектировании требовалось учесть не только суровые климатические условия, но и сложный рельеф, связанный с наличием большого количества рек и ручьев, а кроме того - влияние проекта на жизнь коренного населения и на окружающую среду.
Мессояха на карте
«Мы изначально ставили перед собой задачу минимизировать воздействие на окружающую среду Заполярья, - отметил руководитель проекта строительства приемо-сдаточного пункта и напорного нефтепровода „Мессояханефтегаза“ Алексей Леунин. - После консультаций с представителями властей, общественных организаций и руководителями оленеводческих общин для прокладки трубы был выбран маршрут,не пересекающий священные для коренных жителей места, а также угодья для выпаса оленей».
Нефтепровод Заполярье - Пурпе
Часть трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье - Пурпе - Самотлор - самой северной нефтяной магистрали в России. 25 октября 2011 года в эксплуатацию запущен первый участок от НПС «Пурпе» до ЛПДС «Самотлор» протяженностью 430 км. Северный участок трубопровода - от Заполярья до НПС «Пурпе» - строился с 2012 по 2016 годы.
Трасса магистрального нефтепровода Заполярье - Пурпе связывает месторождения Ямала с нефтепроводом Восточная Сибирь - Тихий океан. Проходит по территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов. Общая протяженность - 488 км, производительность - 45 млн тонн в год. Реализация проекта «Заполярье - Пурпе» оценивается в 112 млрд рублей: 30% этой суммы - собственные вложения «Транснефти», остальные обеспечены за счет привлечения инвесторов и кредитов.
Кроме того, проект строительства нефтепровода предусматривал сооружение специальных переходов: надземные были установлены на пути миграции оленьих стад, а подземные, самые северные в России, выполнили методом наклонно-направленного бурения под руслами рек Мудуйяха и Индикъяха для сохранения экосистемы арктических водоемов.
Для повышения надежности трубопровода в процессе его строительства применялись самые прогрессивные технологии. Например, впервые в компании использовались автоматическая и полуавтоматическая сварка, а уже готовая нитка оборудована системами обнаружения утечек и контроля коррозии.
Необходимая эффективность добычи мессояхской нефти также обеспечивается за счет современных технологий. Которые, впрочем, стали для «Газпром нефти» уже вполне привычными.
Технологии роста
Все скважины, которые строятся на Восточно-Мессояхском месторождении, имеют горизонтальные окончания. Рассчитанная оптимальная длина горизонтального участка для всех пачек - 1000 м. «Для достижения ключевых показателей эффективности проекта на целевом объекте разработки - пласте ПК-1-3 - применена плотная схема размещения горизонтальных скважин. Более полному раскрытию потенциала пласта способствует строительство скважин по технологии fishbone - с сетью боковых открытых стволов, - рассказал главный геолог „Мессояханефтегаза“ Евгений Загребельный. - Для нижележащих объектов планируется к применению технология мультистадийного гидроразрыва пласта».
Эксплуатируется фонд (как и практически на всех других месторождениях компании) установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые вполне справляются с повышенной вязкостью нефти.
До окончания 2016 года предполагается выйти на показатель около 6 тыс. тонн добычи в сутки. К 2018 году скважины должны давать на Восточно-Мессояхском около 4 млн тонн годовой добычи. Однако, по оценкам разработчиков, опирающихся на последние геологические данные, это не предельный показатель. «Дебиты скважин с учетом применения новых технологий, темпов ввода месторождения позволяют строить более амбициозные планы, выходить на пиковую добычу до 5,6 млн тонн нефти планируется в 2020 году. Это потребует строительства второй очереди инфраструктуры месторождения», - подчеркивает генеральный директор «Мессояханефтегаз» Айдар Сарваров.
Денис Сугаипов,
руководитель дирекции по крупным проектам блока разведки и добычи «Газпром нефти», генеральный директор «Газпромнефть-Развития»:
Опыт освоения Восточно-Мессояхского месторождения уникален: в России, да и в мире, таких проектов единицы. Хочу поблагодарить за труд команду «Мессояханефтегаза», руководителей и работников подрядных организаций. В пиковые моменты на промысле работало до 7,5 тыс. человек. «Мессояха» как крупный проект не заканчивается с переходом на этап промышленной эксплуатации. Нам еще предстоит найти ключи к разработке вторых фаз месторождений, краевых зон, глубоких пластов. У геологов и буровиков впереди большая работа: нужно детально изучить пласты, подобрать оптимальные технологии, чтобы проект был высокоэффективным. Для всех нас это вопрос репутации.
* Циклиты - закономерные сочетания слоев осадочных пород, вызванные циклической сменой условий их образования.