«ЛУКОЙЛ» активно ведет работы по освоению нефтегазовых месторождений на шельфе России. Первые проекты компания стала разрабатывать более 20 лет назад в Каспийском море. В результате, на сегодняшний день Северо-Кавказская нефтегазовая провинция является приоритетом для «ЛУКОЙЛа», важнейшим регионом роста добычи углеводородов в среднесрочной перспективе. В 2004 году была получена первая нефть на Балтике. При этом «ЛУКОЙЛ» доказывает, что успешные проекты на шельфе вполне возможны, если использовать отечественные технологии и оборудование.
В рамках государственной программы
Российский шельф Каспийского моря — особенно это касается Северного Каспия — некоторое время считался малоперспективным. К активным действиям в этом регионе подстегнули соседи. Азербайджан, Казахстан, Туркмения, которые после развала СССР обрели независимость, стали осваивать месторождения нефти и газа. В 1995 году власти РФ решили изменить энергетическую политику на Каспии — была разработана Государственная программа по изучению Каспийского шельфа.
В рамках программы «ЛУКОЙЛ» начал геологоразведку и геофизические исследования в Северной и Центральной частях Каспия.
Следующий этап стартовал в 1999 году, когда самоподъемная полупогружная буровая установка (СПБУ) «Астра», которую модернизировали на судостроительном заводе «Красные баррикады» в Астрахани, приступила к поисковому бурению.
Результат превзошел ожидания — эффективность геологоразведочных работ оказалась 100%. Каждая пробуренная скважина была успешной. С 1999 года по 2005 год в Северной части Каспийского моря «ЛУКОЙЛ» в результате разведочного бурения открыл 10 нефтегазовых месторождений. Шесть из них — им. Юрия Корчагина, Хвалынское, 170 км, Ракушечное, им. Владимира Филановского и Сарматское — крупнейшие.
Специалисты заговорили о новой нефтегазовой провинции. По категориям 3Р (доказанные, вероятные и возможные) запасы этих месторождений в сумме превышают 4,7 млрд барр. н.э.
В 2007 году за разработку и промышленное внедрение рациональных комплексов геолого-геофизических исследований и экоэффективных технологий строительства морских скважин, обеспечивших открытие новой крупной нефтегазоносной провинции в российском секторе Каспийского моря, и ускоренную подготовку сырьевой базы нефтегазодобычи коллективу из «ЛУКОЙЛа» была присуждена премия правительства РФ 2006 года в области науки и техники.
Этапы освоения
Месторождение им. Юрия Корчагина
Первым открытием, предопределившим развитие Северо-Кавказской нефтегазовой провинции, стало месторождение, названное в честь бывшего секретаря совета директоров «ЛУКОЙЛа» Юрия Корчагина. Лицензионный участок расположен на шельфе Каспия в 180 км от Астрахани и 240 км от Махачкалы, глубина моря в этом районе колеблется в пределах 11–13 метров. Месторождение им. Ю. Корчагина было открыто в 2000 году. Запасы оцениваются в 570 млн барр. н.э.
Эксплуатация месторождения началась в 2010 году. Проект обустройства разбит на три этапа. В рамках первого этапа установлена морская ледостойкая стационарная платформа (ЛСП), которая была построена на верфи «Астраханский корабел». Она состоит из двух ЛСП. На одной ЛСП-1 смонтирован комплекс для проведения буровых работ грузоподъемностью 560 т, установлены два 70‑тонных крана. Габариты платформы: длина — 95,5 м, ширина — 72,2 м; вес с жидким балластом (при стоянке на грунте) — 25 655 тонн. По плану должно быть пробурено 30 скважин, из них 26 добывающих, 3 водонагнетательных, 1 газонагнетательная. Максимальная протяженность скважины по стволу, согласно расчетам, составит 7 400 метров.
На второй части морской ледостойкой стационарной платформы ЛСП-2 размещаются жилые, общественные, медицинские и служебные помещения, камбузный блок, провизионные кладовые. ЛСП-2, длина которой составляет 41,4 м, а ширина — 40,2 м, предназначена для проживания персонала. Жилой блок рассчитан на 105 человек. На пятой палубе установлена вертолетная площадка. ЛСП-1 и ЛСП-2 соединены между собой мостом длиной 74,2 м и представляют собой единый производственный комплекс. ЛСП-2 и соединительный мост были построены на заводе строительных металлоконструкций «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».
Объемы добычи нефти поступают поступает на морской перегрузочный комплекс (МПК) по подводному трубопроводу протяженностью 58 км, диаметром 300 мм и толщиной стенок 16 миллиметров. В состав МПК входят плавучее нефтехранилище (ПНХ) и точечный причал (ТП), где производится загрузка нефтяного сырья на танкеры-челноки, которые обеспечивают доставку его потребителям. Под ПНХ используется нефтеналивное судно с двойным дном и двойными бортами. Оно оснащено машинно-котельным отделением, жилой надстройкой и вертолетной площадкой. Габариты ПНХ: длина — 132 м, ширина — 32 м, высота борта — 15,7 м, дедвейт — 28 тыс. тонн. Объект обслуживают 25 человек.
Поначалу «корчагинскую» нефть направляли на береговые сооружения в районе порта Махачкала и далее в трубопроводную систему «Транснефти», но с запуском в эксплуатацию месторождения им. В. Филановского концепция поменялась: поставки стали осуществлять в систему Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК), что существенно сократило транспортные расходы. Также была решена проблема с попутным нефтяным газом, который с 2017 года начали направлять для дальнейшей переработки на нефтехимический комплекс «Ставролен», входящий в структуру «ЛУКОЙЛа».
В настоящее время ведутся работы в рамках второго этапа. В апреле 2018 года «ЛУКОЙЛ» завершил установку верхнего строения блок-кондуктора (БК) на опорное основание. БК представляет собой мини-платформу. Предназначена она для бурения скважин в восточной части месторождения. Планируется пробурить семь добывающих скважин, построить два подводных трубопровода протяженностью 9 км каждый. По одному из них (диаметром 300 мм) нефть с БК будет поступать на ЛСП-1, по другому (диаметром 150 мм) — будут подавать газ.
Блок-кондуктор оснащен системой безопасности, для временного пребывания обслуживающего персонала (всего предусмотрено восемь рабочих мест) построены специальные помещения, а также вертолетная площадка. Объект полностью автоматизирован.
В июле 2018 года на БК была пробурена первая добывающая скважина, протяженность которой по стволу составила 5 217 м, отход от устья — 4 235 метров. Начальный дебит — 500 т нефти в сутки. В конструкции скважины применена система нижнего заканчивания с многопозиционными клапанами контроля притока.
Параллельно было завершено строительство бокового ствола длиной 1 408 м на добывающей одноствольной скважине № 14, которое осуществлялась в рамках программы дополнительного бурения на первой очереди освоения месторождения. Добыча нефти на модернизированном объекте с изолированными стволами в настоящее время ведется раздельно из основного и бокового стволов, что увеличит коэффициент извлечения углеводородов.
Месторождение им. Владимира Филановского
В 2005 году «ЛУКОЙЛ» открыл нефтегазоконденсатное месторождение, которое было названо в честь знаменитого нефтяника Владимира Юрьевича Филановского — бывшего первого заместителя министра нефтяной промышленности СССР, лауреата Ленинской премии. Это крупнейшее из открытых на территории РФ нефтяных месторождений за последние 25 лет. Извлекаемые запасы нефти составляют 129 млн т, газа — 30 млрд кубометров.
Продуктивные залежи обнаружены на шельфе Северного Каспия в 190 км от Астрахани. Глубина моря в районе лицензионного участка варьируется в пределах 7–11 метров.
Промышленная эксплуатация первой очереди началась 31 октября 2016 года. Нужно отметить, что развитием Северо-Кавказской нефтегазовой провинции «ЛУКОЙЛ» занимается обстоятельно, без спешки. Руководство компании нацелено не на прибыль любой ценой, шельфовые месторождения в Каспийском море должны заместить падающую добычу в Западной Сибири. Отраслевые эксперты также отмечают, что добываемая здесь нефть имеет хорошие качественные характеристики и относится к категории «легкая малосернистая».
Опыт, полученный в результате освоения месторождения им. Ю. Корчагина, помогает развивать шельфовый промысел им. В. Филановского, инфраструктуру которого планируется сделать базовой для разработки других активов компании в этом регионе. Освоение месторождения ведется по отработанной схеме. Также запланированы три этапа. В рамках первой очереди построены и установлены ледостойкая стационарная платформа, платформа жилого модуля, райзерный блок и центральная технологическая платформа. К январю 2018 года на этом этапе специалисты компании пробурили 2 нагнетательные и 6 добывающих скважин.
Раньше срока удалось установить объекты второй очереди месторождения: ледостойкую стационарную платформу и платформу жилого модуля. Начались буровые работы. В октябре в рамках второго этапа завершилось бурение пятой скважины. Забой основного ствола составил 2956 м, протяженность бокового ствола — 1735 метров. Начальный дебит скважины составляет более 3,3 тыс. т нефти в сутки. Всего на этом этапе будет построено 8 скважин (6 добывающих и 2 нагнетательные). Ввод в эксплуатацию новых объектов позволил нарастить добычу нефти. Согласно статистике, со второго квартала 2018 года показатели на месторождении им. В. Филановского вышли на проектный уровень, который в целом по году составляет 6 млн т нефти в год.
Сейчас ведутся работы по обустройству третьей очереди. В августе в акватории шельфа установили опорное основание блок-кондуктора. Завершается монтаж верхнего строения, степень готовности которого составляет свыше 70%. Ввод в эксплуатацию БК планируется осуществить в 2019 году. Это позволит «ЛУКОЙЛу» в этом же году выйти на «полку добычи» 7,2 млн тонн. В компании рассчитывают, что удерживать ее удастся, как минимум, еще пять лет — с 2019 года по 2023 год. В текущем профиле не учтены ресурсы недавно вскрытой аптской залежи, которая обладает дополнительным потенциалом.
Месторождение Ракушечное
Лицензионный участок находится в 160 км от Астрахани и в 8,5 км от месторождения им. В. Филановского. Месторождение было открыто в 2001 году. Глубина моря небольшая — 5–8 метров. Начальные извлекаемые запасы составляют 40 млн т нефти и газового конденсата — 33 млрд куб. м газа.
Окончательное инвестиционное решение по проекту обустройства Ракушечного месторождения руководство «ЛУКОЙЛа» приняло в июле 2018 года, а уже в октябре прошла торжественная церемония закладки объектов обустройства. Третий крупный проект «ЛУКОЙЛа» на Каспии будет состоять из ЛСП, платформы жилого модуля, переходной галереи, а также подводных межпромысловых трубопроводов и кабельных линий для соединения со второй ледостойкой стационарной платформой месторождения им. В. Филановского. Ввод в эксплуатацию объектов планируется в 2023 году. Ожидаемая «полка добычи» — 1,2 млн т в год.
Сырье с Ракушечного, согласно проекту, будет направляться на центральную технологическую платформу месторождения им. В. Филановского и далее на экспорт по системе Каспийского Трубопроводного Консорциума.
Другие активы «ЛУКОЙЛа» на шельфе Каспийского моря
На сегодняшний день компания прорабатывает проекты по остальным месторождениям Северо-Кавказской нефтегазовой провинции. На очереди подготовка оптимальных вариантов освоения месторождений им. Юрия Кувыкина и Хвалынского. Запуск в эксплуатацию последнего запланирован на 2030 год. До этого нужно определиться с проблемой реализации природного газа, который будет добываться на месторождении.
Балтийский первенец
Первые компетенции по работе на морских месторождениях «ЛУКОЙЛ» получил на Балтийском море, где в 22,5 км от побережья Калининградской области стал самостоятельно осваивать месторождение Д-6, которое впоследствии получило название Кравцовское. Д-6 было открыто советскими геологами в 1983 году. Глубина моря в районе лицензионного участка составляет 25–35 метров. Геологоразведочные работы, проведенные «ЛУКОЙЛом», показали, что геологические запасы нефти по категории С1 + С2 превышают 21,5 млн т, а извлекаемые — 9 млн тонн.
Промышленная разработка месторождения началась в июле 2004 года. В инфраструктуру Кравцовского входят морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП, построена на заводе по производству стальных металлоконструкций «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»), соединительный мост длиной 70 м, подводный трубопровод протяженностью 47 км (выполнен из стальных бесшовных труб диаметром 273 мм и толщиной стенок 18,3 мм), а также береговой комплекс, состоящий из нефтесборного пункта (НСП) «Романово» и комплексного нефтяного терминала (КНТ) «Ижевский». По береговому нефтепроводу (длина 6,5 км, диаметр 273 мм, толщина стенки 10 мм) сырье поступает на НСП «Романово», где проводится его подготовка путем сепарации, обезвоживания и обессоливания. Полученный в результате подготовительных мероприятий газовый конденсат используется для собственных нужд НСП. Далее нефть от пункта «Романово» по нефтепроводу протяженностью 31,6 км направляется на КНТ «Ижевский», где из резервуаров закачивается в танкеры.
На Севере
Проект «ЛУКОЙЛа» на шельфе Баренцевого моря отличается от других наработок, прежде всего, тем, что это не добычной проект, а транспортный. Речь идет об отгрузочном терминале Варандей, который был введен в эксплуатацию в конце 2007 года.
Объект находится на расстоянии 21 км от берега. Это обусловлено тем, что Баренцево море большую часть года (в среднем 247 дней в году) покрыто льдом, толщина которого достигает 1,2–1,8 метра. При этом мелководная прибрежная зона и постоянные наносные течения исключают строительство берегового отгрузочного терминала. Поэтому для загрузки крупнотоннажных танкеров дедвейтом до 70 тыс. т был построен стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП), представляющий собой конструкцию высотой 50 м и весом 11 тыс. тонн. СМЛОП состоит из двух частей — опорного основания с жилым модулем на 12 человек и технологическими системами, а также поворотного (на 360 градусов) швартово-грузового устройства (ШГУ) со стрелой и вертолетной площадкой. Ко дну моря основание восьмигранной формы (выдерживает максимальную ледовую нагрузку) прикреплено 24 сваями. Нефть загружается в носовую часть танкера из ШГУ при помощи гибкого шланга.
Причал был построен на заводе по производству строительных металлоконструкций, входящем в состав «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». С береговыми сооружениями СМЛОП связан двумя нитками подводного обетонированного трубопровода диаметром 820 мм, закольцованного на берегу. Нефть поступает на СМЛОП в подогретом виде.
Береговая инфраструктура терминала состоит из резервуарного парка объемом 325 тыс. куб. м, насосной станции, объектов энергообеспечения, вахтового поселка.
Благодаря высокопроизводительной насосной станции (8 тыс. куб. м в час) загрузка танкера дедвейтом 70 тыс. т производится за 10–12 часов. В год Варандейский терминал способен переваливать до 12 млн т нефти.
К морскому причалу также приписаны вспомогательный ледокол и ледокольный буксир, которые оказывают помощь танкерам при маневрировании, проведении швартовых и грузовых операций. Оба судна оборудованы системами для тушения пожаров на терминале и танкерах, а также современными средствами для ликвидации разливов нефти.
На шельфе зарубежном
«ЛУКОЙЛ» проявляет интерес к шельфовым проектам и в других странах. Не исключено участие компании в проектах Женис и I-P-2, расположенных в казахстанской части Каспийского моря. Рядом с этим районом находится совместное предприятие «ЛУКОЙЛа» и «КазМунайГаза» — «Центральное». Руководство компании также учитывает тот факт, что с 2018 года в налоговом законодательстве Казахстана предусмотрены льготы для предприятий, ведущих работы на шельфе.
Недавно консорциум «ЛУКОЙЛа» и итальянской компании Eni стал победителем аукциона на разработку 28‑го нефтегазового блока на шельфе Мексиканского залива в провинции Куэнкас дель Суресте. Блок расположен на глубине от 20 до 500 метров. Доля «ЛУКОЙЛа» в этом проекте составляет 25%. Российская компания присутствует в Мексике с 2014 года. В 2017 году консорциум «ЛУКОЙЛа» и Eni получил доступ к трем перспективам блокам на шельфе Мексиканского залива. Кроме того, российская ВИНК выиграла аукцион на право разработки 12‑го блока, также расположенного в мелководной части Мексиканского залива.
«За рубежом компания определила для себя ряд провинций. Например, в Мексиканском заливе наши геологи поняли уникальное строение. В ближайшее время мы с компанией Eni подпишем стратегическое партнерство по объединению наших активов в Мексике», — отметил глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов.
Продолжение на сайте ЦДУ ТЭК
