Каспийский шельф: новые горизонты «ЛУКОЙЛа»
Согласно стратегии компании «ЛУКОЙЛ», одним из основных факторов роста российской добычи в среднесрочной перспективе станут шельфовые месторождения. Сегодня нефтяной гигант продолжает активно осваивать каспийский шельф.
Шесть крупнейших месторождений
В результате геологоразведочных работ, проведенных «ЛУКОЙЛом», на шельфе Каспия были открыты 8 месторождений. Шесть из них крупнейшие — имени Юрия Корчагина, Хвалынское, 170-й километр, Ракушечное, месторождения имени Юрия Кувыкина и имени Владимира Филановского.
Начало освоению Каспия положило месторождение имени Ю. Корчагина, открытое в 2000 году. Первую нефть получили спустя 10 лет. Месторождение расположено на глубине 11–13 метров, расстояние до ближайшего берега в дельте Волги — около 120 километров.
Отличительная особенность каспийских месторождений — малые глубины, что предопределяет применение нестандартных решений. К примеру, разработка месторождения имени Ю. Корчагина потребовала бурения горизонтальных скважин длиной до 8 километров.
Уникальные запасы месторождения имени В. Филановского
Второй раз «ЛУКОЙЛ» зашел в каспийскую воду в 2005 году, открыв месторождение имени Владимира Филановского. Его разработка позволит существенно повысить рентабельность работ в Каспийском море.
Месторождение, названное в честь известного советского нефтяника и политика, находится на Северном Каспии в 190 километрах от Астрахани, на глубине 7–11 метров. Это крупнейшее из открытых в России за последние 25 лет нефтяных месторождений. Извлекаемые запасы нефти составляют 129 миллионов тонн, а газа — 30 миллиардов кубометров.
Промышленная добыча углеводородов началась здесь 31 октября 2016 года после ввода в эксплуатацию первой очереди обустройства. Добываемая нефть идет на экспорт через систему Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). Попутный газ с месторождения с 2017 года поставляется на крупнейший нефтехимический комплекс «ЛУКОЙЛа» «Ставролен» для дальнейшей переработки в товарный газ и продукцию нефтехимии.
Инфраструктура месторождения Филановского обеспечивает существенную синергию для других каспийских проектов. В частности, с его запуском начались поставки нефти с месторождения имени Ю. Корчагина через систему КТК, что значительно снизило транспортные расходы. Следующие проекты на Каспии компания также предполагает реализовывать с учетом синергии с инфраструктурой месторождения имени В. Филановского.
Инвестиции «ЛУКОЙЛа» в проект, включая вложения в обустройство и разработку месторождения, транспортную инфраструктуру, переработку газа, нефтехимию и энергетику, составили около 150 миллиардов рублей. Суммарный объем инвестиций в проект запланирован на уровне более 250 миллиардов
Как заявил президент ПАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов, нефтедобыча на месторождении выйдет на проектную мощность в 6 миллионов тонн к 2019 году, в 2017 году планируется добыть 4,4 миллиона тонн.
За чистоту Каспия
До того, как «ЛУКОЙЛ» начал работать на шельфе Северного Каспия, в эту морскую акваторию не разрешалось входить никому из нефтедобытчиков. Действовал полный запрет на проведение сейсмических, разведочных и буровых работ. Такая политика была связана в первую очередь с тем, что воды Северного Каспия уникальны своим экологическим балансом, и его нарушение может привести к настоящей экологической катастрофе.
— Одним из главных условий допуска компании к работе на шельфе стало жесткое соблюдение экологических норм и постоянный мониторинг состояния окружающей среды, — говорит Алексей Кузин, начальник отдела экологии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».
Добыча в акватории Каспия ведется по принципу «нулевого сброса»: производственные и бытовые отходы не попадают в море, а вывозятся в специальных контейнерах на берег для утилизации.
Особое внимание компания уделяет новым методологическим подходам к оценке фактического воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду, в особенности на биологические объекты. К ним относятся создание системы стационарных донных станций экологического мониторинга и комплекс методов для идентификации источников углеводородного загрязнения акватории Каспийского моря при освоении шельфовых месторождений.
С 2009 года НК «ЛУКОЙЛ» проводит комплексный спутниковый мониторинг для выявления нефтяных загрязнений в районах производственной деятельности компании. Реализована система геодинамического мониторинга, которая позволяет проводить непрерывные наблюдения земной коры.
Точки роста
Еще в 2015 году «ЛУКОЙЛ» заявил о том, что в освоении шельфа Каспия будет концентрироваться на нефтяных проектах. Именно поэтому компания притормозила разработку всех газовых и газоконденсатных месторождений в регионе.
«ЛУКОЙЛ» планирует и дальше увеличивать добычу на Каспии. В 2001 году было открыто месторождение Ракушечное — оно расположено на глубине 4 метра в непосредственной близости от месторождения имени В. Филановского, благодаря чему предполагается использовать уже построенную инфраструктуру. В 2021 году компания планирует ввести в эксплуатацию Ракушечное, а в 2026 году — газоконденсатное месторождение имени Юрия Кувыкина.
— На первом этапе собираемся построить две платформы: жилой модуль и технологическую платформу, где будет добываться порядка 1,1 миллиона тонн нефти в год и транспортироваться по трубопроводу на месторождение имени Филановского, — сказал первый заместитель гендиректора «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Алексей Казаков.
По подсчетам экспертов, к 2022 году на всех шести крупнейших месторождениях шельфа Каспийского моря планируется выйти на уровень добычи нефти порядка 12,6 миллиона тонн и 6,8 миллиарда кубометров газа в год.
«ЛУКОЙЛ» твердо уверен в перспективах Северного Каспия. Всего в рамках программы комплексного освоения месторождений на шельфе будет построено более 30 морских нефтегазопромысловых гидротехнических сооружений и проложено свыше тысячи километров трубопроводов.
Источник
Еще больше Каспия. ЛУКОЙЛ рассчитывает получить 3 участка недр в российском секторе Каспия
ЛУКОЙЛ наработал большой опыт работы на Каспии, создав серьезную добычную и транспортную инфраструктуру. Поэтому обеспечение себя ресурсной базой на Каспии, как в России, так и в соседних странах, стало приоритетной задачей
Москва, 28 янв — ИА Neftegaz.RU . ЛУКОЙЛ обратился к российским властям с просьбой предоставить для геологического изучения новые участки недр на шельфе Каспийского моря.
Соответствующее письмо, по данным Ъ, президенту РФ В. Путину направил глава ЛУКОЙЛа В. Алекперов.
ЛУКОЙЛ рассчитывает получить для геологического изучения 3 участка недр Тюлений-1, Тюлений-2, Тюлений-3 в районе о. Тюлений.
О. Тюлений расположен в северо-западной части акватории Каспийского моря и в административном плане относится к республике Дагестан.
Ранее в районе о. Тюлений велись геологоразведочные работы компанией Мегатрон НВК, владевшей лицензией на одноименный участок недр.
Власти республики Дагестан, заинтересованные в освоении углеводородных ресурсов шельфа Каспийского моря, даже хвалили Мегатрон ВНК за выполнение обязательств в части геологического изучения недр и проведения комплекса природоохранных мероприятий.
В 2005 г. компания даже планировала строительство поисковой скважины №1 на Северной структуре Тюленьего участка.
Кстати, организацией-разработчиком тогда должна была выступить ЛУКОЙЛ-Волгоград НИИПИморнефть.
Однако в марте 2010 г. лицензия Мегатрон НВК была аннулирована по причине истечения срока действия.
Потребность в получении новых участков недр В. Алекперов в своем письме объяснил тем, что ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть, дочка ЛУКОЙЛа, испытывает дефицит в новых геологоразведочных проектах.
В. Путин поставил на письме В. Алекперова резолюцию от 17 января 2020 г. главе Минприроды РФ Д. Кобылкину, содержащую поручение проработать и доложить.
Для получения новых участков недр ЛУКОЙЛ рассчитывает воспользоваться заявительным принципом.
Этот принцип, введенный в 2016 г., предусматривает предоставление участка недр для геологического изучения после обращения недропользователя без торгов, если нет других претендентов.
Условием для использования заявительного принципа является отсутствие на участке недр открытых запасов или прогнозных ресурсов углеводородного сырья категории D0 или Dл.
Министерство подтвердило получение запроса ЛУКОЙЛа и сообщило, что прорабатывает вопрос выделения компании 3 участков недр на Каспии по заявительному принципу.
Не имея доступа к арктическому шельфу, ЛУКОЙЛ активно работает на шельфе Каспийского и Балтийского морей.
На Балтике ЛУКОЙЛ еще в 2004 г. ввел разработку свое 1 е морское месторождение — Кравцовское.
В 2016 г. компания получила лицензии на месторождения D41, D33, D29, D6-Южное.
В 2019 г. в эксплуатацию введено месторождение D41, одобрен проект обустройства месторождения D33.
Однако разведка в Балтийском море не всегда давала положительный результат.
Поисковое бурение в 2016-2017 гг. на структурах D2, D9, D18, D19 дало отрицательный результат, а месторождение, открытое на блоке D29, оказалось нерентабельным.
Также не все шло гладко с получением новых участков недр — в 2016 г. ЛУКОЙЛ просил выставить на аукционе участок недр Надежда, однако просьба осталась без удовлетворения.
В Каспийском регионе ЛУКОЙЛ развивается более успешно.
С 1995 г. компания пробурила 26 поисково-разведочных скважин на шельфе Каспийского моря и по итогам разведки открыла месторождения Хвалынское, 170 км, им. Ю. Корчагина, им В. Филановского, им. Ю. Кувыкина, им В. Грайфера (ранее Ракушечное) с запасами более 1 млрд тут.
Накопленные инвестиции ЛУКОЙЛа в проекты каспийского шельфа к 2019 г. составили 381,5 млрд руб.
В ближайшие 3 года ЛУКОЙЛ планирует пробурить 4 поисковые скважины и выполнить 3D-сейсмику в объеме 3 тыс. км 2 .
Добыча в настоящее время ведется на месторождениях им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина в объеме около 7 млн т/год).
Базовым месторождением проекта Северный Каспий является месторождение им. В. Филановского, введенное в эксплуатацию в 2016 г. и активно развивающееся (в ноябре 2019 г. запущена 3 я очередь).
Месторождение им. Ю. Корчагина было запущено в 2010 г. и в настоящее время здесь реализуется программа бурения на 2 й очереди и дополнительного бурения на 1 й очереди с целью вовлечения в разработку запасов восточной части месторождения.
Работы по обустройству месторождения им. В. Грайфера начаты осенью 2018 г., старт промышленной добычи нефти запланирован на 2023 г.
Интересы ЛУКОЙЛа распространяются и на сопредельный районы Каспия — казахстанский и азербайджанский сектора.
В Казахстане в рамках СП с КазМунайГазом и рядом др. участников ЛУКОЙЛ осваивает месторождения Центральное и Хвалынское (доля ЛУКОЙЛА — 25% и 50% соответственно).
В непосредственной близости к этим месторождениям находятся новые перспективные блоки Женис и I-P-2, интересующие ЛУКОЙЛ.
В апреле 2019 г. Минэнерго Казахстана, КазМунайГаз и ЛУКОЙЛ заключили контракт на разведку и добычу углеводородов на блоке Женис, запасы которого оцениваются в 70-100 млн т.
В июне 2019 г. компании подписали соглашение о принципах по участку I-P-2.
Подписания соглашения по блоку Женис ЛУКОЙЛ ожидает в 1 м квартале 2020 г.
Намечаются также проекты в азербайджанской части Каспия.
В январе 2020 г. ЛУКОЙЛ сначала подтвердил интерес, а потом подписал с SOCAR меморандум о взаимопонимании по перспективной структуре Нахчыван и разведочному блоку, включающему мелководные структуры Гошадаш и Прикаспийская-Губа.
Документ является предварительным, стороны пока не берут на себя каких-либо юридических обязательств.
Решение об участии ЛУКОЙЛа будет приниматься по итогам изучения потенциальных совместных проектов.
Но вероятность того, что решение ЛУКОЙЛа будет положительным, достаточно высокая.
Компания наработала большой опыт работы на Каспии, создала серьезную добычную и транспортную инфраструктуру.
Поэтому обеспечение себя ресурсной базой на Каспии, как в России, так и в соседних странах, стало приоритетной задачей ЛУКОЙЛа.
Источник
Почему на месторождении не пахнет нефтью
Попав на морской ледостойкий стационарный комплекс месторождения им. В. Филановского, которое разрабатывает ЛУКОЙЛ, долго не можешь сообразить, чего же не хватает. И только через некоторое время понимаешь — там не пахнет нефтью. Краской пахнет, морским ветром пахнет, в столовой пахнет свежими булочками, а нефтью — нет. И это удивительно. Ведь на платформе ежегодно добывают и подготавливают к отгрузке свыше 6 млн тонн нефти.
Дмитрий Коптев, член экспертного совета Института развития технологий ТЭК
Именно для поддержания этой планки ЛУКОЙЛ 9 октября начал второй этап бурения на второй очереди месторождения им. В. Филановского.
«Грандиозное, высокотехнологичное сооружение, напичканное разнородной техникой. Особо опасный объект, который требует особых условий эксплуатации. На сегодня — пик инженерной мысли» — так описал свои впечатления от посещения морского ледостойкого стационарного комплекса (МЛСК) месторождения им. В. Филановского вице-премьер РФ Юрий Борисов, который вместе с президентом ЛУКОЙЛа Вагитом Алекперовым дали старт второму этапу бурения.
«Мы справедливо гордимся нашими сооружениями, в которые инвестировано уже $10 млрд»,— говорит глава компании. Предмет особой гордости — все больше оборудования и комплектующих производится в России. Еще десять лет назад, когда обустраивалось месторождение им. Ю. Корчагина, 100% оборудования было импортным. МЛСК месторождения им. В. Филановского, запущенный в эксплуатацию в 2016 году, оснащен техникой зарубежного производства на 70%. В конце 2021 года начнется бурение на еще одном каспийском проекте, месторождении им. В. Грайфера — там импортное и отечественное оборудование делят место поровну.
«Огромными темпами идет импортозамещение, мы получаем прекрасное оборудование российского производства для наших морских платформ. Я уверен, что следующая платформа, которую мы будем строить для месторождения им. Ю. Кувыкина, будет на 100% состоять из отечественного оборудования»,— рассказал Вагит Алекперов журналистам. На сегодняшний день аудит прошли уже 17 заводов-изготовителей, в 2021–2023 годах к ним, как ожидается, присоединится еще 30.
Впрочем, как справедливо заметил Юрий Борисов, полная локализация не должна быть самоцелью. «Современная мировая экономика требует определенного разделения труда, и нет необходимости все делать своими силами,— уверен вице-премьер.— Наверное, ни одна страна в мире не в состоянии на 100% производить все необходимое оборудование в таких наукоемких высокотехнологичных отраслях».
Главное, по мнению Борисова,— это владеть собственными разработками в области критических технологий, чтобы не зависеть от поставщиков. Что касается второстепенного оборудования, его можно приобретать там, где это выгоднее и удобнее с точки зрения логистики. На наземных объектах нефтедобычи уже достигнут уровень локализации около 90%, рассказал зампред правительства журналистам. На шельфе постепенно с нуля пришли к 50%. «С учетом перспектив развития морской добычи как на Каспии, так и в Арктической зоне мы будем просто вынуждены выходить на те же 90%»,— говорит Юрий Борисов.
В программе работ — проходка двух скважин и зарезка одного бокового ствола общей протяженностью около 5 тыс. м. По меркам каспийских месторождений — не самые масштабные планы. Эффективность морских месторождений во многом определяется тем, какую площадь «обслуживает» одна платформа. ЛУКОЙЛ на Каспии поставил мировой рекорд по протяженности горизонтальных участков. Например, если наложить схему скважин месторождения им. Ю. Корчагина на карту Москвы, поместив платформу на Красной площади, дальние концы скважин выйдут за пределы Третьего кольца.
Рекордной стала скважина №108, пробуренная на Корчагина в 2015 году. При вертикальной глубине всего 1565 м общая длина ствола составила 8005 м. Четвертая скважина блок-кондуктора на месторождении им. Ю. Корчагина имеет протяженность 6390 м и горизонтальный участок 4276 м. А скважины №8 и №9 месторождения им. В. Филановского имеют длину 5153 м и 2540 м (горизонтальные участки составляют соответственно 3439 м и 629 м).
Эксплуатация таких протяженных горизонтальных стволов тоже требует особого подхода. «Если просто создать депрессию, работать будет только ближний участок ствола. Это приведет к неравномерному освоению залежи. Чтобы потом вовлечь в работу дальние участки, потребуются большие затраты»,— объясняют специалисты компании.
Избежать этого позволяет интеллектуальная система заканчивания, которая в режиме реального времени меняет параметры работы отдельных участков скважины. Ствол делится на несколько интервалов. На каждом из них стоят интеллектуальные клапаны, которые могут регулировать дебет. Таким образом выравнивается давление по всей протяженности ствола и повышается эффективность нефтеотдачи. По сравнению с обычной производительность скважины, оснащенной интеллектуальным заканчиванием, повышается на 62%. Первая такая скважина заработала в 2014 году на месторождении им. Ю. Корчагина, а сейчас такими системами оснащаются все скважины на морских нефтегазовых объектах ЛУКОЙЛа.
Нефтедобыча класса «Формула-1»
Но какой бы технологичной и интеллектуальной ни была скважина, и она имеет свой срок жизни. И на замену ей нужно бурить новые — для поддержания планки добычи. Полка в 6 млн тонн в год определяется не возможностями месторождения, а мощностью размещенной на технологическом блоке МЛСП установки подготовки нефти (УПН). Это на суше можно не экономить место — там аналогичные установки могут растягиваться на километры. На платформе все оборудование подогнано под имеющийся объем с точностью двигателя гоночного болида. Это позволило разместить на относительно небольшой площади полноценную УПН, на выходе из которой получается нефть товарного качества.
То, что поднимается на поверхность из недр каспийского шельфа, еще не нефть, а «скважинная продукция». До того как стать нефтью, ей предстоит пройти несколько стадий очистки. Сначала — блок сепарации. Сепараторов три. В первых двух от «скважинной продукции» отделяются газ и вода, в третьем — только газ. Потом следуют установки обезвоживания и обессоливания, после которых нефть можно направлять потребителям.
Часть газа идет на топливо для турбин местной электростанции — при мощности 36 МВт (плюс 12 МВт в резерве) крутить генераторы дизелями было бы слишком накладно. На случай перебоев в газоснабжении такая возможность все же есть, поэтому известен расход — 30 тонн в сутки. Это не только дорого, но и сильно загрязняет атмосферу.
Но большая часть полученного газа идет на установку компримирования. Компрессоры низкого давления сначала сжимают его до 16 атмосфер, потом агрегаты высокого давления доводят давление до 150 атмосфер. И уже в таком состоянии газ по газопроводу транспортируется на газоперерабатывающий завод «Ставролен» в Ставропольском крае.
Такое высокое давление необходимо, чтобы поддерживать газ в так называемом закритическом состоянии, объясняет заместитель генерального директора по производству ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» Андрей Скобеев. Это позволяет избежать выпадения жидких фракций, которое грозит образованием пробок и закупоркой трубопровода. Выдержать его могут только специальные толстостенные трубы диаметром 700 мм.
Иногда может возникнуть ситуация, когда «Ставролен» не принимает газ. Это могло бы грозить остановкой всего комплекса: хранить газ на платформе негде, а если его не отделять, установка работать не может. Для таких случаев на каспийских промыслах ЛУКОЙЛа организована уникальная логистическая схема. МЛСК им. В. Филановского соединен с соседним МЛСК им. Ю. Корчагина двумя трубопроводами — нефтяным и газовым. Оба они могут работать в реверсном режиме. Невостребованный газ закачивается в газовую шапку Корчагина, где и хранится до тех пор, пока снова не будет востребован.
Нефтепровод позволяет гибко управлять транспортными потоками. Большая часть нефти по трубопроводу длиной 194 км и диаметром 500 мм транспортируется на береговые сооружения в Калмыкии, где поступает в систему Каспийского трубопроводного консорциума. Но при необходимости ее можно перебросить на морской перевалочный комплекс месторождения им. Ю. Корчагина, откуда ее забирает танкер покупателя. Аналогично корчагинская нефть может транзитом через МЛСК им. В. Филановского транспортироваться на берег, если такая необходимость возникнет. Тем самым страхуются любые транспортные риски.
Безопасность превыше всего
Заместитель председателя правительства РФ Юрий Борисов и президент ПАО ЛУКОЙЛ Вагит Алекперов дали старт второму этапу эксплуатационного бурения на морском ледостойком стационарном комплексе №2 месторождения им. В. Филановского
Фото: ПАО «Лукойл»
Гостям продемонстрировали высокие стандарты компании в вопросах промышленной безопасности, сохранения жизни и здоровья сотрудников
Источник