Напередодні відкриття 14-ї міжнародної конференції "Нафта та газ Сахаліну" компанія "Ексон Нафтогаз Лімітед" організувала прес-тур на родовище Одопту. "До кінця цього року планується запуск Одопту в експлуатацію. У ході поїздки ми хочемо показати та розповісти журналістам на місці про те, що було зроблено, та про ступінь готовності родовища до початку виробництва", йшлося у запрошенні прес-служби компанії.

Вранці 27 вересня група з 20 російських та зарубіжних журналістів чартерним рейсом авіакомпанії "САТ" вилетіла з Южно-Сахалінська до Охи. 12-годинна поїздка, більшу частину якої зайняли переліт і подорож пасажирським "КАМАЗом" з Охінського аеропорту на Пільтунську косу, передбачала лише коротке знайомство з родовищем, проте дозволила отримати уявлення про масштаб робіт, виконаних там протягом приблизно півтора року.

Під крилом Dash-8-200 головна автомагістраль Сахаліну.

Ведмеже озеро. Підлітаємо до аеропорту Охі.

Чартерний рейс "Сахалінських авіатрас" звичайний спосіб доставки співробітників "Ексон Нафтогаз Лімітед" на це родовище в Охінському районі. Так само як і помаранчевий "КАМАЗ", який чекає на нас перед будівлею аеропорту.

Шлях на Одопту лежить спочатку через селище Озерне і село Тунгор - коротким асфальтованою ділянкою автодороги Южно-Сахалінськ - Оха, потім - ґрунтовкою серед кедрового стланика та іншої невисокої тундрової рослинності.

Бурова вежа "Роснефти".

Присутність російської нафтової компанії помітно на всьому шляху піщаною косі, що відокремлює затоку Пільтун від Охотського моря. Одопту-море – перше родовище, яке почало розроблятися на сахалінському шельфі. За допомогою своєї надглибокої похило-спрямованої свердловини компанія видобула на північному куполі родовища понад 5 мільйонів тонн нафти.

Центральний купол Одопту з 1995 року включений до другої стадії міжнародного проекту "Сахалін-1", що здійснюється на умовах розподілу продукції. На сьогоднішній день учасники проекту – ExxonMobil, "Роснефть", японська SODECO та індійська ONGC.

В'їзд на територію "Ексон Нафтогаз Лімітед". Контрольно-пропускний пункт.

Одопт.

Адміністративний корпус

Будівля розрахована на персонал, який обслуговуватиме родовище після введення його в експлуатацію. У ньому є все, щоб зробити комфортною роботу в суворих умовах сахалінського півночі - від конференц-залу до кімнат відпочинку, спортзалу та сауни.

Їдальня.

Влітку, на тлі масових захворювань сахалінців кишковою інфекцією, заразилися й кілька десятків робітників на Одопту та Чайві. Росспоживнагляд та прокуратура знайшли порушення у їдальнях робочих селищ. Очевидно, не в цій їдальні.

Після обіду на нас чекає інструктаж з техніки безпеки. Він мало чим відрізняється від такої ж обов'язкової процедури на, скажімо, БКП "Чайво" та корсаківському заводі ЗПГ. Хіба що його ведучий Андрій Васько попереджає, що на Одопту триває налагодження обладнання, можливі витоку газу, тому до звичайної заборони використовувати стільникові телефони додається застереження операторам - камери можна включати лише після перевірки повітря газоаналізатором.

Надягши помаранчеві комбінезони з написом Visitor на спині, ми перш за все прямуємо на "центральний пункт управління".

На сьогоднішній день родовище Одопту працює у тестовому режимі, розповідає Павло Горкін. Пробурено і готово до роботи шість свердловин, збудовано 80-кілометровий трубопровід до берегового комплексу Чайво, звідки нафта надходитиме трубопроводом до порту Де-Кастрі. Друга фаза проекту "Сахалін-1" близька до завершення.

На майданчику тим часом вирує робота і досить багатолюдно. Її все ще оточують будівлі із залізних контейнерів. У найактивнішу фазу проекту тут працювало щонайменше чотири тисячі осіб - із різних фірм-контракторів. З введенням родовища в експлуатацію кількість персоналу значно скоротиться, і 70 відсотків його становитимуть російські співробітники.

Вирушаємо на екскурисію майданчиком. Перша зупинка - у виробничого модуля, на якому видобута нафта буде проходити стадії очищення, перш ніж надійде в нафтопровід. Але перше, що фотографують журналісти, як тільки Андрій Васько дозволяє включити камери, - смолоскип, у якому спалюється попутний газ та резервуар із водою. Смолоскип трохи менше, ніж у Приміському...

Установка "Яструб" для буріння свердловин з великим відходом від вертикалі побудована близько восьми років тому в Луїзіані спеціально для ExxonMobil. У розібраному вигляді її через порт Корсаков доставили на родовище Чайво, де до кінця 2008 року з її допомогою пробурили необхідну кількість свердловин, у тому числі одну чи дві рекордних за довжиною. Потім знову розібрали і на вантажівках відвезли на 80 кілометрів на північ - на Одопту. Запаси цього родовища залягають не так глибоко, як на Чайві, однак і тут одна з пробурених свердловин - поки що друга за довжиною на проекті. "Яструб" досі вважається однією з найбільших бурових установок у світі. Для роботи на Одопту модернізували, на ньому зараз застосовується запатентований ExxonMobil метод прискореного буріння.

Вступ

Нафтове родовище Одопту-море (Північний купол) введено у розробку 1998 р.

У розрізі родовища виділено 4 продуктивні пласти (XIX 1 , XX 2 , XX 3 і XXI 1); за першими трьома з яких запаси нафти підраховані за категорією С 2 .

Техніко-економічними розрахунками освоєння Північного купола родовища визначено розбурювання покладу XXI 1 пласта шістьма експлуатаційними свердловинами, з існуючих на той час можливостей похило-спрямованого буріння.

Основні положення періоду дослідно-промислової експлуатації:

буріння рекомендується здійснювати похило-спрямованим способом із двовибійним закінченням; розташування вибоїв один від одного під кутом 120 º;

максимальний відхід свердловин від вертикалі 6390 м при вертикалі 1587 м (вк. № 208);

розбурювання свердловин – кущове; кількість кущів – два;

накопичений видобуток за рентабельний період розроблення 4.2 млн. т;

проектний період розробки – 27 років.

Передбачити одночасно-роздільну експлуатацію XIX 1 + XX 2 + XX 3 пластів у вкв. 208.

Для всіх свердловин характерно зниження коефіцієнта продуктивності в часі, що пов'язано з падінням пластового тиску, розвитком режиму розчиненого газу, можливим проривом газу з газової шапки та погіршенням стану привибійної зони пласта. Так, по вкв. 204, розташованої поблизу газової шапки, за 5 місяців експлуатації коефіцієнт продуктивності зменшився з 5.4 до 1.62 10·м 3 /(сут·МПа); по вкв. 202 за 3.5 року експлуатації він змінився з 9.4 до 4.9 10·м 3 /(сут·МПа)

Поклади родовища підпорядковані єдиному природному режиму створення пластової енергії – елізійному, тобто замкнуто-пружному.

1Геолого-промислова характеристика родовища Одопту

1.1 Загальні відомості

Одоптинське нафтогазоконденсатне родовище розташоване на шельфі Охотського моря, на широті північного закінчення Пільтунського затоки, в 6-10 км на схід від берега Сахаліну (рисунок 1). Глибина моря в межах західного крила Північного бані родовища становить близько 18 м-коду.

В адміністративному відношенні родовище знаходиться в Охінському районі Сахалінської області. Площа розташована в 40 км на південний схід від районного центру м. Оха, який пов'язаний з обласним центром (м. Южно-Сахалінському) авіатранспортом та залізницею. Найближче родовище, що розробляється, на суші острова - Одопту розташоване в 7 км на північний захід.

Надрокористувачем є ВАТ «Роснефть-Сахалінморнафтогаз» на підставі ліцензії на право користування надрами на Північному куполі родовища (ШОМ, №10429 від 2 листопада 1993 р.), виданої Комітетом Російської федерації з геології та використання надр до 2013 р. Ліцензія , обмеженого по глибині покрівлею фундаменту. Основна умова ліцензійних угод: проведення геолого-розвідувальних робіт на XXVII пласт та пробної експлуатації; складання проектного документа.

Клімат району родовища мусонного типу з коротким та прохолодним літом, тривалою та холодною зимою. Зимовий період триває від 220 до 240 днів (листопад-квітень). Середньорічна температура мінус 5 °С. Максимальні температури у липні-серпні від мінус 40 до плюс 35 °С. Літо, як правило, дощове. Періодичне прояв тропічних циклонів (тайфунів) улітку супроводжується сильними зливами, а взимку – хуртовиною. Максимальне випадання опадів під час проходження тайфунів – до 100 мм на добу, висота хвиль на морі сягає 13 м-коду.

Лід в акваторії Охотського моря біля берегів Сахаліну встановлюється у грудні. Льодовий припай періодично зламується. Холодна Сахалінська течія переміщає битий лід і крижані поля вздовж прибережної частини острова з півночі на південь зі швидкістю до 1,6 м/сек. При цьому відбувається зрошення льоду, що призводить до утворення стамух заввишки до 7 м над рівнем моря, а підводної частини – до 20 м. «Стамухи» в пухких опадах проорюють борозни глибиною до 0,5-0,6 м. Акваторія моря звільняється льоду у червні. Буріння морських свердловин із СПБУ можна виконувати з кінця червня до жовтня, проте через невелику глибину моря в межах західного крила структури неможливо використовувати морські бурові установки.

Північно-східний шельф Сахаліну з сейсмічного районування відноситься до зони помірної сейсмічної активності з максимально можливою амплітудою землетрусів до 8 балів.

Рельєф дна моря складений алеврито-піщаними породами верхненутовського підгоризонту, частково на окремих ділянках перекритими пухкими, переважно піщаними опадами четвертинного віку (потужністю до 15 м).

Родовище Одопту-море (Північний купол) (Малюнок 2, 3) відкрито в 1977 р. в результаті проведених ВАТ «Роснефть-Сахалінморнафтогаз» пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ на Сахалінському шельфі і включає Північний і Південний кущі сква. Освоєння родовища було розпочато на Північному кущі 1998 р.,

Район дослідження

Малюнок 1 – Оглядова карта району

Малюнок 2 – Карта товщин XXI-1 пласта з розташуванням свердловин

Малюнок 3 – Карта товщин XXI-2 пласта з розташуванням свердловин

1.2 Стратиграфія

Стратиграфічний розріз району родовища представлений (знизу-вгору) такими відкладеннями:

крейдяний «фундамент»

мачигарський обрій (олігоцен)

даєхуріїнський горизонт (олігоцен)

уйнінсько-дагінсько-окобікайський горизонт (верхній-нижній міоцен)

нутовський обрій (верхній міоцен-пліоцен)

Четвертинні відкладення

Глибокими пошуково-розвідувальними свердловинами на родовищі розкрито розріз міоцен-пліоценових відкладень неогенового віку.

Найбільш давньою розкритою частиною стратиграфічного розрізу (скв.1) є верхньоокобікайський підгоризонт (N 1 ok). Верхня межа окобикайського обрію проводиться умовно по покрівлі XXVII пласта. Розкрита товщина відкладень становить 350 м; за даними сейсморозвідувальних робіт у західному напрямку товщина опадів збільшується до 1000 м, на схід від родовища (у межах Східно-Одоптинської зони) становить близько 500 м. Літологічно обрій представлений чергуванням пластів пісковиків (товщиною від 20 до 40 м) дрібно- та середньозернистих, щільних глин і крем'янистих, щільних аргілітів.

Нутовський обрій (N 1 nt) - верхній міоцен-пліоцен. Відкладення горизонту розкрито всіма пробуреними свердловинами. Товщина опадів становить 2100-2300 м, досягаючи на південному заході 3000 м і зменшуючись на схід до Східно-Одоптинської зони до 1800-2000 м. У регіональному плані горизонт змінюється від майже повністю піщаного розрізу на заході та північному заході. Східний Осой, Горомай) до глинистого на сході (Дагі-море).

Нутівський обрій поділяється на два підгоризонти: нижньонутівський (IX-XXVI пласти) і верхненутовський ("М", "Н", "О", I-VIII пласти).

Нижненутівський підгоризонт (N 1 nt 1 - верхній міоцен) літологічно представлений чергуванням складно збудованих пластів пісковиків (товщиною від 2 до 60 м), глин та алевролітів. Максимальним вмістом піщаних порід характеризується середня частина розрізу XII-XXIV пласти (зміст піщаних порід 40-55%) Пісковики сірі та світло-сірі, середньо-і дрібнозернисті, добре відсортовані, часто алевритові та глинисті. Глини переважно сірі та темно-сірі, у верхній частині розрізу м'які, слабо піщані, у нижній частині: щільні, аргілітоподібні. Алевроліти сірі, світло-сірі, різнозернисті, щільні, іноді переходять у дрібнозернисті пісковики. Товщина відкладень підгоризонту на площі становить 1000-1300 м, у прогинах зростає до 1800 м, зменшуючись на схід (до Східно-Одоптинської зони) до 400-500 м. Одночасно із зменшенням товщини опадів відбувається їхня глинізація.

До середньої частини розрізу нутовського підгоризонту (XX-XXI 2 пластів) присвячені всі встановлені поклади вуглеводнів на родовищі. У процесі детальної кореляції розрізів свердловин з урахуванням інтерпретації сейсмоматеріалів 3Д на родовищі виділено чотири продуктивні пласти XX 1 2 , XX 2 , XXI 1 , XXI 2 з доведеною промисловою нафтогазоносністю, у пласті XX 3 поклад нафти передбачається за матеріалами ГІ. Усі продуктивні пласти об'єднуються у загальну пачку – XX та XXI пласти; Для зручності промислової номенклатури кожен із них називається «пласт».

Верхньонутівський підгоризонт - N 2 nt (пліоцен)

Відкладення верхненутівського підгоризонту складені піщаними пластами "М", "Н", "О", I-VIII. Опади підгорізонту відкладалися в басейні на глибинах 50-150 м. У зводі структури товщина опадів підгоризонту становить 750 м.

1.3 Тектоніка

У тектонічному плані Одоптинська антиклінальна складка присвячена Одоптинській мегантикліналі, розміри якої 326,5 км. Структура субмеридіонального простягання, злегка асиметрична. У приосевій частині структури кути падіння порід становлять 2-3˚, ​​у міру віддалення від осі на західне крило, кути падіння змінюються від 5˚ до 17˚, на східному – 3-7˚. Шарнір мегантикліналі ундулює з утворенням трьох куполів: Північного, Центрального та Південного. Північний купол через сідловину зчленовується з Центральним куполом, що входить до ліцензійної ділянки проекту Сахалін-1.

Розміри Північного бані становлять 11  4 км. У широтному перерізі структура асиметрична: західне крило дещо крутіше за східний. Кути падіння порід на східному крилі становлять близько 5˚, західному - до 10˚.

Скидання № 2 встановлено по сейсмоматеріалах, має незначну амплітуду, але його екрануючі властивості підтверджуються відмінністю меж продуктивності блоків 2 і 3, а також існуванням газової шапки покладу XXI 2 пласта в 3 блоці.

Ослаблені порушеннями зони могли заповнюватися непроникними опадами, створюючи літологічні екрани, що розділяють піщані тіла окремі гидродинамически незв'язані поклади.

1.4 Властивості та склад нафти, газу, конденсату та води

Фізико-хімічні властивості нафти родовища визначені за результатами аналізу глибинних та поверхневих проб, відібраних під час випробування свердловин.

У межах родовища Одопту-море (Північний купол) випробувані XXI 1 пласт (у всіх свердловинах отримані притоки нафти) та XIX 1 пласт (отримані притоки нафти (скв.1) та води з нафтовою емульсією (скв.3)). За площею покладів зміни властивостей нафти незначні.

Загалом, сепаровані нафти родовища Одопту-море відносяться до легких (щільність до 0,870 г/см 3 ), малосірчистим (до 0,5%), малосмолистим (смол до 6,3%), малопарафіністим (до 2,4%); нафти із високим виходом бензинових фракцій (до 31 %).

Проби пластових нафт відбиралися у процесі випробування свердловин пробовідбірниками, що входять до складу пластовипробувачів. Якість проб контролювалася збігом тиску відкриття клапана пробовідбірника з тиском на глибині відбору проби. У разі неякісного відбору проби нафти рекомбінувалися шляхом насичення нафти сепарованої газом, відібраним на гирлі свердловин. Нижче наведено коротку фізико-хімічну характеристику нафти продуктивних пластів.

XXI 1 пласт.Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти охарактеризовані за 14 пробами, відібраними з 4 свердловин Південного, Центрального та Північного куполів родовища. У Південному та Центральному куполі (скв.5 та 11) порівняно з Північним (скв.1 та 3) відбувається обтяження нафти від 0,838 (скв.3) до 0,862 г/см 3 (скв.11). Відповідно зростає вміст смол від 349 до 538%. В'язкість нафти збільшується від 2,5 до 5,01 мПа с; вміст світлих фракцій зменшується від 74 до 595%. У середньому по пласту щільність нафти в Північному куполі дорівнює 0,838 г/см 3 в'язкість - 2,52 мПа · с. Нафта містить 0,62% асфальтенів та 6,30% селікагелевих смол.

У процесі випробування горизонту в скв.3 (інтервал 1671-1676 м) було відібрано проби нафти і газу з сепаратора при тиску сепарації 11,95 кгс/см 2 і передані для аналізу в лабораторію м. Даллас (США). При рекомбінуванні проби до величини експлуатаційного газового фактора, що дорівнює 379 м 3 /м 3, отримали пробу з тиском насичення 351 кгс/см 2 . Така проба могла бути отримана лише при порушенні фазової рівноваги на вибої свердловини за незначного зниження пластового тиску, тобто. за повної насиченості нафти газом у початкових пластових умовах. Це підтвердилося при відборі проб в інших свердловинах.

Внаслідок близькості властивостей сепарованих нафт пластові нафти також близькі за фізико-хімічними показниками. Газовміст у нафтовому покладі Північного купола дорівнює 102 м 3 /т, у Центральному та Південному куполах - 100 м 3 /т. Об'ємний коефіцієнт нафти відповідно дорівнює 1,224 та 1,215. В'язкість та щільність нафти також відповідно дорівнюють 0,74 мПа*с; 0,751 г/см 3 та 0,81 мПа*с; 0,768 г/см 3 .

У зв'язку з незначними притоками нафти з XIX 1 пласта (скв.1 і 3) та не випробуванням перспективних у нафтогазоносному відношенні ХХ 2 та ХХ 3 пластів, фізико-хімічні параметри нафти та розчиненого газу по цих об'єктах не наводяться.

Відбір проб попутного газу при дослідженні свердловин проводився після сепаратора та аналізувався в лабораторії інституту “СахалінНІПІмор-нафта” та газових лабораторіях м. Далласа (США) методами газорідинної та газоадсорбційної хроматографії.

Розчинений нафти газ родовища Одопту-море належить до “сухого” типу із вмістом метану 90,45-94,80 %; ту - 4,15-8,99%; відносна щільність повітрям 0,5848-0,6176. Сірководень не виявлено, гелію<0,001 %; аргона - 0,001-0,030 %.

За товарною характеристикою розчинений у нафті газ містить незначну кількість баластових газів (N 2 +CO 2 в межах 0,53- 1,75 %), має високу теплотворну здатність (8220-8710 ккал/нм 3 (нижча) - 9120-9640 ккал /Нм 3 (вища), що свідчить про вигідність експлуатації родовища.

У гідрохімічному відношенні родовище Одопту-море, як і близько розташовані на узбережжі родовища Одопту та Східне Ехабі, присвячене поясу розвитку найбільш складної зональності з поширенням вод з максимальною для Північно-Сахалінського басейну мінералізацією (20-35 г/л). Разом з тим відмінною особливістю солоності підземних вод на родовищі є її інверсійність по всьому вивченому розрізу.

Верхня, переважно піщана, товща I водоносного комплексу характеризується зоною розвитку вод морського походження з концентрацією солей до 35 г/л.

Зона солоних вод з концентрацією солей 27 г/л властива зоні уповільненого водообміну та частково поширюється на верхню частину (XIX 1 , ХХ пласти) основного продуктивного ІІІ комплексу. У межах зони, присвяченої проміжному II-му комплексу, відсутня чітка залежність мінералізації води від стратиграфічної та гіпсометричної глибини її залягання. Однак, для XIX 1 продуктивного пласта відзначається незначне зниження мінералізації води по простяганню та у східному напрямку, до 22,3 г/л, табл. П.3.6. Склад підземних вод цієї зони хлоридний, натрієвий із ставленням натрію до хлору 0,931,00. Переважний розвиток мають води хлоркальцієвого типу (за класифікацією В.А.Суліна). Рідше трапляються води хлормагнієвого типу. Води збагачені сульфатами - 64-422 мг/л за показником rSO 4 100 / rCl = 0,32,08. Підвищення сульфатного коефіцієнта до 4,2 у вкв. 9 обумовлено, мабуть, домішкою технічної води.

У межах III гідрогеологічного комплексу, де водонапірна система підпорядкована умовам утрудненого водообміну, простежується зниження мінералізації з поширенням тут слабосолених вод зони 20 . У районі XXI 1 XXI 2 пластів мінералізація пластових вод знижується від 19,1-19,9 г/л до 13,3-16,1 г/л в районі XXIV 2 пласта.

За фактичними даними про склад вод III комплексу родовища Одопту-море, зі стратиграфічною глибиною знижується вміст хлоридів (від 10,511,5 г/л у водах XXI 1 пласта до 7,08,5 г/л у водах XXIV 2 пласти) і сульфатів і зростає вміст гідрокарбонатів (від 0,51,0 г/л до 1,52,5 г/л). Більш докладну інформацію по Родовищу Одопту-море (Північний купол) наведено у таблиці 3

Таблиця 3 - Фізико-хімічні властивості та фракційний склад розгазованих нафт Родовища Одопту-море (Північний купол)

Найменування			Пласт XXI 1
			Кількість досліджених				Діапазон зміни		Середнє значення
Об'ємний вихід фракцій, %
Класифікація нафти									I.1Див 1 Ср 1 Пр 1

Таблиця 3 - Фізико-хімічні властивості та фракційний склад розгазованих нафт Родовища Одопту-море (Північний купол) (Продовження)

Пласт XXI 1 -XXI 2
Щільність кг/м3
В'язкість динамічна, мПа * с
В'язкість кінематична,  м 2 /с
Температури застигання, 0 С
	Смол силікагелевих
	Асфальтенів
	Парафінів
	Хутро.
	домішок
Солей хлористих
Об'ємний вихід фракцій, %

Розвідка Північного бані Одопту практично завершена бурінням пошукової похило-спрямованої свердловини 202. Надалі всі розвідувальні завдання вирішувалися експлуатаційними горизонтальними свердловинами. Очевидно, що комплекс геолого-геофізичних досліджень обмежений технічними та економічними можливостями замовника. У той самий час програма досліджень у період ОПЭ більшою мірою виконана. Практично всі пробурені свердловини опинилися в контурі нафтоносності

У процесі буріння горизонтальних свердловин проведено певний комплекс ГІС, обмежений, в основному, продуктивною частиною розрізу та набором методів досліджень, що ускладнило кількісну оцінку показників фільтраційно-ємнісних та колекторських властивостей продуктивних пластів.

Для вивчення властивостей пластових рідин було здійснено відбір глибинних проб і проб на рекомбінацію з XX, XXI 1 ,XXI 2 пластів, що дозволило вивчити необхідні показники властивостей пластових флюїдів.

Таким чином, отримано необхідний та достатній обсяг інформації для побудови геологічної моделі родовища та підрахунку запасів нафти та газу. ,

2 Аналіз схеми облаштування родовища

Застосовуваний спосіб експлуатації – ЕЦН. Використовуються насоси марки DN1600, DN1300, DN300 та DN 1750 фірми Shlumberger, придатні для експлуатації свердловин з горизонтальним закінченням. Втрат експлуатаційного часу через відмову роботи насосів не було.

Простои по свердловинах зв'язуються тільки з відключенням електроенергії та незначні.

Продукція свердловин родовища Одопту-море (Північний купол) надходить на вузол сепарації нафти (УСН), що у районі північного куща свердловин, де відбувається сепарація нафти газу. Частина газу після сепарації подається на виробничо-господарські потреби, а основна частина газопроводу Ду 300 мм надходить ДСУ «Тунгор». Попередньо відсепарована нафта надходить існуючими трубопроводами на ЦСПН «Тунгор».

Північний кущ свердловин розташований за 200 метрів від УСН, Південний кущ свердловин розташований за 4,6 кілометрів на південь від УСН.

2.1 Аналіз бурової установки «Яструб»

Яструб - сейсмостійка бурова установка, здатна працювати при температурах -40°С (-40 F). На цій установці застосовується технологія буріння свердловин з великим відходом забою від вертикалі (БВВ), завдяки якій суттєво скорочуються капітальні та експлуатаційні витрати на великі морські споруди, а також значно знижується негативний вплив на екологічно вразливі прибережні райони.

Компанія Паркер Дріллінг розробила, побудувала на замовлення та змонтувала Яструб (Малюнок 4) за 18 місяців. Контрольна збірка та здавання в експлуатацію відбулися в червні 2002 року в Новій Іспанії, Луїзанія. Установка була демонтована, упакована в блоки, що перевозяться, і відправлена ​​трьома вантажними кораблями в порт Корскакова на о. Сахалін і прибула на початку серпня.

Яструб пробурив рекордні свердловини по довжині, у тому числі 7, що входять до 15 найдовших у світі. Найглибша свердловина, пробурена Яструбом, має загальну довжину 11134 м (36529 футів) з горизонтальною секцією в 10088 метра (33098 футів). Повна вертикальна глибина становить понад 2600 м (8530 футів).

Ключові компоненти проекту Яструб включають повністю закриту бурову вишку, автоматичний склад труб з гільйотинними дверима і подвійною стінкою з двох дюймовим утепленням. Закрита вежа і склад труб дозволяють команді виконувати бурові операції при температурі 21°С (70 за Фаренгейтом) протягом усього року.

Основними особливостями бурової вежі є навантаження на гаку, що дорівнює 1,5 мільйона фунтів (680 389 кг), лебідка потужністю 3000 кінських сил (2206,5 кВт) і система верхнього приводу. Для обслуговування екстремально глибоких свердловин Яструб також оснащений 4-ма буровими насосами потужністю 7500 к.с., ємностями для бурового розчину на 9000 барелів та 6-ма генераторами. Склад труб розміром 40-41 м (130-134 фути) має семиметрову робочу висоту. Свічки бурових труб і колона обсадних труб діаметром 20 дюймів і довжиною 30 м (98 футів) згвинчуються і переміщаються горизонтально у складі труб замість бурового майданчика, як того вимагають вимоги безпеки при землетрусах. Система верхнього приводу, дизельні двигуни та інше обладнання може передавати дані в реальному часі за межі бурового майданчика для оцінки необхідності технічного обслуговування та отримання рекомендацій щодо коригування та ремонту.

Малюнок 4 - Бурова установка «Яструб»

2.2 Обґрунтування вибору конструкції свердловин на родовищі Одопту-море (Північний купол).

Конструкція похило-спрямованих свердловин була обрана виходячи з умов запобігання ускладненням у процесі буріння (Малюнок 5)

Малюнок 5

Верхня нестійка частина стовбура свердловин (піски), де можливе надходження у свердловину морської води, до глибини 100-150 метрів перекривається кондуктором. Стовбур свердловини під кондуктор буриться долотом діаметром 660,4 мм на глибину 90 - 130 метром, кондуктор діаметром 508 мм спускається і цементується на тугішу глибину. Щоб виключити грифоноутворення, у ствол діаметром 444,5 мм передбачено спуск проміжної колони, що цементується до усть. Глибина спуску (1300 м) визначається з умов виключення можливості розриву слабо сцементованих пісків під черевиком кондуктора після заміщення бурового розчину в свердловині герметизації гирла.

У свердловинах з великими кутами нахилу буріння довгого відкритого стовбура супроводжується значним желобоутворенням з наступними можливими прихватами бурильних колон при спуску. Щоб уникнути цього, вихід з-під черевика попередньої колони обмежується до 4400 м, що досягається спуском другої проміжної колони діаметром 244,5 мм у ствол, пробурених долотом діаметром 311,2 мм на глибину 4000 – 6400 м. Спуск другої проміжної успішного спуску експлуатаційної колони (хвостовика) до проектної глибини в горизонтальному стволі.

2.3 Обґрунтування вибору рідини для промивання

Вибір типу бурового розчину при бурінні похило-спрямованих свердловин на Сахаліні визначали не особливості геологічних умов буріння, а конфігурація свердловин. Великі величини кутів нахилу (до 85 – 90 градусів) та горизонтальних відходів (до 6 км), вимагають від бурових розчинів, насамперед, високої змащувальної здатності, що забезпечує коефіцієнт тертя менше 0,3.

Найбільшою мірою цим вимогам відповідає буровий інвертний емульсійний розчин на вуглеводневій основі, рецептура якого, а також рекомендації щодо переліку та обсягів хімічних реагентів та матеріалів розроблені фахівцями Сахалінморнафтогазу спільно з вченими УГНТУ.

Напередодні відкриття 14-ї міжнародної конференції "Нафта та газ Сахаліну" компанія "Ексон Нафтогаз Лімітед" організувала прес-тур на родовище Одопту. "До кінця цього року планується запуск Одопту в експлуатацію. У ході поїздки ми хочемо показати та розповісти журналістам на місці про те, що було зроблено, та про ступінь готовності родовища до початку виробництва", йшлося у запрошенні прес-служби компанії.

Вранці 27 вересня група з 20 російських та зарубіжних журналістів чартерним рейсом авіакомпанії "САТ" вилетіла з Южно-Сахалінська до Охи. 12-годинна поїздка, більшу частину якої зайняли переліт і подорож пасажирським "КАМАЗом" з Охінського аеропорту на Пільтунську косу, передбачала лише коротке знайомство з родовищем, проте дозволила отримати уявлення про масштаб робіт, виконаних там протягом приблизно півтора року.

Під крилом Dash-8-200 головна автомагістраль Сахаліну.

Ведмеже озеро. Підлітаємо до аеропорту Охі.

Чартерний рейс "Сахалінських авіатрас" звичайний спосіб доставки співробітників "Ексон Нафтогаз Лімітед" на це родовище в Охінському районі. Так само як і помаранчевий "КАМАЗ", який чекає на нас перед будівлею аеропорту.

Шлях на Одопту лежить спочатку через селище Озерне і село Тунгор - коротким асфальтованою ділянкою автодороги Южно-Сахалінськ - Оха, потім - ґрунтовкою серед кедрового стланика та іншої невисокої тундрової рослинності.

Бурова вежа "Роснефти".

Присутність російської нафтової компанії помітно на всьому шляху піщаною косі, що відокремлює затоку Пільтун від Охотського моря. Одопту-море – перше родовище, яке почало розроблятися на сахалінському шельфі. За допомогою своєї надглибокої похило-спрямованої свердловини компанія видобула на північному куполі родовища понад 5 мільйонів тонн нафти.

Центральний купол Одопту з 1995 року включений до другої стадії міжнародного проекту "Сахалін-1", що здійснюється на умовах розподілу продукції. На сьогоднішній день учасники проекту – ExxonMobil, "Роснефть", японська SODECO та індійська ONGC.

В'їзд на територію "Ексон Нафтогаз Лімітед". Контрольно-пропускний пункт.

Одопт.

Адміністративний корпус

Будівля розрахована на персонал, який обслуговуватиме родовище після введення його в експлуатацію. У ньому є все, щоб зробити комфортною роботу в суворих умовах сахалінського півночі - від конференц-залу до кімнат відпочинку, спортзалу та сауни.

Їдальня.

Влітку, на тлі масових захворювань сахалінців кишковою інфекцією, заразилися й кілька десятків робітників на Одопту та Чайві. Росспоживнагляд та прокуратура знайшли порушення у їдальнях робочих селищ. Очевидно, не в цій їдальні.

Після обіду на нас чекає інструктаж з техніки безпеки. Він мало чим відрізняється від такої ж обов'язкової процедури на, скажімо, БКП "Чайво" та корсаківському заводі ЗПГ. Хіба що його ведучий Андрій Васько попереджає, що на Одопту триває налагодження обладнання, можливі витоку газу, тому до звичайної заборони використовувати стільникові телефони додається застереження операторам - камери можна включати лише після перевірки повітря газоаналізатором.

Надягши помаранчеві комбінезони з написом Visitor на спині, ми перш за все прямуємо на "центральний пункт управління".

На сьогоднішній день родовище Одопту працює у тестовому режимі, розповідає Павло Горкін. Пробурено і готово до роботи шість свердловин, збудовано 80-кілометровий трубопровід до берегового комплексу Чайво, звідки нафта надходитиме трубопроводом до порту Де-Кастрі. Друга фаза проекту "Сахалін-1" близька до завершення.

На майданчику тим часом вирує робота і досить багатолюдно. Її все ще оточують будівлі із залізних контейнерів. У найактивнішу фазу проекту тут працювало щонайменше чотири тисячі осіб - із різних фірм-контракторів. З введенням родовища в експлуатацію кількість персоналу значно скоротиться, і 70 відсотків його становитимуть російські співробітники.

Вирушаємо на екскурисію майданчиком. Перша зупинка - у виробничого модуля, на якому видобута нафта буде проходити стадії очищення, перш ніж надійде в нафтопровід. Але перше, що фотографують журналісти, як тільки Андрій Васько дозволяє включити камери, - смолоскип, у якому спалюється попутний газ та резервуар із водою. Смолоскип трохи менше, ніж у Приміському...

Установка "Яструб" для буріння свердловин з великим відходом від вертикалі побудована близько восьми років тому в Луїзіані спеціально для ExxonMobil. У розібраному вигляді її через порт Корсаков доставили на родовище Чайво, де до кінця 2008 року з її допомогою пробурили необхідну кількість свердловин, у тому числі одну чи дві рекордних за довжиною. Потім знову розібрали і на вантажівках відвезли на 80 кілометрів на північ - на Одопту. Запаси цього родовища залягають не так глибоко, як на Чайві, однак і тут одна з пробурених свердловин - поки що друга за довжиною на проекті. "Яструб" досі вважається однією з найбільших бурових установок у світі. Для роботи на Одопту модернізували, на ньому зараз застосовується запатентований ExxonMobil метод прискореного буріння.

Знамениту установку нам показують здалеку – бурильники з Parker Drilling не люблять гостей.

За словами К.Коттона, начальника бурової з боку "Ексон Нафтогаз Лімітед", на буріння однієї свердловини йде близько 60 днів. Наразі "Яструб" закінчує роботу над сьомою свердловиною з десяти, які заплановані до першої половини 2011 року. Потім, не виключено, встановлення знову продовжить роботу на родовищі Чайво, де буритиме газові свердловини.

На завершення прес-туру робимо спробу познайомитись із сірими китами. Вдивляємось через сітку паркану в Охотське море і іноді помічаємо серед хвиль невисокі фонтани. Білоплечих орланів, ще один із об'єктів захисту з боку розробників сахалінського шельфу, ми, звичайно ж, не побачили. Натомість уздовж піщаної дороги помітили сліди лисиць, яких, за словами нафтовиків, тут багато.

Вже запізнюючись на літак, зупиняємось на хвилину, щоб сфотографувати смолоскип і бурову вежу, здалеку схожу на космічну ракету.

Родовище «Одопту»

Розташування родовища:

Родовище Одопту - це нафтогазове родовище, що знаходиться на території Російської Федерації. Воно розташовується на континентальному шельфі острова Сахалін, на відстані шести-десяти кілометрів від берега острова. У 75 кілометрах на північ розташоване родовище Чайво. Це родовище належить Охотської нафтогазоносної провінції. В адміністративному плані входить до складу Охінського району Сахалінської області. Саме на цьому нафтогазовому родовищі було отримано першу нафту з даного сахалінського шельфу. Нафтогазове родовище складається з трьох куполів – Південний, Північний та Центральний. Родовище є досить мілководним, що створює певні труднощі під час буріння. Оператором на родовищі Одопту є велика російська компанія Роснефть-Сахалінморнафтогаз.

Дані про запаси:

Рівень початкових запасів нафти на родовищі Одопту оцінюється в 20 мільйонів тонн. У 2008 році обсяг видобутку нафти становив 1 мільйон тонн. 33 свердловини Одопту забезпечують 50 відсотків добового видобутку компанії Роснефть-Сахалінморнафтогаз.

Історія розробки родовища:

Нафтогазове родовище Одопту було відкрито влітку 1998 шляхом буріння свердловини номер 202. Поклади на родовищі знаходяться на глибині від 1,3 до 1,5 кілометрів. При розробці даного родовища Одопту для видобутку нафти застосовані схильні схильні. У 2009 році проект родовища Одопту набув нової фази свого розвитку. З 2010 року тут розпочато промислове виробництво газу та нафти. На сьогоднішній день на північному куполі родовища Одопту пробурено тридцять три свердловини, діаметрів стовпів яких від 4348 до 7005 метрів. На початку 2011 року тут була пробурена під гострим кутом свердловина, яка стала однією з найдовших у світі – її довжина складає 12 345 метрів. Її називають найглибшою Кольською надглибокою свердловиною.

Компанії, в новинах яких є згадка Родовища Одопту: