Русское нефтегазоконденсатное месторождение высоковязкой нефти расположено в Тазовском районе в 585 км к Востоку от г. Салехард Ямало-Ненецком Автономном округа Российской Федерации и приурочено к одноимённого локальному поднятию в северной части Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. 

 

Русское месторождение было открыто в 1968 году скважиной № 11 «Главтюменьгеологии». По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изогипсой - 3200 м и имеет площадь 525 км2. Фундамент не вскрыт. В пределах Русского месторождения выявлены газовая и 6 газонефтяных залежей пластово-сводового и тектонически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин. 

Залежь углеводородов приурочена к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, залегающих здесь на глубине около 800-900 м. Месторождение уникально по сочетанию факторов, создающих большие трудности для его освоения и дальнейшей разработки. Оно находится на большом расстоянии от крупных промышленных центров и освоенных нефтепромысловых площадей.

По величине геологических (1,5 млрд т) и извлекаемых запасов (410 млн т) месторождение является одним из крупнейших в России.

Углеводородное сырье находится на глубине 0,8-0,9 км. Плотность нефти 0, 94 г/см3. Начальный дебит скважины – до 9 т нефти и 2 млн м3 газа в сутки. Отличительной особенностью нефти Русского месторождения является ее высокая вязкость в пластовых условиях. Из этой нефти можно получать высококачественное реактивное и дизельное топливо, арктические низкозастывающие малосернистые масла, строительные и дорожные битумы и электродный кокс.

 

Русское месторождение находится в распределённом фонде недр и относится к классу крупных, а по степени промышленной освоенности к разведываемым. Первоначально лицензия была выдана в 1996 ОАО «Русско-Реченское». Проектированием объектов при обустройстве месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт "Гипротюменнефтегаз".

Проблемы разработки Русского месторождения Русское месторождение занимает большую территорию (35 км х 15 км) и содержит значительные запасы нефти. По официальныым оценкам, извлекаемые запасы составляют 410 млн т. Тем не менее, на протяжении более 35 лет месторождение остается неразработанным. Его освоение осложнено целым рядом факторов, связанных с высокой вязкостью нефти, сложным геологическим разрезом, отсутствием инфраструктуры и непростыми условиями разработки.

Одной из основных проблем, связанных с освоением Русского месторождения, является высокая вязкость нефти (в среднем, она оценивается в 220-250 сантипуаз). Сложность представляют и климатические условия в регионе: месторождение расположено в Заполярье, и в период выполнения основного объема работ температура колеблется от -30оС до -50оС. Прокачка нефти с описанными характеристиками в подобных условиях – весьма серьезная задача.

Пластовые характеристики не являются уникальными: давление находится в нормальных пределах (80-100 бар), температура – порядка +20оС. Однако разработка пласта осложняется тем, что глубина промерзания грунта в районе месторождения составляет порядка 500-600 м. Решение проблемы предотвращения разуплотнения этого слоя в ходе бурения и разработки является ключом к успеху в освоении Русского месторождения. Процесс транспортировки осложняется не только труднодоступностью месторождения, но и отсутствием постоянной дороги до него.

Ближайшим к Русскому месторождению городом является Новый Уренгой. Другим важным для освоения населенным пунктом является Коротчаево, расположенное примерно в 130 км от Русского месторождения. От Коротчаево до Заполярного месторождения проложена хорошая автомобильная дорога с твердым покрытием, а от Заполярного до Русского можно добраться по 45-километровому «зимнику», который действует только в период с декабря по май. В Сибири ТНК-ВР разрабатывает похожее месторождение – Ваньеганское. Там уже пробурено несколько горизонтальных скважин, достигнуты неплохие показатели производительности. Этот опыт может быть полезен для специалистов, осваивающих Русское месторождение. Однако Ваньеганское месторождение расположено в непосредственной близости от Нижневартовска, и глубина промерзания грунта составляет порядка 200 м – в этом и состоит его главное отличие от Русского. Но с точки зрения пласта, Ваньеган имеет аналогичное геологическое строение.

Реализация пилотной программы на Русском месторождении

Для ТНК-ВР чрезвычайно важно иметь уверенность в успехе проекта до начала разработки Русского месторождения. Необходимо провести оценку ожидаемой производительности горизонтальных скважин. Зимой 2006-2007 года на Русском месторождении в рамках пилотной программы будут проведены работы, которые позволят сделать реалистичную оценку возможных объемов добычи. Важно обеспечить точность и достоверность анализа проб жидкости, полученных из каждой скважины, поскольку решения о финансировании проекта будут приниматься исходя из этой информации. Основной задачей пилотной программы является сбор данных, обеспечивающих реалистичную оценку целесообразности разработки Русского месторождения.

На этапе пилотной разработки специалисты должны провести следующие работы. Во-первых, планируется бурение разведывательной скважины до более глубоких геологических зон. Кроме того, до мая, когда перестанет функционировать «зимник», необходимо пробурить две горизонтальные скважины и провести их испытания для оценки производительности месторождения. На одной из скважин испытания планируется проводить в течение 40-50 дней, на другой – в течение, по крайней мере, нескольких недель.

При строительстве скважин будет применяться особая технология.

Заканчивание будет осуществляться в открытом стволе с выпадением расклинивающего агента. В ходе испытаний специалисты планируют задействовать внутрискважинные измерительные приборы для сбора как можно большего количества информации. Основной задачей является определение возможной производительности пласта. Измерительные приборы будут находиться в скважине постоянно, обеспечивая непрерывный сбор информации.

Добыча нефти из этих горизонтальных скважин также будет сопряжена с определенными трудностями. Поскольку заканчивание будет осуществляться в открытом стволе, а коллектор содержит множество мелких частиц, рекомендуется применять винтовые насосы. Это обусловлено тем, что специалисты ожидают наличие определенного количества песка в жидкости. Они не планируют удерживать весь песок на забое. Он будет присутствовать в добытой нефти, и для контроля и измерения этого процесса требуется специальный механизм. Кроме того, для дальнейшей разработки необходимо решить вопрос о месте контроля песка – на поверхности или на забое скважины.

В ходе пилотной разработки также планируется повторный вход в ряд существующих скважин с целью отбора проб и оценки характеристик нефти по всему месторождению. Такая необходимость обусловлена большими размерами месторождения, где состав, плотность и вязкость нефти могут варьироваться.

От успеха пилотного этапа будет зависеть следующий этап разработки месторождения. В случае удачного завершения первого этапа мы планируем пробурить дополнительные скважины, увеличить добычу, а также изучить возможность применения альтернативных методов добычи, например, с использованием подогретой воды или нагнетания пара. Наша задача состоит в оценке целесообразности масштабной разработки Русского месторождения в течение следующих трех-четырех лет и достижение уровня добычи 0,5-2 млн т в год.

Транспорт и логистика

Уникальная структура и химический состав нефти Русского месторождения приводят к тому, что сложности возникают не только при добыче, но также и при транспортировке продукции. Как справедливо заметили члены Комитета по лицензированию в Салехарде (ЯНАО), нефть Русского месторождения по консистенции похожа на мед. Специалисты говорят, что такую вязкую нефть достаточно сложно закачивать непосредственно в нефтепровод.

К счастью для нас, в регионе достаточно источников легкой нефти. Добавление ее в вязкую нефть сделает последнюю более пригодной для транспортировки. Недалеко от Русского месторождения ТНК-ВР разрабатывает Большехетскую площадь, содержащую легкую нефть. Наиболее рациональным решением в данном случае представляется соединение этого месторождения с Русским, а затем и с Заполярным месторождением с последующим выходом на систему магистральных трубопроводов «Транснефти».

Еще четыре года назад, трудности, с которыми было сопряжено освоение Русского месторождения, казались непреодолимыми. Сегодня это уже не так – благодаря применению современных технологий можно не сомневаться, что на Русском месторождении в обозримом будущем начнется добыча нефти и оно станет ценным дополнением в портфеле первоклассных «гринфилд»-активов ТНК-ВР.