Приобское нефтяное месторождение – Добыча и запасы

В недрах Приобского месторождения достаточно нефти на десятки лет интенсивной добычи, но есть и важные детали, связанные со сложностью извлечения нефти и её составом. Далее – подробности о том, где месторождение располагается, как ведётся добыча нефти, её подготовка к переработке, и о многом другом.

Приобское нефтяное месторождение

Находится месторождение в Западной Сибири – в Ханты-Мансийском автономном округе. Если точнее, в 65 км к востоку от Ханты-Мансийска и в 160 км к западу от Нефтеюганска, между Салымским и Ляминским нефтегазоносными районами. Относится к Приобской локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области.

Большая часть месторождения расположена в пойме реки Обь. Эта река делит его надвое, участки месторождения на левом и правом берегу Оби называют Южно-Среднеобским и Северо-Среднеобским месторождениями.

По тектонической карте Приобское месторождение располагается во Фроловской мегавпадине, между Сыньеганской террасой и Салымским мегавалом. Его общая площадь – 5 466 км2.

Приобское нефтяное месторождение на карте России:

Месторождение на карте Ханты-Мансийского АО:

В большем приближении на карте месторождений:

Основные сведения

Характеристика приобского нефтяного месторождения имеет свои уникальные особенности.

Пойма, в которой оно располагается, регулярно затопляется Обью во время паводков, учитывая сложное геологическое строение местности, месторождение классифицируется как труднодоступное.

Чтобы эффективно извлекать запасы из низкопроницаемых коллекторов, требуется бурить сверхдлинные горизонтальные скважины, проводить гидроразрывы пласта – сложные многоступенчатые операции, и прочие прогрессивные геологические мероприятия.

Хотя добыча нефти из Приобского месторождения – задача повышенной сложности, зато и вознаграждается она соответственно, ведь это месторождение уникально по многим параметрам, таким как величина запасов и объёмы добычи.

Приобское превосходит другие крупнейшие месторождения нефти в России и обеспечивает примерно 5% всей нефтедобычи в стране.

Запасы и добыча

Доказанные и извлекаемые геологические запасы месторождения оцениваются в 2.4 млрд тонн нефти, а общие – в 5 млрд тонн. Балансовые запасы нефти категории С1 превышают 1.8 млрд тонн, включая 550 млн тонн извлекаемых, по категории С2 балансовые и извлекаемые запасы – 520 и 50 млн тонн соответственно.

Глубина залегания от 2 300 до 2 600 метров, толщина пластов сильно колеблется – от 2 до 40 метров. Нефть Приобского месторождения относится в первую очередь к ярусам нижнего мелового периода от берриасского яруса до аптского (145 – 119 млн лет до н.э.), а также к средним ярусам юрского периода (примерно 170 – 165 млн лет до н.э.), что и определяет глубину залегания пластов.

Добычу в северной части месторождения ведёт «Роснефть», а в южной – «Газпром нефть», общие объёмы составляют примерно 25-35 млн тонн в год, из них 80% приходится на северную часть. В 2021 году из Приобского месторождения извлекли 500-миллионную тонну нефти.

Для поддержания рентабельности добычи на таких зрелых участках правительством РФ были введены существенные налоговые вычеты по НДПИ, которые позволяют компаниям инвестировать в дополнительное бурение и МГРП.

Технология гидроразрыва пласта

Сложное геологическое строение месторождения привело к активному использованию технологии гидравлического разрыва пласта (гидроразрыв, ГРП).

В 2006 году на Приобском месторождении был осуществлён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта – в него закачали 864 тонны пропанта, длились операции 7 часов, велась их прямая трансляция в офис «Юганскнефтегаза».

Теперь ГРП применяется на всех вводящихся в строй скважинах месторождения, что позволяет существенно снизить затраты. Сами скважины как правило закладываются при помощи кустового метода – боковые скважины направляются под разными углами, что в разрезе выглядит как куст, ветки которого направлены вниз. Этот способ помогает уменьшить количество наземных площадок для бурения, и снижает вред, наносимый экологии региона.

На текущий момент на Приобском широко применяются многостадийные гидроразрывы пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах длиной более 1.5–2 км.

Состав нефти и её подготовка к переработке

Добываемая в Приобском месторождении нефть относится к малосмолистым, содержание парафинов умеренное (до 2.5%), плотность средняя (~865 кг/м3). Вязкость колеблется от 1.4 до 1.6 мПа·с. Содержание серы высокое – 1.2-1.3%, из-за чего необходима дополнительная очистка.

В сырой нефти, извлекаемой из скважины, содержатся также попутный газ, пластовая вода и растворённые в этой воде минеральные соли. Сами нефтяники говорят, что это ещё не нефть, а пластовая жидкость. Чтобы подготовить её к транспортировке и хранению, нужно все эти примеси удалить. Для этого проводятся стабилизация, обессоливание и дегидратация нефти.

Стабилизацию на Приобском месторождении проводят на замерных установках методом многоступенчатой сепарации, а обессоливание и дегидратацию – на промысловых установках подгонки нефти, а затем на нефтеперерабатывающих заводах. На первом этапе содержание воды снижается до 0.5 – 1%, а хлоридов металлов до 100 – 1 800 мг/л, а на НПЗ до 0.05 – 0.1% и 3 – 5 мг/л соответственно.

Прямо на месторождении есть лаборатории, в которых проводят проверки и следят за тем, чтобы свойства продукта соответствовали товарной нефти. При этом по большей части процессы автоматизированы, и сотрудники работают за компьютерами, наблюдая за всеми процессами преобразования добываемой пластовой жидкости в нефть.

Первичная переработка

Поскольку в нефти из Приобского месторождения потенциально высокое содержание масляных фракций, первичную переработку проводят по топливно-масляному балансу в три ступени:

1. Атмосферная перегонка с отделением топливных фракций и мазута;
2. Вакуумная перегонка мазута с отделением узких масляных фракций и гудрона;
3. Вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона с отделением широкой масляной фракции и утяжелённого остатка, из которого производится битум.

Баланс перегонки:

• газ – 1.1%
• бензиновые фракции – 20%;
• керосин – 9.5%;
• дизельное топливо – 19%;
• мазут – 49.4%;
• потери – 1%.

Открытие и освоение месторождения

В зимний период 1978-79 годов в Среднем Приобье вела работу сейсмическая партия, которой руководил Вячеслав Мухлынин. Используя метод общей глубинной точки (МОВ ОГТ), геофизикам удалось выявить так называемое Приобское поднятие. Это ещё не означало открытие месторождения, требовалось обработать данные и продолжить исследования, но уже было большим шагом в нужном направлении.

Уже тогда будущее месторождение получил название – его дал геолог-нефтяник Фарман Салманов, который тогда возглавлял «Главтюменьгеологию», производственно-геологическое объединение, которое сделало огромный вклад в разведку запасов нефти и газа в Западной Сибири. Открытие месторождения произошло в 1982 году, когда разведочная скважина дала результат – приток нефти из неё составил 50 тонн в сутки. Через шесть лет после этого началось освоение его левого берега: в 1988 году было проведено бурение кустовой площадки и появилось первое добывающее подразделение – ЦДНГ №12.

Возможность разработки правобережного месторождения начала рассматриваться в 1991 году, а тремя годами спустя появился совместный проект с американской компанией Amoco, которая в итоге из него вышла. В итоге освоение началось сильно позже по сравнению с левым берегом – только в 1999 году.

Операторы

Первую разведочную скважину, из которой пошла нефть, в далёком 1988 году пробурили сотрудники производственного объединения «Юганскнефтегаз», после чего дальнейшая разработка месторождения была за ним и закреплена. Но сам «Юганскнефтегаз» как отдельное предприятие просуществовал недолго: уже в 1992 году он был включен в компанию «ЮКОС», первая буква которого взята именно из его названия. Хотя ещё несколько лет при этом «Юганскнефтегаз» оставался акционерным обществом, и только в 1995 году перешёл под прямое управление компании «ЮКОС», тогда же она стала частной – контрольный пакет её акций на залоговом аукционе приобрёл банк «МЕНАТЕП».

Всё это время осваивалась только южная часть Приобского месторождения, но и северная также была перспективна, поэтому возможность её освоения тоже прорабатывалась. Но на это ушли долгие годы, так что только в 1999 году первые добывающие мощности были возведены, а добыча началась в 2000 – ею занялась компания Sibir Energy. В 2003 году начался «Процесс ЮКОСа», который привёл к продаже северной части месторождения для покрытия налоговой задолженности компании – она попала под контроль «Роснефти».

Южная часть месторождения ещё в 2001 году перешла под контроль «Сибнефти», а вторая смена оператора состоялась в 2006 году. Тогда «Сибнефть» была продана «Газпрому», в результате чего появилась компания «Газпром нефть», которая и занялась его разработкой. Также стоит отметить, что в Южно-Среднеобском месторождении есть несколько небольших участков, разработкой которых занимается компания «РуссНефть». Таким образом, эксплуатацию месторождения осуществляют сразу три оператора.

Развитие инфраструктуры вокруг месторождения

Хотя добыча нефти в Приобском месторождении и началась ещё в конце 80-х, долгое время в него вкладывалось относительно мало средств и развитие шло медленно. Это изменилось в начале 00-х годов, когда компания «ЮКОС» значительно увеличила вливания чтобы начать добывать на северном берегу нефть при помощи технологии гидроразрыва пластов, параллельно с этим активное строительство развернулось и на южном берегу, где прежде вообще не велась добыча.

С тех пор активное строительство и модернизация не прекращались: каждый год открываются сотни скважин и повышается эффективность существующих, возводятся мосты и прочая инфраструктура. Особой гордостью стала Приобская газотурбинная станция (ГТЭС) мощностью в 315 МВт, крупнейшая в России из числа работающих на попутном газе. Благодаря станции экологичность нефтедобычи на месторождении удалось существенно повысить.

В последние годы на месторождении внедряются технологии «Цифрового месторождения» и предиктивной аналитики, что позволяет дистанционно управлять режимами работы скважин и сокращать простои оборудования.

Экология – вообще важный вопрос, ведь нефть отправляется по трубопроводам, газ используется для выработки электроэнергии, а отходы остаются здесь же, в месте добычи. За годы эксплуатации месторождения экологии был нанесён значительный ущерб, особенно за ранние, поскольку этому уделялось меньше внимания. Поэтому в последние годы функционируют специальные полигоны, где буровые и нефтяные отходы перерабатываются в керамзит, из которого затем строят дороги. В год установка по переработке позволяет избавиться от 200 000 м3 отходов, так что все старые залежи удалось разобрать, и теперь перерабатываются новые отходы.

Крупнейшие месторождения нефти, такие как Приобское, нуждаются в бережной эксплуатации, чтобы экология региона не страдала – ведь нужно учитывать, что добыча на них может продолжаться и через 30, и через 50, и через 80 лет. Только при обеспечении максимальной экологичности процесса удастся сохранить природную среду этой территории.