2.3.3. Проект «Сахалин-3»

Компания «Роснефть» - 74,9 % и «Sinopes» - 25,1 % занимаются переинтерпритацией сейсморазведочных данных по Венинской структуре Ю-Айяшской группе с учетом результатов бурения на ней первой разведочной скважины.

В планах – бурение второй поисковой скважины на С-Венинской структуре Айяшской группы с использованием плавучей буровой установки.

Действующий проект предполагает бурение с берега наклонно направленных скважин длиной 5 – 8,5 тыс.м. Часть скважин будет пробурена с платформ в открытом море. Попутный газ и вода будут закачиваться обратно для ППД.

Нефть будет транспортироваться на береговые мощности, а после подготовки – перекачиваться по специальному трубопроводу «Роснефти» на экспортный терминал Де-Кастри. Оттуда танкерами в Китай, Японию и Корею.

2.3.4. Проект «Сахалин-4»

Проект «Сахалин-4», находится в настоящее время находятся на стадии поисково – разведочных работ.

Партнерами ОАО «НК Роснефть» в проекте «Сахалин-4», выступает - компания ВР.

2.3.5. Проект «Сахалин-5»

Потенциальные извлекаемые запасы составляют 700 - 800 млн.т. нефти и 600 млрд.м³ газа.

Участниками проекта являются: «ВР» - 49 % и «Роснефть» - 51 %.

На сегодняшний день на Кайганско-Васюканском блоке (ресурсы 1,16 млрд.т.нефти) открыли более 15 антаклинальных поднятий. Поисковое бурение производилось на 6 структурах: «Пела-Лейч», «Ю-Васюканская», «Удачная», «Тени», «Лони», «Савицкая».На сегодняшний день выполнена сейсморазведка.

2.3.6. Проект «Сахалин-6»

Проводятся первые геофизические исследования и бурятся первые разведочные скважины.

2.3.7. Проект «Зарадно – Камчатский шельф»

В проекте «Западно-Камчатский шельф» участвует кроме «Роснефть» корейский консорциум ККС.

2. Каспийские проекты

   1. Проект «Северный Каспий»

Тендер на обустройство месторождения им.Ю. Корчагина проведён в 1997 г.

Недропользователь ООО «ЛУКОЙЛ». Начало эксплуатации 2008 г.

Первая очередь обустройства состоит из:

• ледостойкая стационарная платформа (ЛСП-1) с буровым, технологическим и энергетическими комплексами;

• платформа для проживания персонала (ЛСП-2), соединенная мостом с ЛСП-1;

• блок – кондуктор (БК);

• точечного причала (ТП) и плавучего нефтехранилища (ПНХ);

• подводного нефтепровода от ЛСП-1 до ТП.

На ЛСП-1 (создана на базе полупогружной буровой установки «Шельф-7» и после установки на грунт закрепляется сваями) разместится:

26 добывающих скважин;

3 водонагнетательных скважин;

1 газонагнетательная скважина;

3 резервных скважины.

буровой комплекс (с вышкой грузоподъёмностью 560 т);

технологический комплекс;

вспомогательные системы.

На БК разместится:

7 добывающих скважин;

2 резервных скважины.

Технологический комплекс:

Продукция со скважин будет поступать на входной манифольд, имеющий в своём составе 2 рабочих коллектора (на 4 и 1,6 МПа), 1 замерный коллектор, 1 резервный и 1 разрядный коллектор.

Продукция скважин с устьевым давлением выше 4 МПа по соответствующему коллектору направляется на 1-ю ступень сепарации, а затем, смешивается с продукцией скважин с устьевым давлением менее 4 МПа и продукцией, добытой на БК и направляется на 2-ю ступень сепарации.

Предусмотрен замер дебита каждой скважины по нефти, жидкости и газу.

В трёхфазных сепараторах 2-й и 3-й ступени (1,6 и 0,6 МПа соответственно) будет осуществляться сепарация газа и предварительный сброс пластовой воды.

Весь газ направляется на входные холодильники соответствующих ступеней компрессоров.

После третьей ступени сепарации нефть с остаточным содержанием воды до 2 % будет подогреваться до + 80 ⁰С сначала в рекуперативном теплообменнике, а затем в подогревателе. Затем она стабилизируется в сепараторе 4-й ступени при давлении 0,15 МПа.

Далее нефть перекачивается (0,8 МПа) в дегидратор для окончательного обезвоживания до 0,5 %.

Затем, в неё добавляется 5 % пресной воды и она поступает в электростатический обессоливатель; после которого при 80 ⁰С в неё добавят депрессатор.

После чего нефть охладится в рекуперативном теплообменнике до +50⁰С и поступит на насосы внешнего транспорта.

Внешний транспорт осуществляется по подводному нефтепроводу на морской перегрузочный комплекс (МПК), включающий ПНХ и ТП. Начальное давление в трубопроводе 3,1 МПа. На выкиде насосов – узел оперативного замера и контроля качества нефти.

Компримирование газа со всех 4-х ступеней сепарации на компрессорных установках низкого и высокого давления. Первые имеют 2 ступени (0,6 и 1, МПа); вторые – 3 ступени (4, 10 и 16 МПа). Перед КС газ проходит через скрубберы, после КС охладится в холодильниках.

После достижения 4 МПа газ высушат гликолевым методом.

Первые 3 года газ будет закачиваться обратно в пласт, а затем вместе с газом других месторождений транспортироваться на берег (после оперативного замера).

Пластовая вода, отводимая со 2-й и 3-й ступени сепарации, поступит на установку подготовки, где очистится от нефти, дегазируется и будет закачена в пласт.

После окончания фонтанирования добыча будет осуществляться с помощью газлифта. Газ будет отбираться с КС 10 МПа.

Контроль и управление всеми процессами будет осуществляться специальной системой. Её центральный пост на ЛСП-1, а главный пост управления на ЛСП-2.

Энергокомплекс:

Будет установлено 4 (3 рабочих и 1 резервный) двухтопливных синхронных газотурбогенераторов в контейнерном исполнении мощностью 6750 кВт каждый. Они выдают трёхфазный переменный ток напряжением 10 кВ с частотой 50 Гц.

Дополнительно на каждой ЛСП будет установлено по одному аварийному дизель генератору мощностью 800 кВт на ЛСП-1 и 330 кВт на ЛСП-2 с напряжением 0,4 кВ.

Кроме того. предусмотрены системы водоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха.

Предусмотрены стационарные системы водяного пожаротушения, водяного орошения,, водяных завес, пенотушения, объёмного газового пожаротушения, а также спринклерная система.

Все они используют морскую воду.

Для получения пресной воды технического назначения на обеих ЛСП предусмотрены опреснительные установки.

Питьевая вода доставляется с берега или готовится из опресненной.

На ЛСП-2 ( состоит из опорного основания и верхнего жилого блока) разместится:

-105 одноместных и двухместных кают с комплексом помещений жизнеобеспечения, вертолетная площадка, главный пост управления и связи.

Абоненты ЛПС-1, ЛПС-2 и ПНХ снабжены автоматической телефонной связью с выходом через спутник в телефонную сеть общего пользования. Имеется также радиотелефонная и радиорелейная связь. Имеется отдельная спутниковая связь с руководством компании. Имеется глобальная морская система связи при бедствии (ГМССБ) и передвижные и стационарные радиостанции.

Нефтепровод:

Нефть по подводному трубопроводу диаметром 325 мм и протяженностью 58 км, проложенному по дну моря без заглубления, будет транспортироваться через ТП на ПНХ. Толщина стенки 16 мм.

Точечный причал (ТП) соединен с помощью специальной швартовой системы с ПНХ, вмещающим 31 тыс.т сырья. С ТП через узел коммерческого учета в танкеры-челноки.

Расположение основных платформ в Каспийском море приведено в Табл.3.

Таблица 3.

Расположение основных морских платформ в Каспийском море на начало 2007 г.

Название	Управ-щий/ Оператор/ Владелец	Тип	Место распол-ния	Статус	Глубина воды (фут)	Глубина бурения (фут)
Astra Dada Gorgud Istiglal Maersk Explorer Iran Alborz Iran Khazar Parker Rig 257 Absheron Azerbaijan Rig 01 Azerbaijan Rig 02 Azerbaijan Rig 03 Azerbaijan Rig 04 Azerbaijan Rig 05	Евразия/ Dragon Oil/ - GlobalSantaFe/ BP/ SOCAR GlobalSantaFe/ BP/ SOCAR Maersk Contractors/ -/ Maersk Contractors NIOC/ -/ NIOC NIOC/ Dragon Oil/ NIOC Parker Drilling/Agip/ Parker Drilling SOCAR/ -/ SOCAR SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ -	Самоподъём. Платформа Полуп-ная буровая платформа Полуп-ная буровая платформа Полуп-ная буровая платформа Полуп-ная буровая платформа Самоподъёмная платформа Буровая баржа для внутренних водоёмов Полуп-ная буровая платформа Морское oснование Морское oснование Морское oснование Морское oснование Морское основание	Туркменистан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Иран Туркменистан Казахстан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан	Бурение Бурение Бурение Установка Строительство Бурение Бурение Заморожена Бурение Бурение Бурение Бурение Бурение	118 650 2300 3000 3280 300 18 650 - - - - -	16000 20000 19685 30000 - 20000 30000 19685 20000 20000 20000 20000 20000

Продолжение таблицы 3.

Название	Управ-щий/ Оператор/ Владелец	Тип	Место распол-ния	Статус	Глубина воды (фут)	Глубина бурения (фут)
Azerbaijan Rig 06 Azerbaijan Rig 07 Azerbaijan Rig 08 Khazar 1 Khazar 2 Khazar 3 Khazar 4 Khazar 5 Khazar 6 Shelf 1 Shelf 3 Trident XX	SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ SOCAR SOCAR/ -/ SOCAR SOCAR/ -/ SOCAR SOCAR/ -/ SOCAR SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ - SOCAR/ -/ SOCAR SOCAR/ -/ SOCAR Transocean Inc/ Petronas Carigali/ Transocean Inc	Морское основание Морское основание Морское основание Самоподъёмная платформа Самоподъёмная платформа Самоподъёмная платформа Самоподъёмная платформа Самоподъёмная платформа Самоподъёмная платформа Полуп-ная буровая платформа Полуп-ная буровая платформа Самоподъёмная платформа	Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Азербайджан Туркменистан	Бурение Бурение Бурение Заморожена Заморожена Заморожена Заморожена Бурение Бурение Заморожена Заморожена Бурение	- - - 250 250 250 250 250 250 656 656 350	20000 20000 20000 20000 21000 20000 20000 21325 21325 19685 19685 26000