Одопту - нефтегазовое месторождение в России. Расположено на континентальном шельфе острова Сахалин. Открыто 7 августа 1998 года скважиной № 202. В Одопту была добыта первая нефть с сахалинского шельфа.

Одопту состоит из 3 куполов: Северный, Центральный и Южный. Залежи находятся на глубине 1,3-1,5 км. Начальные извлекаемые запасы нефти оцениваются в 20 млн тонн. При разработке месторождения Одопту используются наклоннонаправленные скважины для добычи нефти.

В настоящее время на северном куполе месторождения пробурена уже 31 скважина с длинами стволов от 4348 до 7005 метров. Добыча нефти в 2008 году составила 1 млн тонн.

С началом бурения на месторождении Одопту в мае 2009 года проект Сахалин-1 вступил в новый этап своего развития. Это месторождение расположено 75 км севернее месторождения Чайво.

Транспортировка наземной буровой установки "Ястреб" весом примерно 5000 тонн с месторождения Чайво на Одопту в 2008 г. стала задачей высокой сложности. Части демонторованного оборудования были поделены на 380 партий и успешно прошли путь по маршруту длиной 180 километров.

Нефть и газ с Одопту будут поступать по трубопроводу на Береговой комплекс подготовки Чайво, а затем, после обработки – на терминал Де-Кастри для отправки на экспорт.

Месторождение Одопту расположено примерно на таком же расстоянии от побережья, что и Чайво. Но, в отличие от Чайво, Одопту более мелководное, поэтому бурить здесь труднее. Именно поэтому на «Ястреб» поставили новый более крупный верхний привод и буровая стала на три метра выше.

В сентябре 2010 года на месторождении началось промышленное производство нефти и газа. Начало добычи на месторождении Одопту знаменует собой переход проекта «Сахалин-1» на новый этап развития и приносит новые рабочие рабочих места для российских граждан, а также увеличит долю государства в объеме нефти и газа по проекту «Сахалин-1».

Введение

Нефтяное месторождение Одопту-море (Северный купол) введено в разработку в 1998 г.

В разрезе месторождения выделено 4 продуктивных пласта (XIX 1 , XX 2 , XX 3 и XXI 1); по первым трем из которых запасы нефти подсчитаны по категории С 2 .

Технико-экономическими расчетами освоения Северного купола месторождения определено разбуривание залежи XXI 1 пласта шестью эксплуатационными скважинами, исходя из существовавших на тот момент возможностей наклонно-направленного бурения.

Основные положения периода опытно-промышленной эксплуатации:

бурение рекомендуется осуществлять наклонно-направленным способом с двухзабойным заканчиванием; расположение забоев друг от друга под углом 120º; максимальный отход скважин от вертикали 6390 м при вертикали 1587 м (скв. № 208);

разбуривание скважин – кустовое; количество кустов – два;

накопленная добыча за рентабельный период разработки 4.2 млн. т;

проектный период разработки - 27 лет.

Предусмотреть одновременно-раздельную эксплуатацию XIX 1 +XX 2 +XX 3 пластов в скв. 208.

Для всех скважин характерно снижение коэффициента продуктивности во времени, что связано с падением пластового давления, развитием режима растворенного газа, возможным прорывом газа из газовой шапки и ухудшением состояния призабойной зоны пласта. Так, по скв. 204, расположенной вблизи газовой шапки, за 5 месяцев эксплуатации коэффициент продуктивности уменьшился с 5.4 до 1.62 10·м 3 /(сут·МПа); по скв. 202 за 3.5 года эксплуатации он изменился с 9.4 до 4.9 10·м 3 /(сут·МПа)

На площади в 2001 г. дважды проводилось гидропрослушивание, в ходе которых установлено наличие возможной гидродинамической связи между некоторыми исследуемыми скважинами.

Залежи месторождения подчинены единому природному режиму создания пластовой энергии – элизионному, то есть, замкнуто-упругому.

1Геолого-промысловая характеристика месторождения Одопту

1.1 Общие сведения

Одоптинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 6-10 км восточнее берега Сахалина (рисунок 1). Глубина моря в пределах западного крыла Северного купола месторождения составляет около 18 м.

В административном отношении месторождение находится в Охинском районе Сахалинской области. Площадь расположена в 40 км юго-восточнее районного центра г. Оха, который связан с областным центром (г. Южно-Сахалинском) авиатранспортом и железной дорогой. Ближайшее разрабатываемое месторождение на суше острова - Одопту расположено в 7 км на северо-запад.

Недропользователем является ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» на основании лицензии на право пользования недрами на Северном куполе месторождения (ШОМ, №10429 от 2 ноября 1993 г.), выданной Комитетом Российской федерации по геологии и использованию недр до 2013 г. Лицензия имеет право горного отвода, ограниченного по глубине кровлей фундамента. Основное условие лицензионных соглашений: проведение геолого-разведочных работ на XXVII пласт и пробной эксплуатации; составление проектного документа.

Климат района месторождения муссонного типа с коротким и прохладным летом, продолжительной и холодной зимой. Зимний период продолжается от 220 до 240 дней (ноябрь-апрель). Среднегодовая температура отрицательная минус 5 °С. Максимальные температуры в июле-августе от минус 40 до плюс 35 °С. Лето, как правило, дождливое. Периодическое проявление тропических циклонов (тайфунов) в летнее время сопровождается сильными проливными дождями, а зимой – метелями. Максимальное выпадение осадков во время прохождения тайфунов – до 100 мм в сутки, высота волн на море достигает 13 м.

Лед в акватории Охотского моря у берегов Сахалина устанавливается в декабре. Ледовый припай периодически взламывается. Холодное Сахалинское течение перемещает битый лед и ледяные поля вдоль прибрежной части острова с севера на юг со скоростью до 1,6 м /сек. При этом происходит торошение льда, что приводит к образованию стамух высотой до 7 м над уровнем моря, а подводной части – до 20 м. «Стамухи» в рыхлых осадках пропахивают борозды глубиной до 0,5-0,6 м. Акватория моря освобождается ото льда в июне. Бурение морских скважин с СПБУ можно выполнять с конца июня по октябрь, однако из-за небольшой глубины моря в пределах западного крыла структуры невозможно использовать морские буровые установки.

Северо-восточный шельф Сахалина по сейсмическому районированию относится к зоне умеренной сейсмической активности с максимально возможной амплитудой землетрясений до 8 баллов.

Рельеф дна моря сложен алеврито-песчаными породами верхненутовского подгоризонта, частично на отдельных участках перекрытыми рыхлыми, преимущественно песчаными осадками четвертичного возраста (мощностью до 15 м).

Месторождение Одопту-море (Северный купол) (Рисунок 2, 3) открыто в 1977 г. в результате проводимых ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» поисково-разведочных работ на нефть и газ на Сахалинском шельфе и включает в себя Северный и Южный кусты скважин. Освоение месторождения было начато на Северном кусте в 1998 г. ,

Район исследования

Рисунок 1 – Обзорная карта района

Рисунок 2 – Карта толщин XXI-1 пласта с местоположением скважин

Рисунок 3 – Карта толщин XXI-2 пласта с местоположением скважин

1.2 Стратиграфия

Стратиграфический разрез района месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:

меловой «фундамент»

мачигарский горизонт (олигоцен)

даехуриинский горизонт (олигоцен)

уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен)

нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен)

Четвертичные отложения

Глубокими поисково-разведочными скважинами на месторождении вскрыт разрез миоцен-плиоценовых отложений неогенового возраста.

Наиболее древней вскрытой частью стратиграфического разреза (скв.1) является верхнеокобыкайский подгоризонт (N 1 ok). Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений составляет 350 м; по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, к востоку от месторождения (в пределах Восточно-Одоптинской зоны) составляет около 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных аргиллитов.

Нутовский горизонт (N 1 nt) – верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000 м. В регинальном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море).

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт (N 1 nt 1 - верхний миоцен) литологически представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Максимальным содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток (к Восточно-Одоптинской зоне) до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI 2 пластам) приурочены все установленные залежи углеводородов на месторождении. В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов 3Д на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX 1 2 , XX 2 , XXI 1 , XXI 2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в пласте XX 3 залежь нефти предполагается по материалам ГИС. Все продуктивные пласты объединяются в общую пачку – XX и XXI пласты; для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт».

Верхненутовский подгоризонт - N 2 nt (плиоцен)

Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами “М”,”Н”, “О”, I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом плане Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 2-3˚, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5˚ до 17˚, на восточном – 3-7˚. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Северный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом, входящим в лицензионный участок проекта Сахалин-1. Размеры Северного купола составляют 11  4 км. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5˚, западном - до10˚ .

В пределах Северного купола выделены три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера – сброс №1. Нарушение протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола и прослеживается по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения вне возможностей разрешающей способности сейсморазведки. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скв. 204 установлено возможное присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40 м от скважины. Сброс экранирует залежь нефти XX 1 2 пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах примыкающего блока (скв. 1, 209).

Сброс № 2 установлен по сейсмоматериалам, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так же существованием газовой шапки залежи XXI 2 пласта в 3 блоке.

Ослабленные нарушениями зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически несвязанные залежи.

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Физико-химические свойства нефти месторождения определены по результатам анализа глубинных и поверхностных проб, отобранных при опробовании скважин.

В пределах месторождения Одопту-море (Северный купол) опробованы XXI 1 пласт (во всех скважинах получены притоки нефти) и XIX 1 пласт (получены притоки нефти (скв.1) и воды с нефтяной эмульсией (скв.3)). По площади залежей изменения свойств нефти незначительные.

В целом, сепарированные нефти месторождения Одопту-море относятся к легким (плотность до 0,870 г/см 3), малосернистым (до 0,5 %), малосмолистым (смол до 6,3 %), малопарафинистым (до 2,4 %); нефти с высоким выходом бензиновых фракций (до 31 %).

Пробы пластовых нефтей отбирались в процессе опробования скважин пробоотборниками, входящими в состав пластоиспытателей. Качество проб контролировалось по совпадению давления открытия клапана пробоотборника с давлением на глубине отбора пробы. В случае некачественного отбора пробы нефти рекомбинировались путем насыщения сепарированной нефти газом, отобранным на устье скважин. Ниже приводится краткая физико-химическая характеристика нефти продуктивных пластов.

XXI 1 пласт.Физико-химические свойства сепарированной нефти охарактеризованы по 14 пробам, отобранным из 4 скважин Южного, Центрального и Северного куполов месторождения. В Южном и Центральном куполе (скв.5 и 11) по сравнению с Северным (скв.1 и 3) происходит утяжеление нефти от 0,838 (скв.3) до 0,862 г/см 3 (скв.11). Соответственно возрастает содержание смол от 3,49 до 5,38 %. Вязкость нефти увеличивается от 2,5 до 5,01 мПа·с; содержание светлых фракций уменьшается от 74 до 59,5 %. В среднем по пласту плотность нефти в Северном куполе равна 0,838 г/см 3 , вязкость - 2,52 мПа·с. Нефть содержит 0,62 % асфальтенов и 6,30 % селикагелевых смол.

В процессе опробования горизонта в скв.3 (интервал 1671-1676 м) были отобраны пробы нефти и газа из сепаратора при давлении сепарации 11,95 кгс/см 2 и переданы для анализа в лабораторию г. Далласа (США). При рекомбинировании пробы до величины эксплуатационного газового фактора, равного 379 м 3 /м 3 получили пробу с давлением насыщения 351 кгс/см 2 . Такая проба могла быть получена только при нарушении фазового равновесия на забое скважины при незначительном снижении пластового давления, т.е. при полной насыщенности нефти газом в начальных пластовых условиях. Это предположение подтвердилось при отборе проб в других скважинах.

Вследствие близости свойств сепарированных нефтей пластовые нефти также близки по физико-химическим показателям. Газосодержание в нефтяной залежи Северного купола равно 102 м 3 /т, в Центральном и Южном куполах - 100 м 3 /т. Объемный коэффициент нефти соответственно равен 1,224 и 1,215. Вязкость и плотность нефти также соответственно равны 0,74 мПа*с; 0,751 г/см 3 и 0,81 мПа*с; 0,768 г/см 3 .

В связи с незначительными притоками нефти из XIX 1 пласта (скв.1 и 3) и не опробованием перспективных в нефтегазоносном отношении ХХ 2 и ХХ 3 пластов, физико-химические параметры нефти и растворенного газа по этим объектам не приводятся.

Отбор проб попутного газа при исследовании скважин проводился после сепаратора и анализировался в лаборатории института “СахалинНИПИмор-нефть” и газовых лабораториях г. Далласа (США) методами газожидкостной и газоадсорбционной хроматографии.

Растворенный в нефти газ месторождения Одопту-море относится к “сухому” типу с содержанием метана 90,45-94,80 %; ту - 4,15-8,99 %; относительная плотность по воздуху 0,5848-0,6176. Сероводород не обнаружен, гелия <0,001 %; аргона - 0,001-0,030 %.

По товарной характеристике растворенный в нефти газ содержит незначительное количество балластных газов (N 2 +CO 2 в пределах 0,53- 1,75 %), обладает высокой теплотворной способностью (8220-8710 ккал/нм 3 (низшая) - 9120-9640 ккал/нм 3 (высшая), свидетельствующей о выгодности эксплуатации месторождения.

В гидрохимическом отношении месторождение Одопту-море, как и близко расположенные на побережье месторождения Одопту и Восточное Эхаби, приурочено к поясу развития наиболее сложной зональности с распространением вод с максимальной для Северо-Сахалинского бассейна минерализацией (20-35 г/л). Вместе с тем, отличительной особенностью солености подземных вод на месторождении является ее инверсионность по всему изученному разрезу.

Верхняя, преимущественно песчаная, толща I-го водоносного комплекса характеризуется зоной развития вод морского происхождения с концентрацией солей до 35 г/л.

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX 1 , ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса. В пределах зоны, приуроченной к промежуточному II-му комплексу, отсутствует четкая зависимость минерализации воды от стратиграфической и гипсометрической глубины ее залегания. Но, для XIX 1 продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л, табл. П.3.6. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,931,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа (по классификации В.А.Сулина). Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами - 64-422 мг/л при показателе rSO 4 100 / rCl = 0,32,08. Повышение сульфатного коэффициента до 4,2 в скв. 9 обусловлено, по всей видимости, примесью технической воды.

В пределах III гидрогеологического комплекса, где водонапорная система подчинена условиям затрудненного водообмена, прослеживается снижение минерализации с распространением здесь слабосоленых вод зоны В 20 . В районе XXI 1 , XXI 2 пластов минерализация пластовых вод снижается от 19,1-19,9 г/л до 13,3-16,1 г/л в районе XXIV 2 пласта.

По фактическим данным о составе вод III комплекса месторождения Одопту-море, со стратиграфической глубиной снижается содержание хлоридов (от 10,511,5 г/л в водах XXI 1 пласта до 7,08,5 г/л в водах XXIV 2 пласта) и сульфатов и возрастает содержание гидрокарбонатов (от 0,51,0 г/л до 1,52,5 г/л). Более подробная информация по Месторождению Одопту-море (Северный купол) приведена в таблице 3

Таблица 3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированных нефтей Месторождения Одопту- море (Северный купол)

Таблица 3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированных нефтей Месторождения Одопту- море (Северный купол) (Продолжение)

Разведка Северного купола Одопту практически завершена бурением поисковой наклонно-направленной скважины 202. В дальнейшем все разведочные задачи решались эксплуатационными горизонтальными скважинами. Очевидно, что комплекс геолого-геофизических исследований ограничен техническими и экономическими возможностями заказчика. В то же время программа исследований за период ОПЭ в большей степени выполнена. Практически все пробуренные скважины оказались в контуре нефтеносности

В процессе бурения горизонтальных скважин проведен определенный комплекс ГИС, ограниченный, в основном, продуктивной частью разреза и набором методов исследований, что затруднило количественную оценку показателей фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Для изучения свойств пластовых жидкостей был произведен отбор глубинных проб и проб на рекомбинацию из XX, XXI 1 ,XXI 2 пластов, что позволило изучить необходимые показатели свойств пластовых флюидов.

Таким образом, получен необходимый и достаточный объем информации для построения геологической модели месторождения и подсчета запасов нефти и газа. ,

2 Анализ схемы обустройства месторождения

Применяемый способ эксплуатации – ЭЦН. Используются насосы марки DN1600, DN1300, DN300 и DN 1750 фирмы «Shlumberger», пригодные для эксплуатации скважин с горизонтальным заканчиванием. Потерь эксплуатационного времени из-за отказов работы насосов не было.

Простои по скважинам связываются только с отключением электроэнергии и незначительны.

Продукция скважин местрождения Одопту-море (Северный купол) поступает на узел сепарации нефти (УСН), расположенный в районе северного куста скважин, где происходит сепарация нефти от газа. Часть газа после сепарации подается на производственно-хозяйственные нужды, а основная часть по газопроводу Ду 300 мм поступает ГСУ «Тунгор». Предварительно отсепарированная нефть поступает по существующим трубопроводам на ЦСПН «Тунгор».

Северный куст скважин расположен в 200 метрах от УСН, Южный куст скважин расположен в 4,6 километрах к югу от УСН.

2.1 Анализ буровой установки «Ястреб»

Ястреб - это сейсмостойкая буровая установка, способная работать при температурах -40°С (-40 F). На этой установке применяется технология бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали (БОВ), благодаря которой существенно сокращаются капитальные и эксплуатационные затраты на крупные морские сооружения, а также значительно снижается отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы.

Компания Паркер Дриллинг разработала, построила по заказу и смонтировала Ястреб (Рисунок 4) за 18 месяцев. Контрольная сборка и сдача в эксплуатацию произошли в июне 2002 года в Новой Испании, Луизания. Установка была затем демонтирована, упакована в перевозимые блоки и отправлена тремя грузовыми кораблями в порт Корскакова на о. Сахалин и прибыла в начале Августа.

Ястреб пробурила рекордные скважины по длине, в том числе 7, входящих в 15 самых длинных в мире. Самая глубокая скважина, пробуренная Ястребом, имеет общую длину 11134 м (36 529 футов) с горизонтальной секцией в 10 088 метра (33 098 футов). Полная вертикальная глубина составляет более 2600 м (8530 футов).

Ключевые компоненты проекта Ястреб включают в себя полностью закрытую буровую вышку, автоматический склад труб с гильотинной дверью и двойной стенкой с двух дюймовым утеплением. Закрытая вышка и склад труб позволяют команде выполнять буровые операции при температуре 21°С (70 по Фаренгейту) в течении всего года.

Основными особенностями буровой вышки являются нагрузка на крюке, равная 1,5 миллион фунтов (680 389 кг), лебедка мощностью 3000 лошадиных сил (2206,5 кВт) и система верхнего привода. Для обслуживания экстремально глубоких скважин Ястреб также оснащен 4-мя буровыми насосами мощностью 7500 л.с., емкостями для бурового раствора на 9000 баррелей и 6-ю генераторами. Склад труб размером 40-41 м (130-134 фута) имеет семиметровую рабочую высоту. Свечи буровых труб и колонна обсадных труб диаметром 20 дюймов и длиной 30 м (98 футов) свинчиваются и перемещаются горизонтально в складе труб вместо буровой площадки как того требуют требования безопасности при землятресениях. Система верхнего привода, дизельные двигатели и другое оборудование может передавать данные в реальном времени за пределы буровой площадки для оценки необходимости техничекого обслуживания и получения рекомендаций по корректировкам и ремонтам.

Рисунок 4 - Буровая установка «Ястреб»

2.2 Обоснование выбора конструкции скважин на месторождении Одопту-море (Северный купол).

Конструкция наклонно-направленных скважин была выбрана исходя из условий предотвращения осложнений в процессе бурения (Рисунок 5)

Рисунок 5

Верхняя неустойчивая часть ствола скважин (пески), где возможно поступление в скважину морской воды, до глубины 100-150 метров перекрывается кондуктором. Ствол скважины под кондуктор буриться долотом диаметром 660,4 мм на глубину 90 – 130 метром, кондуктор диаметром 508 мм спускается и цементируется на туже глубину. Чтобы исключить грифонообразование, в ствол диаметром 444,5 мм предусмотрен спуск промежуточной колонны, которая цементируется до усть. Глубина спуска (1300 м) определяется из условий исключения возможности разрыва слабо сцементированных песков под башмаком кондуктора после полного замещения бурового раствора в скважине герметизации устья.

В скважинах с большими углами наклона бурение длинного открытого ствола сопровождается значительным желобообразованием с последующими возможными прихватами бурильных колонн при их спуске. Во избежание этого, выход из-под башмака предыдущей колонны ограничивается до 4400 м, что достигается спуском второй промежуточной колонны диаметром 244,5 мм в ствол, пробуренных долотом диаметром 311,2 мм на глубину 4000 – 6400 м. Спуск второй промежуточной колонны повышает гарантии успешного спуска эксплуатационной колонны (хвостовика) до проектной глубины в горизонтальном стволе.

2.3 Обоснование выбора промывочной жидкости

Выбор типа бурового раствора при бурении наклонно-направленных скважин на Сахалине определяли не особенности геологических условий бурения, а конфигурация ствола скважин. Большие величины углов наклона (до 85 – 90 градусов) и горизонтальных отходов (до 6 км), требуют от буровых растворов, прежде всего, высокой смазывающей способности, обеспечивающей коэффициент трения меньше 0,3.

В наибольшей степени этим требованиям соответсвует буровой инвертный эмульсионный раствор на углеводородной основе, рецептура которого, а также рекомендации по перечню и объёмам химических реагентов и материалов, разработаны специалистами Сахалинморнефтегаза совместно с учёными УГНТУ.

Месторождение «Одопту»

Расположение месторождения:

Данные о запасах:

История разработки месторождения:

Компании, в новостях которых есть упоминание Месторождения Одопту:

Накануне открытия 14-й международной конференции "Нефть и газ Сахалина" компания "Эксон Нефтегаз Лимитед" организовала пресс-тур на месторождение Одопту. "До конца этого года планируется запуск Одопту в эксплуатацию. В ходе поездки мы хотим показать и рассказать журналистам на месте о том, что было сделано, и о степени готовности месторождения к началу производства", говорилось в приглашении пресс-службы компании.

Утром 27 сентября группа из 20 российских и зарубежных журналистов чартерным рейсом авиакомпании "САТ" вылетела из Южно-Сахалинска в Оху. 12-часовая поездка, большую часть которой заняли перелет и путешествие на пассажирском "КАМАЗе" из Охинского аэропорта на Пильтунскую косу, предусматривала лишь краткое знакомство с месторождением, тем не менее позволила получить представление о масштабе работ, выполненных там в течение примерно полутора лет.

Под крылом Dash-8-200 главная автомагистраль Сахалина.

Медвежье озеро. Подлетаем к аэропорту Охи.

Чартерный рейс "Сахалинских авиатрасс" обычный способ доставки сотрудников "Эксон Нефтегаз Лимитед" на это месторождение в Охинском районе. Так же как и оранжевый "КАМАЗ", который ждет нас перед зданием аэропорта.

Путь на Одопту лежит вначале через поселок Озерный и село Тунгор - по короткому асфальтированному участку автодороги Южно-Сахалинск - Оха, затем - по грунтовке среди среди кедрового стланика и другой невысокой тундровой растительности.

Буровая вышка "Роснефти".

Присутствие российской нефтяной компании заметно на всем пути по песчаной косе, отделяющей залив Пильтун от Охотского моря. Одопту-море - первое месторождение, которое начало разрабытываться на сахалинском шельфе. С помощью своей сверхглубокой наклонно-направленной скважины компания добыла на северном куполе месторождения более 5 миллионов тонн нефти.

Центральный купол Одопту с 1995 года включен во вторую стадию международного проекта "Сахалин-1", осуществляемый на условиях раздела продукции. На сегодняшний день участники проекта - ExxonMobil, "Роснефть", японская SODECO и индийская ONGC.

Въезд на территорию "Эксон Нефтегаз Лимитед". Контрольно-пропускной пункт.

Одопту.

Административный корпус.

Здание рассчитано на персонал, который будет обслуживать месторождение после ввода его в эксплуатацию. В нем есть все, чтобы сделать комфортной работу в суровых условиях сахалинского севера - от конференц-зала, до комнат отдыха, спортзала и сауны.

Столовая.

Летом, на фоне массовых заболеваний сахалинцев кишечной инфекцией, заразились и несколько десятков рабочих на Одопту и Чайво. Роспотребнадзор и прокуратура нашли нарушения в столовых рабочих поселков. Очевидно, не в этой столовой...

После обеда нас ждет инструктаж по технике безопасности. Он мало чем отличается от такой же обязательной процедуры на, скажем, БКП "Чайво" и корсаковском заводе СПГ. Разве что ведущий его Андрей Васько предупреждает, что на Одопту продолжается наладка оборудования, возможны утечки газа, поэтому к обычному запрету использовать сотовые телефоны прибавляется предостережение операторам - камеры можно включать только после проверки воздуха газоанализатором.

Надев оранжевые комбинезоны с надписью Visitor на спине, мы прежде всего направляемся на "центральный пункт управления".

На сегодняшний день месторождение Одопту работает в тестовом режиме, рассказывает Павел Горкин. Пробурены и готовы к работе шесть скважин, построен 80-километровый трубопровод до берегового комплекса Чайво, откуда нефть будет поступать по трубопроводу в порт Де-Кастри. Вторая фаза проекта "Сахалин-1" близка к завершению.

На площадке между тем кипит работа и довольно многолюдно. Ее все еще окружают постройки из железных контейнеров. В самую активную фазу проекта здесь работало не меньше четырех тысяч человек - из различных фирм-контракторов. С вводом месторождения в эксплуатацию количество персонала значительно сократится, и 70 процентов его будут составлять российские сотрудники.

Отправляемся на экскурисию по площадке. Первая остановка - у производственного модуля, на котором добытая нефть будет проходить стадии очистки прежде чем поступит в нефтепровод. Но первое, что фотографируют журналисты, как только Андрей Васько разрешает включить камеры, - факел, в котором сжигается попутный газ и резервуар с водой. Факел несколько меньше, чем в Пригородном...

Установка "Ястреб" для бурения скважин с большим отходом от вертикали построена около восьми лет назад в Луизиане специально для ExxonMobil. В разобранном виде ее через в порт Корсаков доставили на месторождение Чайво, где к концу 2008 года с ее помощью пробурили необходимое количество скважин, в том числе одну или две рекордных по длине. Затем снова разобрали и на грузовиках отвезли на 80 километров севернее - на Одопту. Запасы этого месторождения залегают не так глубоко, как на Чайво, однако и здесь одна из пробуренных скважин - пока вторая по длине на проекте. "Ястреб" до сих пор считается одной из крупнейших буровых установок в мире. Для работы на Одопту был модернизирован, на нем сейчас применяется запатентованный ExxonMobil метод ускоренного бурения.

Знаменитую установку нам показывают издали - бурильщики из Parker Drilling не любят гостей.

По словам К.Коттона, начальника буровой со стороны "Эксон Нефтегаз Лимитед", на бурение одной скважины уходит около 60 дней. Сейчас "Ястреб" заканчивает работу над седьмой скважиной из десяти, которые запланированы к первой половине 2011 года. Затем, не исключено, установка вновь продолжит работу на месторождении Чайво, где будет бурить газовые скважины.

В завершение пресс-тура делаем попытку познакомиться с серыми китами. Вглядываемся через сетку забора в Охотское море и иногда замечаем среди волн невысокие фонтаны. Белоплечих орланов, еще один из объектов защиты со стороны разработчиков сахалинского шельфа, мы, конечно же, не увидели. Зато вдоль песчаной дороги заметили следы лисиц, которых, по словам нефтяников, здесь множество.

Уже опаздывая на самолет, останавливаемся на минуту, чтобы сфотографировать факел и буровую вышку, издалека похожую на космическую ракету.