Mero Field: Ультра-глубоководные проблемы

Pioneiro de Libra FPSO (Фото: Odebrecht)

Ряд передовых технологий, в том числе специализированное буровое оборудование, заказные подводные системы и специально построенные плавучие установки для хранения и выгрузки (FPSO), помогают бразильскому национальному оператору Petrobras и его партнерам решать сложные задачи, связанные с разработкой ультра-глубоководных pre -Салтные пьесы.

2 октября консорциум, разрабатывающий месторождение Меро, завершил первый расширенный тест скважин (EWT) на большой досольной игре с FPSO Pioneiro de Libra, совместно принадлежащей Teekay Offshore и Бразилии Ocyan. Ультра-глубоководное поле Меро, ранее известное как «Весы Северо-Запад», расположено в северо-западном секторе блока гигантских весов, что примерно в 180 км к югу от Рио-де-Жанейро, в бассейне Сантоса. Первая нефть была произведена в ноябре прошлого года. На месторождении Меро содержится около 3,3 млрд. Баррелей в высококачественном API-карбонатном резервуаре емкостью 29 °. Испытание на одну скважину достигло рекордной скорости потока почти 58 000 баррелей в день на пике, что является впечатляющим результатом в ультра-глубоких водах. Теперь Petrobras находится в процессе подключения другой скважины для закачки газа к FPSO, которая будет ближе к нефтедобывающей скважине, чтобы начать новый расширенный тест скважины в том же месте, чтобы проанализировать скорость, с которой произойдет прорыв газа.

Технологии, применяемые во время EWT, были основополагающими для получения высококачественных данных и снижения неопределенности в отношении резервуара, что, как ожидается, позволит в ближайшие годы ускорить развертывание четырех конечных производственных систем в Меро. Каждая система будет способна производить до 180 000 баррелей нефти в день. Кроме того, эти технологии будут способствовать более безопасному и эффективному развитию предстоящих проектов в Бразилии.

Недавно Aker Solutions подписала контракт с Petrobras на предоставление интегрированной системы подводного производства и соответствующих услуг для проекта Mero 1 в рамках разработки месторождения Меро. Система подводного производства будет состоять из 12 вертикальных подводных деревьев, специально предназначенных для досолевой части Бразилии, четырех подводных распределительных устройств (SDU), трех верхних контрольных станций верхнего уровня для MPS-1 Guanabara FPSO и множества запасных частей. SDU - это распределительный центр для пуповины для нескольких деревьев и предназначен для обработки конкретных характеристик углеводородов, присутствующих в резервуаре. Заказ также включает в себя услуги по установке и вводу в эксплуатацию. Расширяющееся производственное предприятие Aker Solutions в Сан-Жозе-дус-Пинхаис, в штате Парана, и его база подводных услуг в Рио-дас-Острас в Рио-де-Жанейро уже начали работу. Поставки запланированы на 2020 год, с установками, запланированными в период с 2020 по 2023 год.

Пример системы подводного производства Aker Solutions (Image: Aker Solutions)

Система подводного производства будет подключена к первой полномасштабной FPSO для Mero, известной как FPSO в Гуанабаре. Планируется, что FPSO вступит в строй в 2021 году и будет иметь возможность перерабатывать до 180 000 баррелей нефти в день и 12 миллионов кубометров газа в сутки. Десять оценочных скважин были пробурены в районе месторождения Меро, чтобы определить коммерческую жизнеспособность месторождения, а еще два планируется пробурить в 2018 году. В скважинах обнаружены нефтяные колонны толщиной 410 метров. Высокие скорости потока и давление, значительное присутствие газа, связанного с нефтью, в дополнение к высокому содержанию CO2 в этом районе потребовали разработки решений последнего поколения для облегчения производства. Таким образом, Petrobras и ее партнеры разработали новые технологии, предназначенные для работы в этих условиях, с глубинами воды от 1700 до 2400 метров и общей глубиной, достигающей 6000 метров.

Один из новаторских решений включал установку первого FPSO, предназначенного исключительно для EWT. Это нововведение, способное повторно вводить добытый газ, приносит лучшие результаты консорциуму и окружающей среде, поскольку оно позволяет ликвидировать непрерывное сжигание газа, тем самым сводя к минимуму выбросы CO2 в атмосферу и позволяя производить скважины на их максимальный потенциал. Для производства во время EWT без ограничений было сделано более эффективное и тщательное получение динамических данных из резервуара. При развертывании EWT был проведен первый предварительный запуск гибких линий с поплавками в ультра-глубоких водах. Этот метод предполагал начало производства скважины на 43 дня по сравнению со сценарием без предварительного выпуска линий.

Petrobras является оператором консорциума, который развивает область Весов с долей в 40 процентов. Другие партнеры включают Shell (20 процентов), Total (20 процентов), CNPC (10 процентов) и CNOOC (10 процентов). Договор о разделе продукции управляется Pre-Sal Petróleo SA (PPSA).

(Изображение: Petrobras)