21 сентября 2016 года Восточно-Мессояхское месторождение официально запустили в промышленную эксплуатацию. Команду на начало работы промысла в режиме телемоста дал президент России Владимир Путин. На самом месторождении в церемонии участвовали руководители нефтегазовых компаний. С тех пор прошло десять лет. За это время здесь добыли больше 45 миллионов тонн нефти, а сам промысел из новой точки нефтедобычи превратился в полноценный производственный комплекс со своей инфраструктурой, традициями и даже спортивными командами.
Мы побывали на Гыданском полуострове, за полярным кругом, чтобы увидеть, как устроен северный нефтяной промысел. Вместе с экспертами «Мессояханефтегаза» (совместное предприятие «Газпром нефти» и НК «Роснефть») прошли по кустовым площадкам скважин, заглянули в химико-аналитическую лабораторию, увидели работу промышленных мощностей по подготовке углеводородного сырья, познакомились с первым промышленным роботом-нефтяником, узнали, как технологии помогают людям добывать трудную мессояхскую нефть безопасно и экологично.
Где находится Восточно-Мессояхское месторождение
Восточно-Мессояхское месторождение находится в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно в 250 км за Полярным кругом. Ближайший поселок Тазовский находится в 140 км. Название промысла происходит от реки Мессояха: в ненецком языке «яха» — река, а «Мессо» переводится как «прямая».
Климат здесь суровый. Температура колеблется от +32 летом до −60 °С зимой, снег лежит до 238 дней в году. Даже в конце августа здесь возможны первые снегопады. Добраться до промысла — задачка со звездочкой. Летом сделать это можно исключительно по воздуху: от Нового Уренгоя до промысла ежедневно курсируют транспортные вертолеты, которые доставляют вахтовиков к месту работы. Болотистая тундра, реки и глубокие озера делают эти места непроходимыми как для обычного, так и для специализированного наземного транспорта.
Зимой же сюда, помимо вертолетов, можно добраться по так называемым зимникам — временным дорогам из уплотненного снега и льда. Но у заполярной зимы свои правила: сильный снегопад или метель способны на несколько дней остановить и наземное, и воздушное сообщение. Поэтому иногда здесь остается только запастись терпением и ждать, пока погода позволит продолжить путь.
Место, где нефть залегает на глубине 840 метров
Нефть на Мессояхе залегает достаточно близко к поверхности — основной продуктивный пласт находится на глубине около 800 м. Для сравнения, на Самотлорском месторождении в Западной Сибири продуктивные пласты залегают на глубинах от 1,6 до 2,5 км, а на гигантском Гаваре в Саудовской Аравии основной нефтеносный пласт находится примерно в 1,5−3 км под землей.
Но близко еще не значит просто. Нефтеносные песчаные отложения на Мессояхе неоднородны, над нефтью располагается газовая шапка, а снизу пласт подпирает вода. Сама нефть при этом вязкая, а температура в пласте составляет всего 16 . Поэтому задача нефтяников здесь заключается не столько в том, чтобы добраться до большой глубины, сколько в том, чтобы провести скважину точно к тонким и неоднородным нефтеносным интервалам.
Поэтому «Мессояха» использует скважины в конструкции «фишбон» — от английского fish bone, «рыбья кость». Это когда сначала бурят длинный горизонтальный ствол, а затем от него в стороны ведут дополнительные ответвления — «кости». Такая конструкция напоминает рыбий скелет и позволяет одной скважине соприкасаться с пластом сразу на большой площади. Буровое оборудование весом 50−60 тонн проходит под землей, двигаясь в тонком нефтяном пласте. Каждая четвертая скважина на месторождении выполнена в такой конструкции, с боковыми стволами.
Нефть у нас залегает не так глубоко — всего 840−850 метров от поверхности. Однако геологическое строение очень сложное. Наш нефтяной пласт очень тонкий — всего пять метров. Представьте: с расстояния в один километр нужно попасть на участок высотой пять метров. И не просто попасть, а бурить по этому коридору до полутора километров оборудованием весом 50−70 тонн. Это ювелирная работа.
Мониторинг как инженерная задача
Добыча нефти и газа на Крайнем Севере — это, в первую очередь, большая ответственность. Чувствительная экосистема требует не только бережного отношения, но и постоянного поиска новых решений, внедрения технологий для проектирования, строительства и безопасной эксплуатации нефтегазовой инфраструктуры.
Все объекты на месторождении строят на свайных конструкциях с системами термостабилизации.
Как именно это работает, мы увидели на центральном пункте сбора нефти (ЦПС). Большие сооружения здесь возвели на насыпях 2,5−3 метра. Почему так высоко? Насыпь из гидронамывного песка, промытого от глинистых частиц, изолирует грунты от теплового влияния сооружений и позволяет сохранить стабильное состояние оснований.
Сваи здесь опускают в грунт буроопускным способом: строят лидерную скважину диаметром на 5−10 см больше трубы, затем опускают металлическую сваю. Глубина свай — от 10 до 15 м в зависимости от нагрузки. На малых объектах достаточно 10 м, под резервуарами-десятитысячниками, где нагрузка достигает до 20 тонн на сваю, заглубление больше.
Но сваями дело не ограничивается. Под резервуарами с нефтью (температура после подготовки — около 60 °С) установлены системы термостабилизации. Это сезонно действующие охлаждающие устройства — природоподобная технология, которая забирает тепло из грунта и выводит его в атмосферу.
Под одним резервуаром диаметром 20 м длина трубчатой системы термостабилизации с резервным контуром достигает 650 м. Конденсаторную часть поднимают над поверхностью, чтобы избежать снегозаносов.
На месторождении пробурены параметрические скважины глубиной 100 м с датчиками. С их помощью отслеживают температурный режим грунтов в реальном времени. Данные передаются в региональную систему автоматизированного мониторинга «ГИС Ямал».
Как за пять минут выполнить работу, на которую раньше уходили месяцы
Одна из ключевых технологий, которую на «Мессояхе» внедрили в 2026 году, — воздушное лазерное сканирование. Роботизированное устройство с лазерным сканером за пять минут обследует около одного км трубопровода и фиксирует данные по каждой опоре. На месторождении опоры расположены примерно через каждые восемь метров. Традиционный ручной контроль такого участка занял бы несколько дней.
Мы приручили технологию воздушного лазерного сканирования, и это открыло перед нами широкий горизонт возможностей в части быстрого и точного мониторинга объектов промысла. Это позволяет перейти от наблюдения дискретных контрольных точек к оценке состояния всего промышленного комплекса через создание цифровых геодезических двойников.
Протяженность внутрипромысловых трубопроводов на месторождении около 200 км. При шаге опор восемь метров это примерно 25 тыс. опор. Ручной обход каждой из них с геодезическим оборудованием в арктических условиях — задача почти невыполнимая. Особенно если учесть, что погода здесь меняется очень быстро.
Технология работает пошагово. Беспилотник с лидаром сканирует инфраструктуру. Полученное облако точек с пространственными координатами передается на обработку. С помощью специального программного обеспечения, разработанного специалистами «Мессояханефтегаза», данные автоматически сопоставляются с эталонной цифровой моделью проектного положения объекта. Алгоритмы выявляют отклонения и помогают оперативно оценить состояние конструкций.
Мы обследовали 180 км промысловых трубопроводов. Обработка данных, а это около четырёх терабайтов, заняла всего четыре часа. Раньше на такой объем уходили месяцы.
Результаты сканирования формируют цифровой геодезический двойник — высокоточную модель трубопровода и его опор. Она интегрируется в геоинформационную систему, где каждую опору маркируют цветом: зеленый — норма, желтый — деформация до 50 мм, красный — состояние, требующее вмешательства.
Мы не просто полетать хотим, хотя нам нравится летать. Суть в другом. Раньше цикл ручного наблюдения занимал полтора месяца, потом еще камеральная обработка. Теперь мы получаем данные за часы. Это экономит расходы и повышает оперативность принятия решений.
В следующем году компания планирует масштабировать технологию на опоры линий электропередачи. Протяженность этих объектов значительно больше, чем трубопроводов, и ручной контроль там еще сложнее.
Цифровое бурение: что это такое и как ускоряет строительство
В 2022 году на Восточно-Мессояхском месторождении стартовал первый в России проект цифрового бурения полного цикла. Теперь все этапы объединены в единый цифровой контур — от создания компьютерной модели скважины до ее строительства в условиях сложной геологии.
Основа этого цикла — программный комплекс, интегрированный в буровую установку. В режиме реального времени буровая передает все данные в центр управления в Тюмени, где специалисты могут оперативно реагировать на отклонения.
Сегодня автоматизацией охвачено 100% парка буровых установок. С помощью интеллектуальных систем построено уже около 130 скважин.
Так что дает цифровизация? Главный показатель здесь — скорость строительства скважины, которую измеряют в сутках на тысячу метров проходки. Цифровизация ускорила полный цикл на 12%, а на отдельных сложных участках механическая скорость выросла до 40%. Если переводить в более понятную плоскость, то полный цикл строительства скважины сократился с 44 суток в 2021 году до 30 в 2026-м.
Автоматизированный комплекс в режиме автопилота контролирует процесс с учетом особенностей пласта и заданных параметров. Если происходит отклонение, система может сама скорректировать режим: изменить подачу буровой колонны, скорость вращения, снизить нагрузку при превышении момента. Система реагирует в течение нескольких секунд, снимает с мастера рутину и не дает пропустить ошибку.
Кустовая площадка — ключевой объект нефтепромысла, вокруг которого сосредоточены основные работы. Раньше оператору приходилось объезжать каждую площадку, снимать показатели работы оборудования передавать данные технологу. На одну площадку уходило около часа, за день оператор мог объехать три-пять объектов.
В 2023 году на «Мессояхе» запустили проект «Цифровой куст». На всех 84 кустовых площадках установили системы видеоаналитики, телеметрии и компьютерного зрения. Теперь данные со скважин — давление в насосно-компрессорных трубах, затрубном пространстве, коллекторе — передаются в центр управления добычей в Тюмени в режиме реального времени.
Работа операторов по добыче кардинально изменилась: количество выездов на площадки сократилось в семь раз, объем ручных операций — отбор проб, смена штутцеров, контроль отклонений — уменьшился на треть. Раньше приходилось тратить время на каждый объект — подходить к фонтанной арматуре, снимать параметры, переписывать показатели со станции управления насосом, только потом сообщать технологу. Теперь технолог видит все параметры из офиса, а на площадке достаточно визуального осмотра.
Система видеоаналитики реализует 16 сценариев: распознает утечки, нахождение людей и транспорта на площадке, неправильное расположение техники. Если камера фиксирует нарушение, сигнал поступает оператору в течение минуты. «Мы не преследуем цель управлять добычей с кнопки, — подчеркивает Иванин. — Это иллюзия. В любом случае решение принимает человек. Но работа с данными выводит добычу на совершенно другой уровень».
Подготовка нефти: от эмульсии до товарного продукта
Нефть, которую поднимают из скважины, совсем не похожа на готовый продукт. На поверхность приходит сложная смесь — нефть вместе с пластовой водой, попутным нефтяным газом и различными примесями. Причем вода и нефть могут образовывать устойчивую эмульсию: мельчайшие капли одной жидкости распределены в другой и не спешат разделяться сами по себе. Задача специалистов по подготовке нефти — постепенно «разобрать» эту смесь на составляющие, чтобы на выходе получить нефть высокого товарного качества, готовую к транспортировке и сдаче в магистраль Заполярье-Пурпе.
В понимании простого человека, пробурили скважину и дальше идет чистая нефть. Это не так. Скважина выдает нефтесодержащую жидкость с различными соединениями: нефть, газ, вода. Вся эта жидкость приходит к нам, и мы производим разделение фракций.
Этот процесс на ЦПС не прекращается ни днем ни ночью. Сначала добытая жидкость поступает на первую ступень сепарации. Здесь из смеси выделяют попутный нефтяной газ. Его, что называется, «не выбрасывают»: газ используется в качестве топлива для выработки электроэнергии на газотурбинной электростанции.
После отделения газа остается главным образом смесь нефти и воды. Она поступает в трехфазные сепараторы, где компоненты начинают разделяться за счет различий в их физических свойствах: газ отделяется от жидкости, более плотная вода оседает вниз, а нефть образует верхний слой. Однако просто дать смеси отстояться недостаточно. Часть воды остается в нефти в виде мельчайших капель, образующих устойчивую водонефтяную эмульсию.
Чтобы разрушить ее, смесь нагревают в печах до температуры выше +50 °C. При нагреве вязкость нефти уменьшается, мелким каплям воды становится проще сталкиваться, объединяться в более крупные и отделяться от нефти. Но и это еще не готовая товарная нефть. На финальном этапе она поступает в электродегидраторы. Здесь на эмульсию воздействуют электрическим полем промышленной частоты 50 Гц. Под его действием мельчайшие капли воды поляризуются, притягиваются друг к другу и укрупняются. Став тяжелее, они отделяются от нефти и оседают. В результате получается нефть высокого товарного качества.
Плотность нашей нефти приближена к плотности воды. На других месторождениях, где плотность значительно ниже, работает гравитационное отстаивание. Здесь нужны более сложные технологии.
Для разрушения эмульсии используют реагенты-деэмульгаторы — поверхностно-активные вещества, которые подают в поток. Они замещают нефтяную пленку на поверхности капель воды, и вода объединяется в более крупные капли, которые выпадают в осадок. Реагенты отечественные, производятся в Казани.
Только после такой многоступенчатой подготовки нефть можно отправлять дальше в резервуарный парк, а оттуда — по 98-километровому напорному трубопроводу на приемо-сдаточный пункт, где её принимают в магистраль «Заполярье-Пурпе». Вода, отделенная от нефти, закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления.
Химико-аналитическая лаборатория: робот в деле
На центральном пункте сбора работает химико-аналитическая лаборатория. В сутки здесь проводят более 200 испытаний: определяют состав скважинной продукции, пластовой воды, компонентный состав газа, контролируют качество товарной нефти по ГОСТ.
Если задать вопрос, какого цвета нефть, уверена, большинство ответит: черная. Я хочу развеять этот миф. На «Мессояхе» из самых глубоких слоев мы добываем лёгкую жёлтую нефть. В средних слоях — с зеленоватым оттенком, в ней мало серы. И классическая нефть «Мессояхи» из верхних слоёв — темно-коричневая, густая.
Отличительная особенность мессояхской нефти — отсутствие серы и хлорорганических соединений. Это важно: сера и хлор вызывают коррозию оборудования. Мессояхская нефть «дружелюбна» к оборудованию и экологии, при этом снижаются затраты на подготовку.
В 2024 году в химико-аналитической лаборатории появился роботизированный комплекс — первый в Арктике. Он выполняет рутинные исследования: определяет концентрацию нефтепродуктов и шестикомпонентный состав пластовой воды.
Робот — проект программы роботизации «Газпром нефти» и специалистов «Мессояханефтегаза». Он собирает на себя всю рутинную работу лаборантов. Специалисты могут заняться более сложными задачами. Робот работает круглосуточно, в смену проводит 15 испытаний, а в сутки 30. Робот не устает, работает с одинаковым качеством и редко ошибается. В планах расширить его функционал до 11 видов испытаний.
Жизнь на вахте: медицина, спорт и помощь коренным народам
Сегодня на месторождении одновременно работают около 300 вахтовиков, которые приезжают сюда из разных уголков России. На промысле представлены 99 профессий и специальностей — от тех, кто непосредственно занимается добычей нефти, до людей, отвечающих за энергетику, транспорт, медицину и быт. Две трети сотрудников предприятия работают в добывающей отрасли больше десяти лет, а каждый пятый — молодой специалист до 35 лет.
Несколько недель вахты промысел становится для этих людей не только местом работы, но и временным домом. Ближайшего города рядом нет, поэтому практически все, что в обычной жизни находится в разных точках городской инфраструктуры, здесь собрано на территории одного комплекса. Вахтовый комплекс площадью 6,5 тыс. км² рассчитан на 655 человек: здесь есть столовая, спортивные залы, зоны отдыха, прачечные и даже собственная парикмахерская.
Отдельная история — медицина. В условиях, когда эвакуация в стационары на Большой земле зависит в том числе от погоды, на промысле необходимо уметь справляться с ситуациями серьезнее обычного недомогания. Поэтому местный медицинский центр — это опорный врачебный здравпункт третьего уровня. Здесь постоянно работают анестезиолог-реаниматолог, хирург-травматолог, доверенный врач и два фельдшера. Для углубленных медосмотров приезжает отдельная бригада медиков: кардиолог, специалист УЗИ, медсестры.
Мы — единственный врачебный здравпункт на этой огромной территории в сотни километров.. Оказываем помощь не только работникам «Мессояханефтегаза» и нашим партнёрам, но и коренным жителям тундры. В год бывает до 40−50 обращений от семей оленеводов.
По соседству с промыслом живут коренные жители этих мест — ненцы. Многие семьи сохраняют традиционный уклад, занимаются оленеводством и вместе со стадами в течение года перемещаются по тундре на сотни километров. Летом маршруты некоторых оленеводов уходят на север, к побережью Карского моря, а зимой обратно, вглубь материка. Такой образ жизни диктует сама тундра: оленям постоянно нужны новые пастбища, а сезонные кочевки позволяют находить подходящие корма и условия для стада.
Понятно, что привычной городской медицины на маршрутах кочевников нет: ближайшее медицинское учреждение может находится за сотни километров. Поэтому в случае необходимости коренные жители Гыданской тундры обращаются в медицинский центр Восточно-Мессояхского промысла. Для предприятия это еще одна, не самая очевидная функция: здравпункт, созданный прежде всего для вахтовиков, время от времени становится ближайшим местом, где медицинскую помощь могут получить жители тундры.
Такие случаи для промысла скорее исключение, но хорошо показывают, насколько автономная жизнь здесь, вдали от больших населенных пунктов. Как мы и писали выше, на несколько недель вахтовый комплекс должен заменить человеку привычную городскую инфраструктуру — от медицины и бытовых услуг до отдыха и спорта.
Спортивный комплекс работает на промысле с 2017 года. В расписании — футбол, волейбол, бадминтон, настольный теннис и баскетбол. Впрочем, спорт на вахте — это не только способ поддерживать форму после рабочей смены. Парадокс большого промысла в том, что сотни людей могут неделями работать рядом и почти не встречаться друг с другом. Они заняты в разных службах и на разных объектах, а с некоторыми коллегами общаются только по телефону. Футбольная площадка или волейбольная сетка становятся местом, где голос из трубки наконец обретает лицо.
За десять лет на Восточно-Мессояхском месторождении добыли больше 45 млн тонн нефти. За этой цифрой — комплекс инженерных и технологических решений, высокий уровень экспертизы команды, инновационные подходы к бурению, добыче, работе со сложными запасами Крайнего севера.
Ранее мы рассказывали, как устроен первый в России роботизированный комплекс для изучения недр.