На месторождениях Присахалинского шельфа используются современные инновационные методы и технологии. Так, на месторождении Чайво применялись кустовые площадки и добыча с помощью гравитационного основания (платформа «Орлан»), на Аркутун-Даги использовалась платформа «Беркут» — одна из самых тяжелых в мире и платформа «Моликпак», проектирование которых велось с учетом ледовых нагрузок и сейсмичности.

Буровая платформа «Орлан» (проект «Сахалин-1»). С платформы пробурена самая протяженная скважина в мире на месторождении «Чайво». Эксплуатационная скважина О-14 пробурена в направлении крайней юго-восточной оконечности месторождения. Скважина имеет самую большую в мире глубину по стволу, равную 13 500 метров, и горизонтальный участок ствола длиной 12 033 метра. Рекордная скважина выполнена по схеме одного ствола, это когда из одного устья пробурено несколько стволов, но на платформе уже есть многостволовые скважины. Платформа «Орлан» первоначально носила название «Glomar Beaufor sea I» (Гломар Бофорт Си I) и была построена в 1983—1984 гг. в Японии. Платформа эксплуатировалась в качестве установки разведочного бурения. В результате ее эксплуатации было практически доказано, что конструкция платформы приспособлена для круглогодичной эксплуатации в суровых арктических условиях [14]. После глобальной модернизации, когда на платформе смонтировали новейшее буровое оборудование (а по сути, от старой платформы осталось только основание), «Орлан» был отбуксирован на место постоянной стоянки. Его понтоны были заполнены, и платформа навсегда опустилась на подготовленное дно Охотского моря [5].

Платформа «Беркут» на месторождении Аркутун-Даги («Сахалин-1»). Длина платформы 105 м, ширина — 60 м, высота с основанием — 144 м. Практически равна 50-этажному зданию. Самая мощная из существующих в мире буровых установок позволяет обеспечить, согласно модели разработки, бурение скважин с отходом от вертикали не менее 7 километров [3].

Таким образом, платформа, по сути, является гигантской кустовой площадкой, позволяющей максимально эффективно обеспечить разработку морских месторождений. С одной этой платформы будет пробурено 45 скважин с пиком суточной добычи в 12 тысяч тонн, что даст 4,5 млн тонн нефти в год. Предусматривается бурение 28 нефтедобывающих и 16 водонагнетательных скважин и 1 скважины для закачки шлама [1]. Платформа расположена на расстоянии 25 км от берега, на участке, где глубина моря достигает 35 м. На «Беркуте» впервые в мире применена система сейсмозащиты, позволяющая выдержать удар землетрясения силой в 9 баллов без нарушения работоспособности. «Беркут» не боится низких температур и рассчитан на работу в условиях минус 44 °С, выдержит волну высотой более 18 м (это практически цунами) и давление льда толщиной 2 м [12].

Нефтегазодобывающая платформа «Моликпак»(проект «Сахалин-2»). Платформа представляет собой переоборудованную буровую установку, которая ранее использовалась в арктических водах у побережья Канады. Платформа «Моликпак» расположена в 16 км от побережья северо-восточной части о. Сахалин. Ширина платформы составляет 120 м. Вес — более 37 500 т [15]. Производственная мощность: нефть — 90 тыс. бар./сут (11 538 т/сут); попутный газ — 1,7 млн м3/сут. Промышленная добыча шельфовой нефти на платформе «Моликпак» началась в 1999 году на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения. С 2008 года, после перехода на круглогодичную отгрузку нефти, платформа стала частью общей производственной цепочки проекта «Сахалин-2» [9].

Платформа «Пильтун-Астохская-Б». Самая крупная платформа, установленная на проекте «Сахалин-2». С конца 2008 года на платформе ведется добыча нефти и попутного газа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения. Углеводороды поступают через транссахалинскую трубопроводную систему на завод по производству СПГ и терминал отгрузки нефти комплекса «Пригородное». Платформа спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок [8].

Платформа «Лунская-А» (ЛУН-А). Первая в России морская газодобывающая платформа. На платформе ЛУН-А добываются основные объемы газа проекта. Разделение нефти/конденсата и газа, в том числе обработка газа для транспортировки на завод по производству СПГ, производится на объединенном береговом технологическом комплексе. Платформа спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок [2].

В настоящее время мировой уровень подводных технологий способен соответствовать большинству приведенных условий, поэтому впервые в российской практике добыча продукции на Киринском месторождении будет осуществляться с подводного газового промысла (рис. 1) [10]. 

В процессе развития подводных технологий были опробованы различные технические предложения. В конечном счете разработчики ПДК пришли к нескольким базовым техническим и схемным решениям, у каждого из которых есть свои преимущества и недостатки, поэтому выбор того или иного варианта осуществляется в зависимости от конкретных условий. Современные подводные добычные комплексы включают в себя полный набор оборудования для добычи. Компактность и модульный принцип построения конструкций оборудования позволяют осуществить транспортировку на месторождение, установку и соединения элементов ПДК в относительно небольшой период времени, ограниченный погодными условиями или ледовой обстановкой [7].

Для выпускаемых подводных добычных комплексов различной конфигурации разработана полная номенклатура технических средств и инструментов для монтажа, демонтажа и обслуживания оборудования под водой как с помощью водолазов, так и посредством дистанционно управляемых подводных аппаратов [4].

Разработка месторождений будет осуществляться с применением подводных добычных комплексов на донных плитах, содержащих подводные кусты скважин, манифольд и энергоблок, и внутрипромысловых трубопроводов и шлангокабелей. Продукция скважин будет поступать на сборный манифольд, далее под пластовым давлением транс-портироваться на береговую установку комплексной подготовки газа (УКПГ), специально построенную для Киринского блока проекта «Сахалин-3». Для месторождений Киринского блока возможно применение также подводных компрессоров. Применение технологий подводного компримирования газа позволит продлить жизнь месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки в режиме падающего давления и активного водо-проявления, что особенно важно для месторождений, обустроенных с использованием подводных технологий и находящихся на значительном расстоянии от берега [6].

Для повышения эффективности освоения и разработки месторождений Присахалинского шельфа необходим учет горно-геологических и нефтегазопромысловых особенностей. Геология Присахалинского шельфа требует применения высокотехнологичных решений, что делает освоение дорогим, но перспективным. Успешная разработка возможна только при комплексном учете тектонических, гидрологических и экологических факторов [13].

Основные горно-геологические особенности: сложное тектоническое строение, глубоководные условия (до 1,5 км) и сложные ледовые условия зимой, неоднородность коллекторов — залежи связаны с кайнозойскими отложениями (миоцен-плиоцен), представленными песчаниками с изменчивой пористостью и проницаемостью, наличие газовых шапок и сложных УВ систем — многие месторождения имеют нефтегазовые залежи с высоким содержанием сероводорода и CO₂. Проектные решения по разработке и обустройству месторождений обусловлены тремя основными факторами: наличием сезонного ледового режима; глубиной воды и расстоянием до объектов береговой инфраструктуры [11]. Учитывая относительно небольшое количество скважин и близость береговых сооружений, разработка и обустройство предусматриваются с использованием подводных технологий добычи, что позволяет сократить сроки ввода месторождения и обеспечить транспортировку углеводородов до береговых сооружений в многофазном состоянии. Промысел создается скважинами с подводным заканчиванием, которые соединяются промысловыми трубопроводами со сборным манифольдом, откуда сборный подводный трубопровод обеспечивает доставку продукции скважин на береговую УКПГ. Названые особенности влияют на освоение и разработку месторождений УВ.

На освоение:

На разработку:

Основными вызовами являются обводнение (активная подошвенная вода в турогеновой свите), снижение пластового давления (особенно на Пильтун-Астохском месторождении), низкая проницаемость глубоких горизонтов.

Экономическими и экологическими вызовами являются:

Влияние анализа и типизации горно-геологических условий на эффективность освоения:

Глубокий анализ горно-геологических условий на Присахалинском шельфе трансформируется в конкретные инженерные решения, обеспечивая повышение извлекаемости на 15—20%; снижение аварийности при бурении в 2—3 раза; оптимизацию капитальных затрат до 25%.

Для развития ГРР и освоения месторождений УВ рекомендованы следующие решения:

Технологические решения. Внедрение подводных добычных комплексов (как на проекте «Сахалин-3») и использование роботизированных систем для ремонта скважин. Применяемые технологии горизонтального бурение (Чайво, Одопту). Морской ГРП (для низкопроницаемых зон), поддержание пластового давления. Применение цифровых технологий: 3D-сейсмика для повышения точности разведки. Создание цифровых двойников месторождений для оптимизации разработки.

Экологические меры. Спутниковый контроль за разливами. Использование биоремедиации для ликвидации загрязнений. Переход на низкоэмиссионные технологии: Утилизация ПНГ (попутного нефтяного газа). Водооборотные системы для минимизации сбросов.

Экономические и регуляторные меры. Поддержка российских производителей бурового оборудования. Развитие судостроения (строительство СПБУ на дальневосточных верфях). Гибкая налоговая политика: Введение налоговых каникул для новых проектов. Упрощение процедур госэкспертизы для ГРР.