ПРОГНОЗ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ ГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА АКВАТОРИЙ КАРСКОГО И БАРЕНЦЕВА МОРЕЙ В ПЕРВОЙ ПОЛОВИНЕ ТЕКУЩЕГО СТОЛЕТИЯ

Холодилов Валентин Арсентьевич – д.г.-м.н., профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, bur220@gubkin.ru

Oganov Aleksandr Sergeevich – д.т.н., профессор, заведующий кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, bur220@gubkin.ru

Прищепа Олег Михайлович — д.г.-м.н., Акционерное общество «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (АО «ВНИГРИ»); Санкт-Петербургский горный университет, ins@vnigri.ru

Зинченко Игорь Александрович – к.т.н., bur220@gubkin.ru

Key words: газовый потенциал; акватории Карского и Баренцево морей; шельф; кластер; газоконденсатное месторождение; глубоководное добычное оборудование; подводный добычной комплекс.

Газовый потенциал арктического шельфа (газоконденсатные месторождения (ГКМ)) акваторий Карского и Баренцева морей является основным стратегическим резервом по добыче газа в России в текущем 100-летии. Ключевым для долгосрочного стратегического планирования является оценка промышленной значимости уникальных и крупных морских ГКМ, подготовка их к вводу в эксплуатацию и оценка технологических возможностей и потребностей для освоения. В статье обсуждается анализ углеводородного потенциала, в том числе фазового состава суши и шельфа Арктики, оценивается его изученность и достоверность. Одним из рассматриваемых решений для оценки возможностей освоения предлагается использование кластерного подхода, который при его реализации позволит в сжатые сроки (трехлетний период) решить важнейшую задачу — обеспечить промышленную оценку запасов газа крупнейшего актива — Ленинградского уникального ГКМ на Приямальском арктическом шельфе и подготовить проектные решения по его доразведке, разработки и эксплуатации с использованием отечественного оборудования для глубоководного морского обустройства и добычи газа. Решение такой задачи необходимо реализовывать в рамках государственной программы изучения и освоения Российской Арктики. Сделан вывод о важности опыта освоения арктических трансграничных и морских, удаленных на незначительные расстояния от берега месторождений, для дальнейшей широкомасштабной экспансии в глубоководные акватории при соответствующих экономических условиях и обеспечении необходимыми специализированными техническими средствами.

FORECAST AND PROSPECTS FOR DEVELOPING THE GAS POTENTIAL OF THE KARA AND BARENTS SEA AREAS IN THE FIRST HALF OF THE CENTURY

Kholodilov V.A. – Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Professor, Department of Drilling Oil and Gas Wells, National University of Oil and Gas «Gubkin University», bur220@gubkin.ru

Oganov A.S. – Doctor of Technical Science, Professor, Head of the Department of Drilling Oil and Gas Wells, National University of Oil and Gas «Gubkin University», bur220@gubkin.ru

Prischepa O.M. – Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Joint Stock Company All-Russian Petroleum Research Geological Prospecting Institute (JSC VNIGRI); Saint Petersburg Mining University, ins@vnigri.ru

Zinchenko I.A. – Candidate of Technical Science, bur220@gubkin.ru

Key words: gas potential; water areas of the Kara and Barents Seas; shelf; cluster; gas condensate field; subsea production equipment; subsea production complex.

The gas potential of the Arctic shelf (gas condensate fields) of the Kara and Barents Seas is the main strategic reserve for gas production in Russia in the current century. The key to long-term strategic planning is the assessment of the industrial significance of unique and large offshore oil and gas fields, preparing them for commissioning and assessing technological capabilities and needs for development. The article discusses the analysis of the hydrocarbon potential, including the phase composition of the land and shelf of the Arctic, evaluates its previous study and certainty. One of the considered solutions for assessing the development possibilities is the use of the cluster approach, which, when implemented, will allow, in a short time (three years), to solve the most important task — to provide an industrial assessment of the gas reserves of the largest asset — the Leningradskoe unique gas condensate field on the Priyamal Arctic shelf and prepare design solutions for it, additional exploration, development and operation using domestic equipment for deep-water offshore facilities and gas production. The solution to this problem must be implemented within the framework of the State Program for the study and development of the Russian Arctic. The conclusion is made about the importance of the experience in the development of Arctic transboundary and offshore fields, remote at insignificant distances from the coast, for further large-scale expansion into deepwater areas under appropriate economic conditions and providing the necessary specialized technical means.

 

СЕЛЕКТИВНЫЙ МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В СКВАЖИНАХ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Овчинников Василий Павлович – д.т.н., профессор Тюменского индустриального университета, ovchinnikovvp@tyuiu.ru

Шамсутдинов Николай Маратович – Руководитель направления по заканчиванию скважин ООО «Газпромнефть-Технологические партнёрства», shamsutdinov-nv@mail.ru

Бастриков Сергей Николаевич – д.т.н., профессор Тюменского индустриального университета, basrtikovsn@ryuiu.ru

Леонтьев Дмитрий Сергеевич – к.т.н., ассистент кафедры бурения Тюменского индустриального университета, leontevds@tyuiu.ru

Рожкова Оксана Владимировна – администратор образовательной программы Тюменского индустриального университета,
rozhkovaov@tyuiu.ru

УДК 622.234.573

Key words: гидравлический разрыв пласта (ГРП), скважина с горизонтальным окончанием, компоновка
ГРП, селективный ГРП.

В настоящее время одним из способов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов (залежей, горизонтов) считается сооружение скважин с горизонтальным окончанием и полагают, что чем длиннее горизонтальный ствол, тем выше производительность скважины. На этой основе предлагаются многозабойные разветвленные скважины, т.е. скважины, имеющие в продуктивной зоне несколько горизонтальных участков, разнесенных по азимуту, а если толщина пласта достаточна, то и по мощности. Последнее характерно для залежей высоковязких нефтей – один ствол для подачи теплоносителя, другой для сбора подогретой, имеющей достаточную для транспортировки на устье вязкость нефти. Авторами статьи предлагается компоновка BittFrac для проведения селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием, предназначенная для герметичного разобщения отдельных интервалов в горизонтальном участке скважины с возможностью проведения закачивания жидкости-разрыва и удержания избыточного давления в обе стороны от компоновки.

SELECTIVE MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURING OF A PRODUCTIVE FORMATION IN HORIZONTAL WELLS

Ovchinnikov V.P. – Doctor of Technical Sciences, Professor of the Tyumen Industrial University, ovchinnikovvp@tyuiu.ru
Shamsutdinov N.M. – Head of Well Completion Department, LLC Gazpromneft-Technological Partnerships, shamsutdinov-nv@mail.ru
Bastrikov S.N. – Doctor of Technical Sciences, Professor of the Tyumen Industrial University, basrtikovsn@ryuiu.ru
Leontiev D.S. – Candidate of Technical Sciences, Assistant of the Drilling Department, Tyumen Industrial University, leontevds@tyuiu.ru
Rozhkova O.V. – Administrator of the Tyumen Industrial University educational program, rozhkovaov@tyuiu.ru

Key words: hydraulic fracturing, horizontal well, hydraulic fracturing arrangement, selective FRAC.

Currently, one of the ways to increase the oil recovery of productive formations is considered to be the construction of wells with a horizontal offset and it is believed that the longer the horizontal trunk, the higher the productivity of the well. On this basis, multi-hole branched wells are proposed, wells that have several horizontal sections in the productive zone, spaced by azimuth,
and if the reservoir thickness is sufficient, then by capacity. The latter is typical for deposits of high-viscosity oils – one trunk for the supply of coolant, the other for the collection of heated, having sufficient viscosity for transportation to the mouth of the oil. The authors of the article propose a BittFrac layout for selective hydraulic fracturing in wells with a horizontal offset, designed
for hermetically separating individual intervals in the horizontal section of the well with the possibility of liquid injection-rupture and retaining excess pressure in both directions from the layout.

АНАЛИЗ МОДЕЛЕЙ РАСЧЕТА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ В КАЧЕСТВЕ БУРИЛЬНОЙ

Гельфгат Михаил Яковлевич – к.т.н., Профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, mikhailgelfgat@gmail.com

Букашкина Ольга Сергеевна – к.ф.-м.н., старший инженер по разработке программного обеспечения Weatherford (Россия),Olga.Bukashkina@eu.weatherford.com

Агишев Альберт Ряшитович – начальник управления технических решений ООО «ТМК-Премиум Сервис», AgishevAR@tmk-group.com

Нургалеев Альберт Ренатович – начальник отдела инжиниринга ООО «ТМК-Премиум Сервис», NurgaleevAR@tmk-group.com

УДК 622.24

Key words: бурильная колонна (БК), обсадная колонна, хвостовик, модель БК, расчет БК, напряженно-деформированное состояние.

В статье приведены результаты расчета напряженного-деформированного состояния колонны в скважине для бурения на обсадной колонне или хвостовике. Проведен анализ применимости известных математической моделей БК («мягкая» и «жесткая») для случая бурения на обсадных трубах. Предложен новый подход к расчету БК при бурении наклонно-направленных скважин – «полужесткая модель», которая позволяет оценить напряженно-деформированное состояние колонны в скважине с учетом ее жесткости. Выполнено сравнение результатов расчетов по трем моделям на примере бурения на хвостовике в типичной пяти-интервальной скважине с горизонтальным окончанием в интервале 3600 – 4275 м показано преимущество «полужесткой модели» для данного способа бурения. Новая модель применима при массовых расчетах и позволяет сформировать требования к обсадной трубе и ее соединениям, обеспечивающих надежное их применение при бурении на обсадной колонне и хвостовике.

ANALYSIS OF MODELS FOR CALCULATING OF CASING STRING USED AS A DRILLING STRING

Gelfgat M.Ya. – Candidate of Technical sciences, Professor of the Department of Oil and Gas Wells Drilling, National University of Oil and Gas «Gubkin University», mikhailgelfgat@gmail.com

Bukashkina O.S. – Candidate of Physical & Mathematical sciences, Senior Software Engineer at Weatherford (Russia), Olga.Bukashkina@eu.weatherford.com

Agishev A.R. – Head of Technical Solutions Department at TMK-Premium Service, AgishevAR@tmk-group.com

Nurgaleev A.R. – Head of Well Engineering Department at TMK-Premium Service, NurgaleevAR@tmk-group.com

Key words: drill string (DS), casing string, Liner, DS model, DS analysis, drilling with Casing/Liner (DwC/L), stress-strain state.

The paper presents the results of calculating stress-strain state of a string in a well for DwC/L. The analysis of the applicability of well-known mathematical models of drilling string («soft» and «stiff») for case of DwC was carried out. A new approach to calculating drill string is proposed like a «semi-stiff model», which allows one to assess stress-strain state of string in well taking into account its stiffness. Comparison results of calculations for three models was carried out on DwL technology case in a typical five-interval well-profile with horizontal completion within 3600 — 4275 m. There was shown the advantage of «semi-stiff model». The new model is applicable for mass calculations and allows you to formulate requirements casing and its connections, ensuring its reliable use when DwC/L technology.

 

О РАЗРАБОТКЕ СОСТАВОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ГЛИНИСТЫХ МАТЕРИАЛАХ

Королёв Владимир Михайлович – заведующий испытательной строительной лабораторией ООО «Гидроспецпроект», labkorolev@yandex.ru

Аргал Эдгар Серафимович – д.т.н., консультант кафедры гидравлики и гидротехнического строительства, Национальный исследовательский Московский государственный строительный университет (НИУ МГСУ), gspargal@yandex.ru

УДК 622.24

Key words: бентонит, месторождение, корректировка характеристик раствора. 

Изложены результаты исследований свойств и технических характеристик глинопорошков разных месторождений. Рекомендовано приведённые показатели перед использованием корректировать по результатам лабораторных испытаний конкретного бентонита каждой полученной партии. Показано, что характеристики глинопорошков, определяемые по стандартным методикам, могут значительно отличаться от характеристик глинопорошков в приготовленном из них растворе. Даны практические рекомендации по разработке составов буровых глинистых растворов для проектировщиков и производителей работ.

ON THE DEVELOPMENT OF DRILLING SOLUTIONS ON CLAY MATERIALS

Korolev V.M. – Head of a test construction laboratory «Gidrospetsproekt Ltd», lab-korolev@yandex.ru

Argal E.S. – Doctor of Technical Sciences, Consultant of the Department of Hydraulics and Hydrotechnical engineering, Moscow State University of Civil Engineering (NATIONAL RESEARCH UNIVERSITY), gspargal@yandex.ru

Key words: clay powder, bentonite, deposit, adjustment of the characteristics of the solution.

The results of studies of the properties and technical characteristics of clay powders of different deposits are presented. It is recommended that these indicators be adjusted based on the results of laboratory tests of the specific bentonite of each batch. It is shown that the characteristics of clay powders, determined by standard methods, can differ significantly from the characteristics of clay powders in the solution prepared of them. Practical recommendations have been given for the development of drilling clay solutions for designers and manufacturers of works.

 

АКВАТОРИЯ ПРИЯМАЛЬСКОГО ШЕЛЬФА КАРСКОГО МОРЯ: НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Хоштария Владислав Николаевич – к.г.-м.н., начальник Управления организации геологоразведочных работ на шельфе ООО «Газпром недра», v.khoshtariya@nedra.gazprom.ru

Гуляев Владислав Иванович – геолог геологического отдела по проектам на шельфе Управления организации геологоразведочных работ на шельфе, ООО «Газпром недра», v.gulyaev@nedra.gazprom.ru

УДК 553.981.2

Key words: Карское море, Приямальский шельф, геологоразведочные работы, тектоническое строение, нефтегазоносность, нефтегазоносная область, нефтегазоносный комплекс, газ, поисково-разведочное бурение, сейсморазведочные работы, ресурсы углеводородов.

ПАО «Газпром» выполнен значительный объем геологоразведочных работ на лицензионных участках в пределах Приямальского шельфа Карского моря. Полученные результаты позволили скорректировать представление о геологическом строении и нефтегазоносности осадочных пород акватории Карского шельфа. Реализация программы поисково-разведочного бурения в значительной мере оптимизирована с учетом совершенствования методики геолого-геофизических исследований.

WATER AREA OF THE PRIYAMALSKY SHELF OF THE KARA SEA: OIL AND GAS POTENTIAL AND IMPLEMENTATION OF GEOLOGICAL EXPLORATION

Khoshtaria V.N. – Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Head of the Geological Prospecting Works Offshore Organization, Gazprom Nedra LLC, v.khoshtariya@nedra.gazprom.ru

Gulyaev V.I. – Geologist of the Geological Department of Geological Prospecting Works Offshore Organization, Gazprom Nedra LLC, v.gulyaev@nedra.gazprom.ru

Key words: Kara Sea, Priyamalsky shelf, geological exploration, tectonic structure, oil and gas content, oil and gas region, oil and gas complex, gas, prospecting and exploration drilling, seismic exploration, hydrocarbon resources. PJSC Gazprom carried out a significant amount of geological exploration at license areas within the Priyamalsky shelf of the Kara Sea. Obtained results made it possible to correct the idea of the geological structure and oil and gas content of sedimentary rocks of the Kara shelf area. The implementation of the exploration drilling program was largely optimized by taking into account the methodology improvement for geological and geophysical research.

 

ВИБРОГАСИТЕЛЬ — КАЛИБРАТОР С УСИЛЕННЫМ ВООРУЖЕНИЕМ

Богомолов Родион Михайлович – д.т.н., профессор, профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВО Самарский государственный технический университет (СамГТУ), brm.samgtu@mail.ru

Мозговой Георгий Сергеевич – ст. преподаватель кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВО Самарский государственный технический университет (СамГТУ), bngssamgtu@mail.ru

УДК 622.24.05

Key words: буровое долото, долото PDC, центратор, калибратор, виброгаситель, продольные и поперечные колебания бурильной колонны, наддолотный амортизатор, упругие пружинные устройства, соединение деталей типа «ласточкин хвост», компоновка бурильной колонны.

Бурильная колонна при работе на забое бурового инструмента испытывает сильные продольные и поперечные колебания. Для снижения их вредного влияния на износ инструмента и показатели бурения в компоновку бурильной колонны вводят опорно-центрирующие элементы – центраторы, калибраторы, стабилизаторы и другие устройства. В настоящей статье представлены результаты исследований и разработки новой конструкции виброгасителя-калибратора, позволяющей обеспечить в глубоком бурении одновременно калибрование стенки скважины, значительное снижение поперечных колебаний бурильной колонны при минимальном износе вооружения калибратора.

VIBRATION DAMPER — CALIBRATOR WITH REINFORCED ARMAMENT

Bogomolov R.M. – Doctor of Technical Science, Professor, Professor of the Department «Drilling of Oil and Gas wells», Samara State Technical University (SSTU), brm.samgtu@mail.ru

Mozgovoy G.S. – Senior Lecturer of the Department «Drilling of Oil and Gas wells», Samara State Technical University (SSTU), bngssamgtu@mail.ru

Key words: drill bit, PDC bit, centralizer, calibrator, vibration damper, longitudinal and lateral vibrations of the drill string, above-bit damper, elastic spring devices, dovetail connection, drill string layout.

The drill string experiences strong longitudinal and lateral vibrations when working at the bottom of the drilling tool. To reduce their harmful effect on tool wear and drilling performance, support-centering elements — centralizers, calibrators, stabilizers and other devices – are introduced into the drill string assembly. This article presents the results of research and development of a new design of a vibration damper — a calibrator, which makes it possible simultaneously calibrate the borehole wall in deep drilling and significantly reduce the lateral vibrations of the drill string with minimal wear of the calibrator tooling.

 

ВЫБОР КОМПОЗИЦИЙ ЭМУЛЬГИРУЮЩИХ ПАВ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ СОЛЕНАСЫЩЕННЫХ ЭМУЛЬСИОННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПРЯМОГО ТИПА И ПОВЫШЕНИЯ ИХ ТЕРМОСТОЙКОСТИ

Mazykin S.V. – Deputy General Director, NBS LLC,
mcv@scsbm.ru mcv@scsbm.ru

Belenko E.V. – Scientific Advisor, Service Center SBM LLC, belkub@yandex.ru belkub@yandex.ru

Райков Игорь Викторович – Главный геолог — начальник Управления геологии испытания и КРС ООО «Газпром бурение»,i.raykov@burgaz.ru

Полищученко Василий Павлович – к.х.н., Главный технолог ООО «Сервисный Центр СБМ», pvp@scsbm.ruПетренко Вадим Евгеньевич – к.т.н., Начальник Управления ПАО «Газпром», V.Petrenko@adm.gazprom.ru

УДК 622.24

Key words: эмульсия, устойчивость прямой эмульсии, освоение, глушение, низкотемпературные скважины, температура инверсии фаз. 

В статье рассмотрены механизм повышения термостойкости прямой эмульсии, используемой для бурения нефтяных и газовых скважин. Предложено решение задачи получения термостойкой прямой эмульсии путем изменения величины температуры инверсии фаз.

SELECTION OF COMPOSITIONS OF EMULSIFYING SURFACTANTS FOR STABILIZATION OF SALT-SATURATED EMULSION DRILLING FLUIDS OF DIRECT TYPE AND INCREASING THEIR THERMAL STABILITY

Mazykin S.V. – Deputy General Director, NBS LLC, mcv@scsbm.ru

Belenko E.V. – Scientific Advisor, Service Center SBM LLC, belkub@yandex.ru

Raikov I.V. – Chief Geologist — Head of the Testing and Workover Geology Department, Gazprom Burenie LLC, i.raykov@burgaz.ru

Polischuchenko V.P. – Candidate of Chemical Sciences, Chief Process Engineer, Service Center SBM LLC, pvp@scsbm.ru

Key words: emulsion, oil-in-water emulsion stability, development, well killing, low-temperature wells, phase inversion temperature.

The article discusses the mechanism of the thermal oil-in-water emulsion stability increasing used for oil and gas wells drilling. A problem solution of heat-resistant oil-in-water emulsion obtaining by changing the value of the phase inversion temperature is proposed.

АКТУАЛЬНОСТЬ СОЗДАНИЯ ПОДВОДНОЙ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ ДЛЯ ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ ПРОЕКТОВ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИИ

Петренко Вадим Евгеньевич – к.т.н., Начальник Управления ПАО «Газпром», V.Petrenko@adm.gazprom.ru

Новиков Алексей Иванович – Заместитель начальника Управления ПАО «Газпром», A.Novikov@adm.gazprom.ru

Мирзоев Дилижан Аллахверди — Оглы – д.т.н., профессор кафедры «Освоения морских нефтегазовых месторождений»
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, главный научный сотрудник Корпоративного научно-технического центра освоения
морских нефтегазовых ресурсов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Mirzoev@vniigaz.gazprom.ru

Ибрагимов Искендер Энверович – к.т.н., ведущий научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ», I_Ibragimov@vniigaz.gazprom.ru

Дроздов Александр Васильевич – заместитель начальника Лаборатории морских нефтегазопромысловых гидротехнических
сооружений Корпоративного научно-технического центра освоения морских нефтегазовых ресурсов ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,
A_Drozdov@vniigaz.gazprom.ru

                                                                                 Богатырева Елена Викторовна – к.т.н., доцент, заместитель заведующего кафедрой «Освоения морских нефтегазовых
                                                                                 месторождений» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, shelf1998@mail.ru

УДК 553.98

Key words: морские месторождения, подводные объекты обустройства, компрессорная станция, технико-технологические решения, создание оборудования, шельф.

В статье рассматриваются актуальные технико-технологические проблемы, связанные с возможностью применения подводных технологий компримирования в системах подводной добычи при освоения перспективных месторождений углеводородов российской Арктики и Дальнего востока. Обеспечение плановых показателей добычи на месторождениях Киринского блока при падении устьевых давлений невозможно без подводных дожимных компрессорных станций. Их использование позволит повысить коэффициент извлечения газа, продлить период постоянных отборов и, как следствие, улучшить экономические показатели данных морских проектов добычи газа и газового конденсата.

RELEVANCE OF CREATION OF SUBSEA COMPRESSOR STATION FOR PRIORITY PROJECTS FOR DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITS OF THE CONTINENTAL SHELF OF RUSSIA

Petrenko V.E. – Candidate of Technical Sciences, Head of Department, PJSC Gazprom, V.Petrenko@adm.gazprom.ru
Alexey I.N. – Deputy Head of Department, PJSC Gazprom, A.Novikov@adm.gazprom.ru
Mirzoev D.A. — Ogly – Doctor of Technical Sciences, Professor of the Offshore Oil and Gas fields Development Department,
National University of Oil and Gas «Gubkin University»; Chief Researcher of Corporate Technical Research Centre
for Offshore Oil & Gas Resources Development, Gazprom VNIIGAZ LLC, D_Mirzoev@vniigaz.gazprom.ru
Ibragimov I.E. – Candidate of Technical Sciences, Leading Researcher, Gazprom VNIIGAZ LLC, I_Ibragimov@vniigaz.gazprom.ru
Drozdov A.V. – Deputy Head of the Laboratory of Offshore Oil and Gas Field Hydraulic Structures of Corporate Technical Research Centre
for Offshore Oil & Gas Resources Development, Gazprom VNIIGAZ LLC, A_Drozdov@vniigaz.gazprom.ru
Bogatyreva E.V. – Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, Deputy Head of the Offshore Oil and Gas fields Development,
National University of Oil and Gas «Gubkin University», shelf1998@mail.ru

Key words: offshore fields, subsea field facilities, compressor stations, technical and technological solutions, the creation of equipment, shelf.

The article discusses the actual technical and technological problems associated with the possibility of using subsea compression technologies in subsea production systems in the development of promising hydrocarbon deposits in the Russian Arctic and the Far East. Ensuring production targets at the Kirinsky block fields with a drop in wellhead pressures is impossible without subsea booster compressor stations. Their use will increase the gas recovery factor, extend the period of constant withdrawals and, as a result, improve the economic performance of these offshore projects for the production of gas and gas condensate.