22 декабря 2010

Наука побеждать: история ямальского газа

Если 20 век был веком нефти,

то 21-й — будет веком газа!

Алексей Миллер,

председатель Правления ОАО «Газпром»


Большинство учёных и экономистов убеждены в том, что будущее мировой экономики — за природным газом. Треть мировых запасов этого сырья находится в России, из них почти 80 % — в Ямало-Ненецком автономном округе [1]. Как извлечь эти богатства из подземных кладовых и поставить на службу Родине? Вот уже полвека на этот вопрос отвечают тюменские учёные и проектировщики.

«Мы учились на Пунге…»

По иронии судьбы основные запасы «голубого топлива» расположены в труднодоступной и малонаселённой местности, большая часть которой покрыта болотами и озёрами. Добыча и транспортировка газа в этих условиях превращается в сложнейшую техническую задачу, для которой нет готовых решений. Не случайно, уже в 1966 году, вскоре после открытия в Тюменской области крупных газовых месторождений, был создан Тюменский филиал Всесоюзного государственного научно-исследовательского института природных газов (ВНИИГАЗ) [2].

Главный корпус ООО "ТюменНИИгипрогаз"

Главный корпус ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Увеличенная фотография (JPG, 712 КБ)


В то время крупнейшим в регионе считалось Пунгинское месторождение (90 млрд м3 газа). Оно стало своего рода испытательным полигоном, на котором отрабатывались новые подходы и технологии. «Месторождения Берёзовской группы начали разрабатывать методами, которые раньше применялись в Европейской России, — вспоминает Алексей Лапердин, заместитель генерального директора ООО „ТюменНИИгипрогаз“. — Но совершенно иные климатические условия заставили внести коррективы».

В октябре 1966 года состоялось торжественное открытие Пунгинского газосборного пункта производительностью 6 млрд м3 в год — крупнейшего в стране. Тюменский газ впервые поступил в магистральные газопроводы и с этого момента его подача не прекращалась ни на минуту [3].

Уроки Медвежьего

Поэтапный ввод месторождений Берёзовской группы позволял вплоть до 1972 года поддерживать объёмы добычи на стабильном уровне. Но этого было уже недостаточно и вскоре появилась новая цель — Медвежье.

Так назвали гигантское месторождение, растянувшееся почти на 120 км к юго-западу от пос. Ныда. Начальные запасы газа в его недрах оценивались более чем в 1 трлн м3. Впервые специалисты будущего института ТюменНИИгипрогаз (в то время — СибНИПИгаз), созданного на базе тюменского филиала ВНИИГАЗа, высадились на Медвежьем в сентябре 1971 года.

Та зима выдалась особенно суровой — к январю столбик термометра опустился ниже 40 градусов. Подчас не выдерживала техника: автокраны отказывались работать, стрелы трубоукладчиков ломались, не выдерживая экстремальных температур. Но тюменские учёные и проектировщики неизменно следовали своему графику, предлагая всё новые решения.

Медвежье месторождение

Медвежье месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 1 МБ)

К примеру, традиционный подход, когда площадь месторождения равномерно покрывается сеткой скважин, здесь был явно неприемлем. Прежде чем установить буровую вышку, протянуть к ней шлейф газопровода и проложить дорогу, нужно было вложить колоссальные средства в отсыпку территории, покрытой озёрами и болотами. Учёные предложили иное решение: вместо одиночного бурения создавать кусты — по 3–5 скважин в каждом. Один куст — одна буровая площадка, один газопровод, одна дорога. В итоге на Медвежьем месторождении, которое по площади в 500 раз превышает Берёзовское, разведочных скважин пробурили всего в 1,5 раза больше. Экономия — колоссальная! С тех пор кустовое бурение в газовой промышленности стало нормой.

Другим новшеством стало использование скважин большого диаметра, обеспечивавших дебит 1–1,5 млн м3 газа в сутки. За это решение группа специалистов, включая директора института П.Т. Шмыглю, была отмечена государственной премией в области науки и техники.

Первый из девяти газосборных пунктов Медвежьего (с 1973 года их стали именовать УКПГ) [4] был запущен в 1972 году. А уже в декабре 1973 года десант первопроходцев высадился на Уренгое.

Уренгойские рубежи

Посёлок Пангоды, выросший возле Медвежьего месторождения, от Уренгойского плацдарма отделяет всего 120 км. Однако пионерной колонне автотехники потребовалось четыре дня, чтобы преодолеть эту дистанцию. Впрочем, цена вопроса была слишком велика, чтобы пасовать перед трудностями. К тому времени газовая отрасль страны эксплуатировала 550 газовых месторождений с запасами в 4 трлн м3. Потенциал же одного Уренгоя в несколько раз превышал показатели Медвежьего. При этом ожидаемая себестоимость добычи составляла всего 20 копеек за 1000 м3 — на треть меньше, чем на Пунге, которая считалась самым экономичным промыслом страны.

Северо-Уренгойское месторождение

Северо-Уренгойское месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 757 КБ)

Освоение гигантского месторождения, растянувшегося почти на 180 км, шло опережающими темпами. Уже в первый год эксплуатации Уренгой дал 9 млрд м3 газа, на второй год эта цифра выросла до 23 млрд м3. Достигнув пика своих возможностей, месторождение будет ежегодно отдавать свыше 250 млрд м3 газа — более 60 % всей добычи в стране! Досрочный выход на проектные показатели стал возможен, в том числе, благодаря новаторским технологиям, которые специалисты ТюменНИИгипрогаза опробовали на Медвежьем. С тех пор кустовое бурение окончательно превратилось в стандарт, а Ямало-Ненецкий округ с 1977 года стал главным газодобывающим районом страны [5].

«Ямбург переломил сознание»

Следующей остановкой в неуклонном продвижении газовиков на север стало Ямбургское месторождение, освоение которого началось в 1981 году. Расположенное фактически на побережье Обской губы, оно поставило перед проектировщиками задачу высшей степени сложности: организовать добычу газа в условиях Заполярья. Однако по размерам запасов Ямбург был сопоставим с Уренгоем, так что об отступлении не могло быть и речи.

УКПГ на Ямбургском месторождении

УКПГ на Ямбургском месторождении

Увеличенная фотография (JPG, 467 КБ)

Расходы на подготовку площадки и монтаж буровой достигают 30 % от сметы, а здесь тщательной подготовки требовал каждый участок. Поэтому в проекте разработки, подготовленном ТюменНИИгипрогазом совместно с московскими проектировщиками, было предусмотрено наклонно-направленное бурение скважин. Это позволило, заложить от каждой скважины несколько стволов, направленных в разные участки месторождения. Последующий опыт доказал верность принятого решения, которое сегодня вошло в учебники по бурению. По словам П.Н. Григорьева, возглавлявшего в то время ТюменНИИгипрогаз, «Ямбург переломил сознание».

Время смелых решений

Тем временем в «тылу» покорителей Севера оставалась так называемая «южная группа», состоявшая из шести месторождений. Каждое из них было на порядок меньше гигантов вроде Ямбурга или Уренгоя. Однако по суммарным запасам они были сопоставимы с Медвежьим, поэтому вновь перед проектировщиками ТюменНИИгипрогаза встала непростая задача.

Первым было введено в эксплуатацию Вынгапуровское месторождение (1978 г.), за ним последовали Комсомольское (1993 г.), Западно-Таркосалинское (1995 г.), Губкинское (1999 г.), Вынгаяхинское (2003 г.) и Етыпуровское (2004 г.).

Еты-Пуровское месторождение

Еты-Пуровское месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 666 КБ)

Оригинальное решение было принято на Комсомольском месторождении, состоящем из трёх куполов: восточного, западного и северного. Согласно традиционной схеме нужно было отдельно обустраивать каждый купол, фактически утраивая затраты. Но проектировщики ТюменНИИгипрогаза предложили удивительно смелое и, как показала жизнь, очень эффективное решение.

В соответствии с ним на всё месторождение устанавливалась одна УКПГ (в восточной части). На остальных куполах сооружались установки предварительной подготовки газа, из которых газ поступает на центральную УКПГ за счёт естественного запаса пластовой энергии. Купола вводились в эксплуатацию последовательно: восточный (1993 г.), западный (1996 г.), северный (1999 г.). Управление столь сложной системой предъявляло особые требования к точности расчётов и тонкости настройки, но результат того стоил.

В итоге на Комсомольском месторождении в соответствии с проектом ТюменНИИгипрогаза были построены самые мощные в стране УКПГ (32 млрд м3 газа в год) и ДКС, а также впервые использованы телескопические газосборные коллекторы. Суммарная экономия от внедрения новаций тюменских проектировщиков превысила 440 млн руб., а проектные решения были отмечены отраслевой премией Газпрома [6].

Комсомольское месторождение

Комсомольское месторождение

Следующий шаг в развитии концепции централизованного промысла был сделан при разработке проекта обустройства Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождений. Несмотря на то, что их разделяют 40 км, проектировщикам удалось разместить все сооружения на Етыпуровской площадке, создав единую автоматизированную систему управления технологическими процессами с комплексным регулированием режимов добычи и подготовки газа. Так появился первый в Сибири единый газодобывающий комплекс, а ТюменНИИгипрогаз вновь стал лауреатом отраслевой премии Газпрома.

Технологии 21 века

Подземные кладовые Ямало-Ненецкого округа, разработка которых ведётся уже не первое десятилетие, постепенно иссякают. Медвежье и Уренгой отдали до 80 % изначально утверждённых запасов сеноманского газа. Вступили в завершающую стадию добычи Ямбург и Вынгапур [7]. Уникальное Заполярное месторождение, запущенное в 2001 году по проекту ТюменНИИгипрогаза, справедливо называют последним сеноманским гигантом на суше. Что дальше?

Ямало-Ненецкий округ по-прежнему обладает колоссальными запасами «голубого топлива», но их использование в очередной раз требует новых, подчас уникальных решений.

С одной стороны, центр газодобычи продолжает смещаться на север. В западной части Ямальского полуострова готовятся к разработке Бованенковское, Крузенштерновское и Харасавэйское месторождения. За ними последуют месторождения Тамбейской группы, акватория Обской губы, Гыданский полуостров.

Заполярное месторождение

Заполярное месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 670 КБ)

С другой стороны, всё глубже погружаются в недра долота буровых установок, вовлекая в эксплуатацию новые типы залежей. Это позволит продолжить разработку существующих месторождений с использованием ранее созданной инфраструктуры. Однако газ, сокрытый в валанжинских, ачимовских и юрских отложениях, отличают повышенное содержание конденсата и аномально высокое давление, что делает его добычу невероятно сложной.

Практически все проекты разработки таких залежей на территории ЯНАО созданы специалистами ТюменНИИгипрогаза, которому в 2002 году был присвоен статус головной организации по научному обеспечению производственной деятельности предприятий газовой промышленности в Западной Сибири. В 1985 году на Ямбургском месторождении была запущена первая УКПГ, обрабатывающая валанжинский газ методом низкотемпературной сепарации.

На Юрхаровском месторождении проектировщики ТюменНИИгипрогаза впервые применили комбинированную УКПГ, которая одновременно готовит к транспорту сухой газ из сеноманских пластов и газ валанжинских отложений, содержащий конденсат. Причём разработка начиналась именно с валанжинских залежей с последующим переходом к более скромным сеноманским запасам. Последнее решение было настолько неожиданным, что было принято заказчиком лишь после детальных расчётов и проверок, полностью подтвердивших его правомерность.

Бованенковское месторождение

Бованенковское месторождение

В ближайшее время по проекту ТюменНИИгипрогаза должна начаться разработка валанжинских залежей Заполярного месторождения. Готовы проекты по валанжину Бованенковского, Крузенштерновского и Харасавэя.

С 2008 года на Уренгое успешно ведётся эксплуатация ачимовских отложений. Впереди — штурм юрских и турунских залежей.

«Единственным источником обеспечения растущих потребностей народного хозяйства в газе являются месторождения Тюменской области. Других крупных ресурсов газа до конца текущего столетия у нас нет», — признал в 1970-е годы министр газовой промышленности С.А. Оруджев [8]. Учёные и проектировщики ТюменНИИгипрогаза убеждены, что этот прогноз не утратит своего значения и в новом столетии. 21 век должен стать веком газа, а значит — веком Ямала.

Литература

[1] Ермилов О.М., Лапердин А.Н., Иванов С.И. Добыча газа и газоконденсата в осложнённых условиях эксплуатации месторождений. — Новосибирск, 2007. — С. 153.

[2] 40 лет созидания: юбилейное издание: в 2 книгах. Кн. 1. О времени и о себе. — Тюмень — СПб., 2006. — С. 11.

[3] Топчев Ю.И. Шаги газового исполина. — Свердловск, 1984. — С. 22.

[4] Топчев Ю.И. Цит. соч. — С. 54.

[5] Колева Г.Ю. Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс: история становления: В 2-х ч. — Ч. I. — Тюмень, 2005. — С. 139.

[6] Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири. — Новосибирск, 2005. — С. 365.

[7] Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Цит. соч. — С. 54, 108.

[8] Колева Г.Ю. Добывающие отрасли Западно-Сибирского нефтегазового комплекса (1977–1989 гг.). — Тюмень, 2006. — С. 98.

Источник: «Родина». 2010. № 12.

LiveJournal Share Button