22 ноября 2012

Добыча будущего: «ТюменНИИгипрогаз» работает над ачимовским проектом

Новый горизонт

— Сергей Александрович, что вы считаете главной проблемой газовой отрасли?

— Основная проблема в том, что главный газодобывающий регион — Надым-Пур-Тазовский — переходит в режим падающей добычи. На дальнейшую перспективу потребуется решить две задачи. Первая связана с эффективной выработкой запасов на действующих месторождениях, включая использование низконапорного газа, остающегося в недрах после истечения экономически целесообразного срока разработки, ввод в промышленную разработку углеводородного потенциала ачимовских залежей, доразведку и освоение юрских залежей. Ну, а вторая проблема — это, конечно же, необходимость создания новых газодобывающих производств на полуострове Ямал, в акваториях арктических морей, Обской и Тазовской губ, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Сергей Александрович Скрылев, генеральный директор ООО "ТюменНИИгипрогаз"

Сергей Александрович Скрылев, генеральный директор ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Увеличенная фотография (JPG, 779 КБ)

— Вы реализовали ачимовские проекты для ООО «Газпром добыча Уренгой» и ЗАО «Ачимгаз». С какими сложностями пришлось столкнуться?

— Лучше сказать, что мы выполнили весь комплекс необходимых работ — от обработки и интерпретации материалов сейсморазведки, построения геологической модели месторождения, изучения керна и пластовых флюидов до проектирования разработки и обустройства залежей углеводородов.

Работу осложняло то, что при традиционной технологии строительства скважин дебиты составляли бы от 50 тыс. до 200 тыс. куб. м, в то время как для рентабельной добычи необходимы дебиты газоконденсатной смеси, превышающие 400 тыс. куб. м в сутки.

— Какие методы повышения газоотдачи использовались?

— Для интенсификации притоков проектом предусмотрены большеобъемные гидроразрывы и горизонтальные стволы. Это позволило увеличить притоки до 600 тыс. куб. м в сутки.

— Как вы в целом смотрите на ачимовский проект?

— На мой взгляд, по своим масштабам он вряд ли уступит мегапроекту ≪Ямал≫, а в будущем радикально изменит систему транспорта и переработки конденсата. Вы же понимаете, что главной особенностью ачимовских залежей является высокое содержание конденсата в газе, который по своему компонентному составу отличается от валанжинского конденсата.

Главный корпус ООО "ТюменНИИгипрогаз"

Главный корпус ООО «ТюменНИИгипрогаз»

— Как это сказывается на производстве?

— Из-за высокого содержания парафинов в ачимовском конденсате потребовалось реконструировать имеющуюся и создавать новую систему транспорта и переработки жидких углеводородов. Разумеется, не стоит забывать и про аномально высокое пластовое давление. Потребовался спуск дополнительных технических колонн и строгое соблюдение технологических параметров бурения. Кроме того, на момент начала выполнения проектов отсутствовала арматура отечественного производства на давление выше 50 и 70 МПа соответствующих технических характеристик, необходимая для обустройства кустов скважин. По нашему заказу российские заводы разработали и изготовили такую запорную арматуру.

А вот регулирующая арматура и предохранительные клапаны установлены импортные. Также вспомним о высокой температуре пласта (115 oС) и агрессивности среды (содержание оксида углерода более 1 %). Притом, заметьте, параметр проницаемости здесь ниже, чем в сеномане, в 100–1000 раз! Все эти факторы приводят к тому, что строительство скважин оказывается чрезвычайно дорогим. Конечно, была принята концепция снижения металлоемкости и перехода на легкие конструкции.

Харвутинское месторождение

Харвутинское месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 434 КБ)

Кстати, при бурении переходной зоны, залегающей над кровлей ачимовских отложений, повсеместно отмечались значительные обвалообразования, а попытки увеличить плотность бурового раствора приводили к его поглощению в вышележащих истощенных горизонтах. Но с переходом на бурение скважин по S-образному профилю в 2010–2011 годах эти осложнения, к счастью, уже не носили массового характера и не имели тяжелых последствий. В подобных условиях строительство скважин с гидравлическим разрывом пласта или горизонтальным забоем совершенно необходимо для того, чтобы обеспечить рентабельность производства.


Кладовая

— Какую часть работы по ачимовке выполнили ваши специалисты?

— Практически все научно-исследовательские и проектные работы. Наши специалисты создали Единую технологическую схему разработки ачимовских отложений Уренгойского региона. Проектный документ был подготовлен по инициативе трех основных недропользователей (ООО ≪Газпром добыча Уренгой≫, ЗАО ≪Роспан Интернешнл≫ и ОАО ≪Арктикгаз≫), которым принадлежат лицензии на разработку ачимовских отложений. Курировал проект специально созданный правительством ЯНАО координационный комитет.

В рамках работы подготовлены пересчет запасов полезных ископаемых и проектный документ по разработке, включающий профиль добычи, график строительства скважин, программу исследовательских работ и обоснование инвестиций в обустройство.

Я уверен, что в связи со снижением добычи из сеномана и валанжина через несколько лет ачимовка станет для такого крупного предприятия, как ≪Газпром добыча Уренгой≫, основным источником эквивалентного объема извлекаемых полезных ископаемых.

Залежи углеводородов ачимовских отложений Уренгойского месторождения — это только наиболее изученная часть огромного продуктивного комплекса. В настоящее время мы выполняем оценку потенциала ачимовских отложений Ямбургского месторождения, поэтому накопленный опыт необходимо максимально использовать для получения лучших результатов.

Ямбургское месторождение

Ямбургское месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 350 КБ)


— А в чем заключается специфика разработки юрских отложений?

— Начнем с того, что ресурсы юрского комплекса ЯНАО составляют, по разным оценкам, от 10 млрд до 40 млрд т у. т. Сложность разведки и разработки этих залежей связана прежде всего со значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью юрских отложений, что выражается в существенных изменениях фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади месторождений. Кроме того, юрские отложения залегают в зоне повышенных давлений и температур на значительно бо́льших глубинах (3,8–5 км), чем сеноманские и неокомские (1–1,3 км и 1,8–3,5 км соответственно), что обусловливает дополнительные затраты на бурение скважин и освоение продуктивных пластов.

Для повышения продуктивности скважин необходимо использовать буровые станки с верхним приводом и современную систему превенторов, позволяющих осуществлять вскрытие пласта на равновесии или депрессии. Нужны буровые растворы новых рецептур, эффективные перфорационные средства и жидкости глушения на углеводородной основе. Кроме того, требуется проведение лабораторных исследований для выбора оптимального комплексного воздействия на пласт с целью улучшения фильтрационных свойств коллекторов.

Вынгаяхинское месторождение

Вынгаяхинское месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 875 КБ)

— Не планируете ли вы исследований в области разработки газогидратных залежей в многолетних мерзлых породах?

— На сегодняшний день только в пределах Западно-Сибирского бассейна, по нашей оценке, не разведано более 30 трлн куб. м газа. Поэтому всерьез заниматься проблемой газогидратных залежей в ближайшие десятилетия должны специализированные научные коллективы. У нас много работы по ≪традиционным≫ месторождениям.

— Если говорить о неразведанных запасах, то насколько вероятно, что в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будут обнаружены газовые залежи, сопоставимые, например, с Заполярным месторождением?

— На сегодняшний день в пределах Восточной Сибири выявлено всего два уникальных по запасам месторождения — Чаяндинское и Ковыктинское. Что касается Заполярного, то таких гигантов и в Западной Сибири немного, а ведь эти две провинции несопоставимы по своему потенциалу.

Скорее всего, в пределах Восточной Сибири будут еще открыты крупные и уникальные по запасам углеводородов месторождения, однако вряд ли они сравнятся с Заполярным.

Заполярное месторождение

Заполярное месторождение

Увеличенная фотография (JPG, 670 КБ)

Экология

— Какие работы по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) вы проводите?

— В настоящее время по договору с ОАО ≪Томскгазпром≫ мы выполняем проект второй очереди газокомпрессорной станции (ГКС) по утилизации попутного газа на Казанском НГКМ с поршневыми компрессорными установками на базе компрессора Ariel с газопоршневым двигателем Caterpillar. Первая очередь сдана в эксплуатацию в августе 2011 года. Помимо этого, мы проектируем установку комплексной подготовки газа и конденсата на том же Казанском НГКМ для осушки компримируемого ПНГ на ГКС первой и второй очередей строительства.

По проектам нашего института построены и более двух лет эксплуатируются КС-1 и КС-2 на ЦПС-1 и ЦПС-2 Уренгойского НГКМ с полным циклом подготовки ПНГ с центробежными компрессорами производства ОАО ≪СМНПО им. М. В. Фрунзе≫. Компрессорные станции вошли в пилотный проект ≪Утилизация попутного нефтяного газа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении≫ в рамках Киотского протокола.

Кстати, стоит вспомнить о традиционных системах розжига (при термической утилизации горючих газов и токсичных жидкостей). Как отечественные, так и зарубежные (≪бегущий огонь≫, электроразрядники и калильные свечи), эти системы недостаточно надежны, имеют короткий срок эксплуатации и требуют значительного времени для формирования стехиометрической смеси природного газа и кислорода. Поэтому возникает необходимость в газовых горелках, одна из которых должна гореть постоянно, потребляя при этом значительный объем добываемого газа: до 11 куб. м в час. Предварительная оценка потерь объема добытого газа при розжиге и эксплуатации одной горелки в течение года составляет более 100 тыс. куб. м. 

— А как решить эту проблему?

— Мы разработали технологию дистанционного розжига факельных установок, суть которой в том, что в линии розжига создается детонационная волна и ее волны-сателлиты. Формирование таких волн-сателлитов позволяет одновременно инициировать горение во всех газовых горелках факельной установки или непосредственно в стволовой трубе. Соответствующие стационарные комплексы поставлены ООО ≪Газпром добыча Ямбург≫, ООО ≪Газпром добыча Ноябрьск≫, ООО ≪ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ≫, ООО ≪Уралойл≫, ООО ≪Газпром добыча Оренбург≫, ООО ≪Газпром добыча Надым≫.

— Какие работы выполнял ТюменНИИгипрогаз в рамках программы «Чистая вода Газпрома»?

— За 17 лет была исследована работа водоочистных сооружений на 27 объектах, расположенных в Надым-Пур-Тазовском регионе. В результате наши специалисты установили, что в подземных водах Тюменского Севера в концентрациях до 30 мг на куб. дм присутствуют соединения кремния, которые оказывают существенное влияние на процесс обезжелезивания воды. Поэтому для эффективной очистки подземных вод от соединений железа и марганца и получения токсикологически безопасной питьевой воды необходимо удалять соединения кремния до разрешенной концентрации.

Станция подготовки воды "Водопад"

Станция подготовки воды «Водопад»

Увеличенная фотография (JPG, 731 КБ)


В отделе комплексных технологий водоподготовки была разработана технология комплексной электрокоагуляционной подготовки воды. Вода, прошедшая очистку на наших станциях ≪Водопад≫, удовлетворяет всем требованиям СанПиН ≪Питьевая вода≫ и имеет нулевую токсичность по шкале эквитокс. Сегодня более 100 таких станций производительностью от 5 тыс. куб. м в сутки успешно эксплуатируются на объектах нефтегазового комплекса и муниципальных образований в Западной Сибири и Дальневосточном регионе, из них 76 —в ОАО ≪Газпром≫.

Беседу вел Александр Фролов

Источник: «Газпром». 2012. № 11.

LiveJournal Share Button