Прибавить газу: «Роснефть» внедрила новую технологию по утилизации ПНГ
В России освоили новую технологию утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Дочернее подразделение «Роснефти» — предприятие «Верхнечонскнефтегаз» — первой в нефтяной отрасли стала закачивать ПНГ во временное подземное хранилище. Это позволяет почти полностью утилизировать газ, улучшая экологическую ситуацию и сохраняя на будущее ценный продукт. Новая технология особенно актуальна в свете планируемого роста добычи в Восточной Сибири. В настоящее время на севере Иркутской области создается Даниловский кластер месторождений с единой инфраструктурой. Такой подход дает возможность снизить затраты на разработку нефтеносных участков, а значит, и себестоимость добычи.
Газ про запас
Дочернее подразделение «Роснефти» — предприятие «Верхнечонскнефтегаз» — освоила уникальную технологию утилизации попутного нефтяного газа. Впервые в практике российской нефтедобычи ПНГ закачивается во временное подземное хранилище газа (ПХГ) и сохраняется там для последующего использования. Новый подход уже позволил довести уровень утилизации до 97% — одного из лучших показателей в отрасли.
— Сегодня суточная добыча газа на Верхнечонском месторождении составляет 3950 тыс. кубометров. Из них 2700 тыс. мы закачиваем в подземное хранилище, а остальные используются для собственных нужд. Степень утилизации фиксируется каждые сутки — вчера она составила 97,8%, –– рассказал заместитель генерального директора по производству — главный инженер «Верхнечонскнефтегаза» Вадим Цукер.
Чтобы отправить газ под землю, нефтяники построили целый ряд объектов: газокомпрессорную станцию мощностью более 1 млрд кубометров в год, нагнетательный газопровод длинной 40,9 км, а также шесть скважин, через которые сырье закачивается в подземное хранилище. Общая стоимость проекта составила более 8,7 млрд рублей.
Функции ВПХГ выполняет осинский горизонт, залегающий на глубине 1,3 тыс. м. Площадь хранилища составляет 330 кв. км — оно занимает почти четвертую часть всего Верхнечонского месторождения. На сегодня под землю уже закачали более 1,3 млрд кубометров попутного нефтяного газа. По словам заместителя генерального директора –– главного геолога предприятия Романа Мусина, возможности ПХГ позволяют разместить там еще как минимум 13 млрд кубов.
Генеральный директор «Верхнечонскнефтегаза» Александр Близнюк отмечает, что закачкой газа во временное подземное хранилище предприятие выполняет сразу две цели. Первая — улучшение экологической ситуации, ведь зачастую большую часть ПНГ российские нефтяники вынуждены просто сжигать, увеличивая выбросы в атмосферу углекислого газа.
— С внедрением новой технологии мы почти полностью уходим от негативного воздействия на окружающую среду. Вторая наша цель — рациональное использование ПНГ. Впоследствии мы получим возможность извлечь его обратно и использовать на собственные нужды. Также не стоит забывать, что попутный газ представляет большую ценность — это основа для химической промышленности, для производства множества продуктов, включая различные масла и полимеры, — отметил Александр Близнюк.
20% получаемого ПНГ «Верхнечонскнефтегаз» использует для собственных нужд. На попутном газе работают две электростанции общей мощностью более 90 МВт, а также котельная и печи нагрева участка подготовки нефти.
— В сутки обе электростанции потребляют порядка 600 тыс. кубометров газа. Мы ежедневно вырабатываем 1,4 ГВт*час электроэнергии и обеспечиваем бесперебойное энергоснабжение всего нефтепромысла. Также от наших сетей питаются три буровых установки, что позволяет снизить расход дизельного топлива и сэкономить средства, — рассказал начальник производственно-диспетчерской службы «Верхнечонскнефтегаз» Владимир Косарчук.
Программы повышения рационального использования попутного газа действуют во всех регионах, где работает «Роснефть». За последние пять лет компания вложила в развитие данной технологии 125 млрд рублей, что позволит до 2022 года сократить выбросы парниковых газов на 8 млн т. Уже в 2018 году «Роснефть» снизила выбросы метана на 46% по сравнению с 2017-м. В целом за пять последних лет компания инвестировала в «зеленые» технологии более 240 млрд рублей, а в следующую пятилетку планирует вложить еще 300 млрд.
Кластерный подход
В настоящее время на севере Иркутской области создается новый кластер месторождений — Даниловский. В него войдут Северо-Даниловское, Южно-Даниловское, Верхнеичерское месторождения, а также месторождение имени Лисовского. Все они будут использовать инфраструктуру Верхнечонского месторождения. Для «Роснефти» этот кластер станет уже третьим по счету — ранее компания первой среди российских нефтедобытчиков применила подобный подход на Ванкорской, а затем на Эргинской группе месторождений.
На одном из наиболее изученных месторождений нового кластера — Северо-Даниловском — промышленная добыча нефти начнётся уже в 2020 году. Ожидается, что здесь будут добывать 2 млн т нефти в год. Как сообщили в «Роснефти», обустройство месторождения включает бурение 95 скважин, создание системы поддержания пластового давления, а также строительство собственного центра генерации мощностью 31 МВт и нефтепровода.
Другие месторождения кластера –– месторождение им. Лисовского, Южно-Даниловский, Верхнеичерский — будут поэтапно вводиться в разработку с 2024 года. Всего суммарный объем запасов месторождений Даниловского кластера составляет 325 млн т.
В настоящее время «Верхнечонскнефтегаз» ведет активную геологоразведку на своих лицензионных участках. По итогам испытаний восьми разведочных скважин в Катангском районе Иркутской области геологи предприятия подтвердили их промышленную нефтегазоносность. Так поисково-оценочная скважина на Преображенском лицензионном участке, расположенном рядом с Северо-Даниловским месторождением, показала рекордный дебит безводной нефти — 582 кубометра в сутки.
Как рассказал «Известиям» Александр Близнюк, если на других лицензионных участках предприятия будет обнаружена нефть, они тоже могут стать новыми кластерами.
— Стратегия кластерного развития подразумевает создание якорных, опорных точек, к которым будут подключаться более мелкие участки. По данным геологоразведки, в Восточной Сибири гигантских месторождений, подобных Самотлорскому, пока не предвидится, но есть достаточно много небольших участков с хорошей продуктивностью. Эффективность разработки этих запасов будет зависеть от правильно спланированной инфраструктуры, которая позволит освоить их с минимальными затратами, — отметил Александр Близнюк.
Преимуществом Даниловского кластера должно стать совместное использование мощностей для подготовки нефти. Главная роль здесь отводится уже существующему комплексу Верхнечонского месторождения. Его установка подготовки нефти (УПН) № 1 состоит из нескольких технологических линий, на которых получаемое из скважин сырье доводится до необходимого товарного вида и затем поступает в систему магистральных трубопроводов.
— Мощность установки подготовки нефти в настоящий момент составляет 8,5 млн т нефти в год. В 2020 году мы планируем запустить ещё две технологические линии, а в 2021-м — третью по 500 тыс. т в год каждая. В результате мощность объекта увеличится до 10 млн т нефти в год, — рассказал начальник цеха подготовки и перекачки нефти «Верхнечонскнефтегаза» Дмитрий Шадрин.
Увеличение мощности необходимо, чтобы обеспечить прием и подготовку нефти, поступающей с различных месторождений нового кластера. При этом УПН Верхнечонского месторождения будет заниматься финальным этапом — доведением сырья до так называемой первой группы качества. Первичная подготовка нефти — отделение воды и газа — будет проходить на новых месторождениях, где создадут собственные УПН.
Так, «Роснефть» уже начала строительство установки предварительного сброса воды (УПСВ) на Северо-Даниловском месторождении. Она обеспечит сбор, сепарацию и обезвоживание добываемого сырья, а также учет и транспортировку нефти. В настоящее время идет сооружение фундаментов четырех резервуаров для предварительной подготовки сырой нефти. В первом полугодии 2020 года планируется строительство ключевого объекта УПСВ — дожимной насосной станции.
Таежный нефтепровод
Добываемое в пределах Даниловского кластера сырье будет доставляться на установку подготовки нефти Верхнечонского месторождения по нефтепроводу мощностью 4,6 млн т нефти в год.
Строительство трубопровода протяженностью 93 км уже началось — стальная нить протянулась уже на 7,2 км. На ее конце расположился сварочный комплекс. Пока трубоукладчик держит трубу на весу, сварщики, рассыпая по снегу искры, стягивают несколькими швами очередной стык.
— Работаем круглосуточно, в день свариваем 350 м. В январе навстречу этому комплексу пойдет второй со стороны Северо-Даниловского месторождения, тогда наш суточный шаг вырастет до 500 м, — рассказал руководитель проекта «МагистральЛогистики» Александр Макаров.
Трубопровод будет проложен подземным способом. Для исключения оттаивания мерзлых грунтов проектом предусмотрено применение тепловой изоляции с защитой зоны сварных соединений сегментами из того же материала. Герметичность трубы будут отслеживать специальные приборы контроля.
Окончание строительства нефтепровода запланировано на октябрь 2020 года. Параллельно ему строится автодорога, которая соединит Северо-Даниловское и Верхнечонское месторождения. Уже проложено 30 км. На 31-м работает техника — груженые породой самосвалы подъезжают к окончанию трассы и высыпают грунт, который тут же подхватывает и разравнивает бульдозер, а затем уплотняет каток. В сутки сюда доставляется 250 самосвалов грунта.
— В день в сумме прокладываем порядка 800 м, в январе планируем закончить сооружение первого слоя. К июню рассчитываем сделать все три слоя, и летом покрыть дорогу щебнем, — рассказал «Известиям» руководитель проекта «Предприятия буровых работ» Всеволод Овчинников.
Интеллектуальное бурение
Ресурсная база Верхнечонского месторождения в этом году была увеличена на 51,8 млн т нефти и конденсата по категории АВ1В2 и достигла 276 млн т. Запасы газа выросли на 66,4 млрд кубометров — до 193 млрд кубов. Прирост запасов позволит продлить жизненный цикл месторождения.
Максимальная проектная мощность Верхнечонского месторождения составляет 7,5 млн т нефти в год, но последние пять лет нефтяники добывали более 8 млн т. В этом году ожидается небольшое снижение показателя, до 7,7 млн т. Это объясняется естественным процессом старения месторождения. Основной способ продлить его жизнь — наращивание эксплуатационного бурения. Для максимального извлечения нефти «Верхнечонскнефтегаз» с этого года приступил к бурению дополнительных уплотняющих скважин.
— По проектным документам наш коэффициент извлечения нефти должен составлять 39%, что для России — практически предельная цифра. Но мы уверены, что сможем показать даже больше, — отмечает Александр Близнюк.
Помимо количества скважин «Верхнечонскнефтегаз» повышает эффективность буровых работ. По словам заместителя генерального директора по бурению Вячеслава Вислогузова, за последние 10 лет предприятие сократило сроки бурения в три раза и сейчас средний период для скважины длинной более 3 км составляет всего 17 суток. Это один из лучших показателей в отрасли, а рекорд «Верхнечонскнефтегаза» — менее 12 суток. Каждый год мы сокращаем сроки строительства скважин на 10%, отметил Вислогузов.
Ускорять буровые работы нефтяникам помогает в том числе разработанная «Роснефтью» программная система КиУСС — Контроль и управление строительством скважины. Она позволяет оперативно принимать необходимые решения и более эффективно вести бурение.
— С помощью данной программы мы в режиме реального времени получаем все параметры строительства скважины, — поясняет Вячеслав Вислогузов. — Видим все нагрузки, вращение, подачу промывочной жидкости, геофизические данные. Есть данные, показывающие, в какой точке разреза мы находимся, всё ли идёт правильно или начались какие-то отклонения. Благодаря данной системе мы можем своевременно отреагировать на любую ситуацию.
Новые технологии помогают в ходе бурения отыскивать даже небольшие участки нефти, тонкие пласты и проходить их по оптимальному маршруту. При этом система позволяет отслеживать процесс не только на самом месторождении, но и в офисе «Верхнечонскнефтегаза» в Иркутске и даже в центре бурения «Роснефти» в Москве.
