Skip to content

АНОНС

Открылся канал нашего портала в Ютубе - Канал «Якутия. Образ будущего»

Технологии и перспективы. Как живет и работает крупнейшее месторождение Восточной Сибири.

Максим Корчагин, корреспондент ТАСС.
18 декабря 2019 г.

Само месторождение было открыто еще в 1978 году, однако ввели в промышленную разработку его только в 2008 году
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, разрабатываемое “Роснефтью”, – крупнейшее в Восточной Сибири с одной из самой низкой себестоимостью добычи в стране. Для поддержания добычи компания вкладывает значительные средства в современные технологии.
Пятичасовой перелет от Москвы до Иркутска, затем 1,5 часа малой авиацией до аэропорта Талакан в Якутии, три часа на “вахтовке”, и мы на месте – Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (ВЧНГКМ). Извлекаемые запасы нефти и конденсата составляют 276 млн тонн, а годовая добыча – около 8 млн тонн нефти. На улице -20⁰С. “Тепло”, – говорят встречающие нас работники “Верхнечонскнефтегаза” (ВЧНГ) (дочерняя компания “Роснефти”, ведущая разработку месторождения). Всю предыдущую неделю температура была около -40⁰С, так что московским журналистам повезло: мы попали практически в “тепличные” условия.
Первое, что поражает, – минимум людей на улице. В реальности будни нефтепромысла выглядят не так, как на экране. На современном месторождении уровень автоматизации таков, что большинство объектов управляется сменами по четыре-пять человек из различных операторных. Даже на ЭСН-3 – крупнейшей из двух электростанций месторождения, которая вырабатывает до 70% всей мощности, – присутствует только оперативный персонал из четырех человек, говорит начальник производственно-диспетчерской службы ВЧНГ Владимир Косарчук. Автоматическая система позволяет регулировать нагрузку на всех газовых турбинах, управлять тепло- водоснабжением и проводить эксплуатацию всех объектов на территории ВЧНГКМ централизованно.
Само месторождение было открыто еще в 1978 году, однако опытно-промышленная эксплуатация началась лишь в 2005 году, а ввод в промышленную разработку произошел в 2008 году.
В ноябре 2019 года была проведена переоценка извлекаемых запасов месторождения, в результате которой они были увеличены на 51,8 млн т нефти и конденсата (до 276 млн тонн) и на 66,4 млрд кубометров газа (до 193 млрд кубометров). Это значит, что жизненный цикл месторождения будет продлен.
С 2015 года ежегодный объем добываемой нефти на ВЧНГКМ превышает 8 млн тонн. Однако в этом году, по прогнозу компании, объем добычи составит 7,7 млн т нефти.
Внедрение технологий
Технологическое развитие компании позволяет ей идти в ногу со временем и внедрять различные эффективные решения, в том числе в области экологии.
Одним из важнейших инструментов является закачивание попутного нефтяного газа в подземные природные хранилища.
При добыче нефти выделяется так называемый попутный нефтяной газ (ПНГ). Его основное отличие от природного газа – процентное содержание метана. В природном газе содержание метана в среднем составляет 95-97%, в попутном газе меньше. Так, в Верхнечонском попутном нефтяном газе его доля около 80%.
ПНГ является основой для выделения газохимических продуктов, вплоть до газомоторных топлив и масел.
Раньше излишки ПНГ сжигали. Это негативно сказывалось на окружающей среде, поэтому в целях минимизации отрицательного воздействия на экологию на месторождении был реализован первый в Восточной Сибири проект по утилизации ПНГ с помощью технологии по его закачке во временное подземное хранилище газа (ПХГ).
Природный “резервуар” площадью 330 кв. км находится в изолированном осинском горизонте. Он представляет собой находящиеся на глубине 1,3 тыс. м под землей карбонатные пласты, которые имеют трещиноватую пористость, что позволяет закачивать, хранить и извлекать из них газ. Данная технология уже сейчас позволила довести уровень утилизации ПНГ на месторождении до 97%. Часть попутного газа идет на технологические нужды промысла – для работы газотурбинной электростанции ЭСН-3 (которая полностью автономна от внешних сетей), а также является топливом для печей нагрева нефти и котельных.
Газонагнетательные скважины, закачивающие газ под землю, внешне отличаются от добывающих скважин только цветом: желтые, а не красные. В остальном функциональное устройство выглядит очень похоже. Рядом со скважинами находится небольшое помещение, в котором расположено все оборудование: счетчики, вентили, трубы – все то, что позволяет контролировать производство на месте, а не только удаленно. Ежедневный объем закачки в ВПХГ через такие скважины составляет 2,7-2,8 млн кубометров газа или порядка 1 млрд кубометров в годовом эквиваленте. Сейчас в хранилище закачано уже более 1,3 млрд кубометров ПНГ. Потенциальная вместимость хранилища – 13 млрд кубометров газа. Объем инвестиций в проект составил более 8,7 млрд рублей.
Подготовка нефти
Как обычный человек представляет себе добычу нефти? Стоящие в поле “качалки”, мгновенное поступление в трубу и отправка на завод. Однако на практике все гораздо сложнее. Прежде чем попасть в магистральный нефтепровод, вся продукция проходит длинную цепочку технологической подготовки.
Верхнечонская нефть отличается высоким содержанием солей. Для приведения ее в соответствие первой группе качества необходимо провести очистку от лишних примесей. Поэтому сначала добываемое с кустовых площадок сырье по системе нефтесборных коллекторов поступает на УПН-1, где проводится предварительное разделение на нефть, газ и пластовую воду и последующая подготовка сырья для поставок потребителю. Затем подготовленный продукт поступает на хранение в резервуары, прокачивается через оперативный узел учета, где ведется контроль ее количества, и лишь после этого нефть попадает в пункт приема “Транснефти” и поступает в магистральный нефтепровод “Восточная Сибирь – Тихий океан” (ВСТО).
Сейчас мощность УПН-1 составляет 8,5 млн тонн нефти в год, то есть именно такое количество нефти она может подготавливать к дальнейшей транспортировке и перекачке в систему магистральных нефтепроводов.
Необходим и строгий контроль качества продукции. Для этих целей на территории месторождения находятся две современные лаборатории, анализирующие добываемое сырье и контролирующие качество нефти. Одну из них – химико-аналитическую лабораторию на УПН-1 – журналистам показала ее начальник Наталья Кулагина. Белые полы и стены, идеальная чистота, тишина, колбы и пробирки с образцами, четыре сотрудника, выполняющие сложнейшую аналитическую работу, – так выглядит настоящий химический рай. Трудно поверить, но за месяц эти люди проводят порядка 5-6 тыс. испытаний, а вместе со второй лабораторией – суммарно порядка 15 тыс. И это при круглосуточном режиме работы. Есть и третья лаборатория – на приемо-сдаточном пункте “Талаканское”, она проводит паспортизацию продукта
Разработка Даниловского кластера
“Верхнечонскнефтегаз” также является оператором еще 15 лицензионных участков “Роснефти” на территории Иркутской области и Красноярского края. Сегодня геологоразведочные работы ведутся на 13 лицензионных участках, на многих из них получен приток углеводородов, подтверждающий их промышленную нефтегазоносность.
Одним из самых перспективных направлений является разработка Северо-Даниловского нефтегазоконденсатного месторождения, первого из четырех месторождений, образующих новый Даниловский нефтегазодобывающий кластер, находящийся вблизи ВЧНГКМ. В него входят четыре месторождения, расположенные на трех лицензионных участках: Даниловском, Верхнеичерском и Преображенском. Их суммарные извлекаемые запасы составляют 325 млн тонн нефти.
При освоении этих месторождений используется так называемый кластерный метод. Его идея заключается в создании “опорных” точек, к которым подключаются месторождения-сателлиты. Такой подход позволяет сэкономить на инфраструктуре, поскольку все основные производственные объекты строятся на “опорном” месторождении, а на остальных частях кластера – лишь минимально необходимая инфраструктура.
“Роснефть” стала первой компанией в российской нефтегазовой отрасли, кто начал применять именно такой подход к разработке месторождений. Вначале компания создала Ванкорский кластер на территории Красноярского края, затем успешный опыт решено было продолжить на Эргинском кластере в ХМАО.
Северо-Даниловское месторождение (СДМ) является базовым для последующего вовлечения в разработку еще трех месторождений кластера – Южно-Даниловского, Верхнеичерского и им. Лисовского. На сегодняшний день в рамках проекта ведется строительство ключевых производственных объектов: круглогодичной автодороги, нефтепровода и установки предварительного сброса воды с дожимной насосной станцией (позволяет произвести сбор, сепарацию и обезвоживание добываемого сырья – прим. ТАСС).
Строительство нефтепровода, который соединит СДМ с Верхнечонским месторождением, началось в ноябре 2019 года. Его протяженность составит 93 км. Добытое сырье будет направляться на объекты подготовки нефти ВЧНГКМ, а затем в систему магистральных нефтепроводов. Ввод трубопровода в эксплуатацию запланирован на октябрь 2020 года, а автодороги – на третий квартал 2020 года. Проектная пропускная мощность нефтепровода – 4,6 млн тонн нефти в год.
Гендиректор ВЧНГ Александр Близнюк сообщил журналистам, что промышленная добыча нефти на СДМ начнется уже в 2020 году. Проектный уровень добычи Северо-Даниловского месторождения составит 2 млн тонн в год. Дальнейший поэтапный ввод в разработку других месторождений кластера – месторождения им. Лисовского, Южно-Даниловского, Верхнеичерского – продолжится с 2024 года.
Разработка новой группы месторождений потребует расширения производственных мощностей Верхнечонского месторождения. Для этого текущие мощности установки подготовки нефти будут увеличены до 10 млн тонн нефти за счет введения трех новых технологических линий мощностью по 500 тыс. тонн каждая. Первые две запустят уже в 2020 году, третью – в 2021 году.

Источник: ИА ИТАР-ТАСС.

Оставить комментарий

Войти с помощью: