Изначально ПНГ считали просто примесью нефти, его сжигали на факельных установках. Однако после очистки и дополнительной подготовки попутный газ становится ценным природным ресурсом, пригодным для использования в энергетике. Поэтому вопрос по рациональной утилизации попутного нефтяного газа долгое время был «номером один» в повестке у многих предприятий нефтегазовой отрасли.
В 2004 году вышло Постановление Правительства РФ, согласно которому с 2012 года нефтедобывающим компаниям необходимо утилизировать 95% добываемого попутного нефтяного газа, а сжигать на факелах можно не более 5% от объема добытого газа. В «Верхнечонскнефтегазе» приняли решение использовать временное подземное хранилище газа (ВПХГ) с потенциалом последующей реализации при развитии газовой инфраструктуры Иркутской области. Новую технологию временного хранения ПНГ с возможностью дальнейшего извлечения впервые применили именно на Верхнечонском месторождении.
Александр Близнюк, генеральный директор АО «ВЧНГ»:
– Технология по закачке ПНГ во временное подземное хранилище была использована впервые в Восточной Сибири на Верхнечонском месторождении. Особенность данной технологии заключается в хранении попутного сырья для последующего рационального использования, а не для поддержания пластового давления. У нас зачастую используют метод закачки газа в газовые шапки, то есть для поддержания пластового давления. Закачивание газа в хранилище назвать утилизацией сложно, потому что в таком случае это будет рациональное использование, газ возвращается с определенной цикличностью.
Восточная Сибирь – относительно новый и интенсивно развивающийся регион нефтегазодобычи России. ВЧНГКМ является одним из крупнейших месторождений региона – его начальные извлекаемые запасы углеводородов превышают 270 миллионов тонн. Промышленная добыча нефти здесь началась в 2008 году, сейчас ее обеспечивают около 500 скважин.
Роман Мусин, заместитель генерального директора, главный геолог АО «ВЧНГ»:
– Месторождениям, недалеко от которых есть газовая инфраструктура, не составляло проблем следовать постановлению правительства. Но рядом с Верхней Чоной нет газопровода, мы находимся в полной автономии. И тогда мы решили идти по пути закачки газа в подземное природное хранилище – остальные варианты были для предприятия экономически невыгодными. Предстояло теперь найти надежный объект, способный вместить требуемый объем газа. При подборе пласта для создания ПХГ мы учитывали наличие ловушки для требуемого объема хранимого газа и надежной покрышки для герметичности хранилища.
По результатам анализа геолого-промыслового материала в качестве единственного подходящего объекта под ПХГ на Верхнечонском месторождении выбрали карбонатный коллектор осинского горизонта. Он обладает лучшими характеристиками для организации подземного хранилища: расположен на минимальной глубине (1300 метров) относительно остальных залежей месторождения и перекрыт солями с прослоями доломитов общей мощностью в среднем 200 метров.
Хранилище занимает почти четвертую часть всего Верхнечонского месторождения – это 330 квадратных километров. Общий объем финансирования проекта составил более 8,7 миллиарда рублей.
Руслан Хамидов, начальник управления подготовки нефти, газа и поддержания пластового давления:
– Было очень интересно запускать проект – все оборудование новое, технологии передовые. На каждом этапе мы чувствовали волнение, вдруг что-то не получится, и восторг, удовлетворение, когда все прошло гладко. Проект себя оправдал. Сейчас в его реализации занято несколько десятков человек, и каждый из них внес свой вклад в достижение общего результата. Конечно, при запуске были свои нюансы, но это все рабочие моменты, главное – все проектные показатели достигнуты. Мы сумели довести уровень утилизации попутного нефтяного газа до 97% – это один из лучших показателей в нефтяной отрасли.
С момента запуска ПХГ в эксплуатацию в осинский горизонт закачано свыше двух с половиной миллиардов кубических метров попутного нефтяного газа. Текущая мощность ПХГ (с учетом дополнительного бурения газонагнетательных скважин в 2023 году) составляет 17,4 миллиарда кубических метров. Такой объем хранилища позволит закачивать газ до 2039 года.
В рамках реализации газового проекта на Верхнечонском месторождении была построена высокотехнологичная наземная и подземная инфраструктура:
- Газокомпрессорная станция мощностью более миллиарда кубометров в год.
- Нагнетательный газопровод длиной 40,9 километра.
- Газопроводы-шлейфы к газонагнетательным скважинам суммарной протяженностью 15 километров.
- Шесть газонагнетательных скважин, через которые сырье закачивается в подземное хранилище.
Перед закачкой под землю и подачей газа на электростанции и котельные его очищают на установках подготовки от различных примесей и нефти. Предварительная очистка позволяет избежать остановок скважин и выхода из строя газотурбинных установок. Затем газ попадает на компрессорную станцию высокого давления. Более 75% ПНГ по газопроводу поступает в природное хранилище, расположенное на глубине 1 300 метров. Около 30% добываемого газа идет на собственные нужды нефтепромысла – энергогенерацию, котельные и утилизацию ТКО.
В сутки на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении добывается 3,8 миллиона кубических метров газа, из них порядка 30% используется, чтобы обеспечивать жизнедеятельность месторождения. Например, газ необходим для работы газотурбинных электростанций, также он является топливом для печей нагрева нефти и котельных. Мощность двух газовых электростанций превышает 90 мегаватт.
ЭСН-2 (энергоцентр собственных нужд) на Верхнечонском НГКМ работает в режиме ГТУ — ТЭЦ (газотурбинная установка – теплоэлектроцентраль), то есть, и по тепловому, и по электрическому графику. Отходящие от газовой турбины в процессе выработки электроэнергии газы с температурой около 490-500⁰С, не просто выбрасываются в атмосферу, а попадают в котел-утилизатор, нагревая в нем воду для тепловой сети до температуры 90-100⁰С в соответствии с температурным графиком. Подогретая вода направляется для обогрева объектов Установки подготовки нефти (УПН-1). После котла-утилизатора температура отходящих газов снижается до 160-170⁰С. Этот режим совместной выработки электрической и тепловой энергии называется когенерацией. В результате отпадает необходимость в использовании дополнительной водогрейной котельной, соответственно, происходит снижение выбросов парниковых газов (СО2) в атмосферу.
Перспективы Северо-Даниловского месторождения
Северо-Даниловское месторождение находится в 347 километрах от Усть-Кута в Катангском районе на севере Иркутской области и было открыто в 2011 году. Его площадь составляет 3236 квадратных метров.
Технология по утилизации ПНГ особенно актуальна в свете планируемого роста добычи в Восточной Сибири. В 2019 году «Верхнечонскнефтегаз» в качестве оператора приступил к обустройству и подготовке к промышленной эксплуатации Северо-Даниловского нефтегазоконденсатного месторождения – первого из четырех месторождений, образующих новый Даниловский нефтегазодобывающий кластер (Южно-Даниловское месторождение, Верхнеичерское месторождение, месторождение им. Лисовского). Суммарно с месторождений Даниловского нефтегазодобывающего кластера извлекается более 341 000 000 тонн запасов нефти и газового конденсата.
Обустройство месторождения включает в себя бурение 95 скважин на десяти кустовых площадках, строительство установки предварительного сброса воды, системы поддержания пластового давления, собственного центра газовой генерации, автодорог, нефтепровода и других первоочередных объектов инфраструктуры.
В октябре 2020 года был построен нефтепровод, который соединил месторождение с ВЧНГКМ – это более 90 километров. Стартовал первый этап освоения нового месторождения, который включает в себя строительство первоочередных объектов, в том числе системы поддержания пластового давления, а также обустройство вахтового поселка.
Здесь пока нет своего подземного хранилища газа. Однако в 2020 году и на Северо-Даниловском месторождении, как и на ВЧНГКМ, внедрили технологию по рациональному использованию попутного нефтяного газа для энергогенерации. Для этого на месторождении ввели в эксплуатацию мобильный энергоцентр мощностью четыре мегаватта.
Добываемый газ проходит сепарацию и подготовку непосредственно на кустовой площадке. Энергоцентр обеспечивает электроэнергией механизированную добычу нефти и работу буровых установок. После завершения строительства воздушной линии электропередачи остальные объекты нефтедобычи и социальной инфраструктуры месторождения будут обеспечены энергоснабжением.
Мобильный энергоцентр будет основным источником энергии до завершения строительства газотурбинной электростанции мощностью 31 мВт. Подготовленный попутный газ на нее будет поступать с установки предварительного сброса воды. После пуска электростанции месторождение полностью будет обеспечиваться электроэнергией, получаемой из ПНГ.
Благодаря активному участию дочернего общества «Роснефти» в реализации программы повышения рационального использования ПНГ, снижаются выбросы парниковых газов, улучшается экологическая обстановка в регионе, где работает предприятие.
Компания на системной основе реализует мероприятия и инвестиционные проекты, нацеленные на предотвращение воздействия на окружающую среду. «Зеленые» инвестиции «Роснефти» за период 2018–2022 годов запланированы на уровне 300 миллиардов рублей, они направляются на повышение уровня использования попутного нефтяного газа (ПНГ), повышение надежности трубопроводов, улучшение управления сточными водами, отходами и рекультивацию земель.
В результате реализованных в 2020 году мероприятий удалось сократить объем выбросов в атмосферу на 14%, в том числе за счет реализации программы утилизации ПНГ.
Реклама
АО «ВЧНГ»
Токен: LdtCKcFNf
