О том, как на Яреге реализуется программа интенсификации разработки нефтетитанового месторождения
Вот уже более полугода в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» реализуется программа интенсификации добычи на Ярегском нефтетитановом месторождении. С самого начала было ясно, что решить эту задачу с помощью традиционных методов не получится. Поэтому здесь активно применяются новые технологии, использование которых позволяет добиваться высоких результатов.
Что же конкретно способствует этому? Ответить на данный вопрос попытался корреспондент «СВ».
Вектор задан
Ярегское месторождение – одно из старейших в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции – уникально по величине запасов и особенностям состава углеводородного флюида. Это единственное в России и мире место, где на сегодняшний день «черное золото» из недр извлекают шахтным способом. За 80-летнюю историю промысла при его разработке применялись самые различные системы добычи, прогрессивные для своего времени. В результате количество поднимаемой на поверхность высоковязкой нефти составляет в настоящем свыше полумиллиона тонн в год. Но Общество поставило перед собой задачу увеличить эти объемы более чем в два раза, поэтому и была разработана названная выше программа.
– Реализация данного проекта предусматривает совершенствование шахтного способа добычи на Ярегской площади, и с поверхности по технологии SAGD – на Лыаельской, – рассказывает начальник отдела по геологии и разработке тяжелой нефти НШУ «Яреганефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Иван Ямсков. – Опытно-промышленные работы проводятся планомерно. Программа рассчитана на три года, и у нас уже есть определенные успехи в заданном направлении.
Забуримся поглубже
Более 40 лет назад на Ярегском месторождении стало настоящим прорывом внедрение термошахтного метода добычи. Это когда пласт разогревается горячим паром, доводя тяжелую нефть по вязкости до состояния обычной легкой нефти.
За прошедший период было испытано несколько вариантов термошахтной разработки, отличающихся расположением нагнетательных и добывающих скважин. В настоящее время эксплуатируются три подобные системы: двухгоризонтная, одногоризонтная и подземно-поверхностная. Кстати, последняя на сегодняшний день является основной системой разработки месторождения. Ключевое ее отличие – способ подачи пара в продуктивный пласт через поверхностные паронагнетательные скважины, в то время как двухгоризонтная закачка ведется через скважины, пробуренные в выработках туффитового горизонта, а в одногоризонтной системе пар подается из добычной галереи.
– Термошахтный метод – самый эффективный для ярегской площади: коэффициент извлечения нефти (КИН) на отдельных участках достигает 80% (для сравнения, средний КИН по России – 35%), – рассказывает И. Ямсков. – Мы можем его только совершенствовать. Кстати, программой интенсификации предусмотрено наращивание темпов ввода запасов в разработку за счет увеличения объемов бурения и протяженности подземных скважин с 300 до 800 метров, а также повышения скорости проходки горных выработок за счет ее механизации.
Сегодня основной фонд Ярегской площади – это трехсотметровые скважины, построенные с помощью подземного бурового станка ПБС-2 Т, который был разработан еще в 1955 году. С 2011 года «ЛУКОЙЛ-Коми» применяет австралийскую подземную буровую установку GDS 20X40R, которая подтвердила возможность направленного бурения подземных скважин протяженностью до 800 метров. К настоящему времени принято решение о закупе еще трех аналогичных буровых станков, а также заключен договор о привлечении к освоению «подземных кладовых» подрядной организации.
За счет новых комбайнов
Увеличение протяженности подземных скважин на нефтешахтах Ярегского месторождения позволит вовлекать в разработку большие его площади при значительном сокращении проходки горных выработок.
Кстати, и в этом направлении происходит модернизация производства. Раньше проходка велась только буровзрывным способом со средней скоростью строительства 200 метров в год. Два года назад Общество стало применять горнопроходческие комбайны, позволившие увеличить эту цифру в 3,5 раза в туффитовом горизонте и в 2 раза – в нефтенасыщенном пласте.
– Горнопроходческий комбайн КП-21 изначально проектировался для угольных шахт, поэтому совместно с заводом-изготовителем мы его адаптировали к нашим условиям, – рассказал Иван Николаевич. – Предварительно механизм испытали на земле, а при спуске в шахту разобрали и по частям перенесли в монтажную камеру. Чтобы освоить навыки управления новым оборудованием, группа машинистов НШУ «Яреганефть» прошла обучение в Воркуте и Кузбассе.
Кроме новых комбайнов, на третьей шахте введена в эксплуатацию штрекоподдирочная машина производства немецкой компании HAZEMAG MINING. Она будет применяться в горных выработках для поддирки породы, вспученной в результате геологических воздействий.
Хитрая наука
Как уже было сказано, реализация программы интенсификации предусматривает развитие добычи «черного золота» как шахтным способом, так и с поверхности по технологии термогравитационного дренирования пласта на Лыаельской площади месторождения.
Разработанная еще в 1980-х канадскими учеными технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин, известна в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage или метод термогравитационного дренирования пласта). На Ярегском месторождении она впервые применялась на опытно-промышленном участке № 3 (ОПУ-3) в 2005 году. Принцип ее работы прост: устья скважин расположены на одной площадке, а горизонтальные стволы лежат параллельно, один над другим, на расстоянии пяти метров. Верхняя скважина используется для нагнетания пара в пласт. Разжижаясь, высоковязкая нефть устремляется вниз, в призабойную зону добывающей скважины, а затем поднимается на поверхность обычным электроцентробежным насосом.
В прошлом году «ЛУКОЙЛ» внедрил усовершенствованный метод, так называемый «Встречный SAGD» и опробовал его на новом ОПУ-5 Лыаельской площади. В отличие от традиционного ТГДП, новый способ предусматривает бурение встречных скважин из противоположных точек. Так, в продуктивной части пласта было пробурено пять пар скважин с длиной горизонтальной части ствола 1000 м. Расстояние между двумя стволами составляет 5-10 м, а между парами – 70 м. На данный момент объекты находятся в опытно-промышленной разработке. В ходе нее в течение нескольких месяцев производится предварительный разогрев пласта путем закачки пара в пласт, и только после этого ожидается получение первой нефти.
Впереди – большая стройка…
Особые надежды, возлагаемые на Ярегу, и сложность поставленных при этом задач привело к тому, что в конце прошлого года НШУ «Яреганефть» было выведено из состава ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» в отдельную структуру. Тем более что увеличение добычи влечет за собой и строительство новых объектов инфраструктуры на поверхности. Так, существующие на нефтешахтах центральные нефтеперекачивающие станции (ЦНПС) способны обеспечить подготовку «черного золота» в объемах не более 725 тысяч тонн, чего в будущем недостаточно. Поэтому нефтесодержащую жидкость планируется откачивать из шахтных блоков через поверхностные скважины на запланированную к строительству УПН. Здесь будет производиться подготовка нефти до товарного качества, а далее, по нефтепроводу, – доставляться на ПСП (приемо-сдаточный пункт) «Ухта».
Для обеспечения запланированных объемов добычи углеводородного сырья предусмотрена реконструкция и модернизация тех объектов инфраструктуры, работа которых напрямую оказывает влияние на процесс добычи нефти. Это, в том числе, строительство водоподготовительной установки, реконструкция и строительство новых парогенерирующих мощностей, объектов электроснабжения и т. д. И, конечно же, программа интенсификации добычи на Ярегском месторождении предусматривает возведение социально значимых объектов в поселке. Потому что первоочередным в политике ООО «ЛУКОЙЛ» по-прежнему является забота о людях.
Илья ГРИГОРЬЕВ
На снимках из архива редакции: главный механик нефтешахты №1 Рудольф Ролидор знакомится с новым комбайном; бурение одним движением руки; подземная буровая установка GDS 20X40R