Образование и история обустройства ярегского месторождения нефти

Главгосэкспертиза России рассмотрела проекты обустройства Ярегского нефтяного месторождения

В рамках реализации проектов пройдут 3й этап развития Ярегской площади в границах лицензионного участка ООО «Лукойл-Коми», а также 2ая очередь 1го этапа строительства в границах Лыаельской площади месторождения.

Москва, 6 июл — ИА Neftegaz.RU. В рамках реализации проектов пройдут 3 й этап развития Ярегской площади в границах лицензионного участка Лукойл-Коми, а также 2 ая очередь 1 го этапа строительства в границах Лыаельской площади месторождения.

Об этом 6 июля 2018 г. сообщает Главгосэкспертиза России.

Изучив представленные материалы, эксперты Главгосэкспертизы России пришли к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация по объектам соответствуют требованиям технических регламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация – результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

По итогам рассмотрения выданы положительные заключения.

Открытое в 1932 г. Ярегское нефтяное месторождение расположено в центральной части Республики Коми на Тиманском кряже, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти группы.

Ярегское нефтяное месторождение — единственное в России, где добыча ведется шахтным способом, причем ввод новых энергогенерирующих объектов, парогенераторных установок и бурению скважин на позволяет обеспечить стабильный рост добычи.

В ходе 3 го этапа развития Ярегской площади Ярегского нефтяного месторождения, проект которого рассмотрела Главгосэкспертиза России, будут обустроены 13 технологических (зумпфовых) скважин для подъема и учета поднимаемой из шахты нефтесодержащей жидкости, 3 оценочные скважины для обеспечения оптимальных условий проведения гидродинамических исследований, направленных на измерение температуры и давления как на устье скважины, так и по разрабатываемому пласту.

Также обустроят 20 паронагнетательных скважин для закачки пара в нефтяной пласт с целью разогрева нефти и снижения ее вязкости для организации добычи и последующей транспортировки.

Кроме того, на площадках скважин будет размещено оборудование для замера количественных и качественных характеристик пара, закачиваемого в пласт.

Помимо этого проект предусматривает создание системы промысловых коллекторов для сбора добываемой жидкости с шахт технологических скважин уклонных блоков Ярегской площади и системы паропроводов для транспорта насыщенного пара от существующих котельных и парогенерирующих установок до проектируемых паронагнетательных скважин.

Проектом 2 ой очереди 1 го этапа строительства в границах Лыаельского лицензионного участка Ярегского месторождения запланировано обустройство 8 ми кустов скважин, строительство 18 площадок контрольно-наблюдательных скважин, нефтепроводов и паропроводов общей протяженностью 1109 и 4056 м. соответственно, автодорог и автоподъездов к площадкам кустов скважин общей протяженностью 6100 м. и закрытого распределительного устройства.

Ранее, осенью 2017 г., Главгосэкспертиза России одобрила проект строительства на Лыаельской площади инфраструктуры для обслуживания 46 паронагнетательных скважин на 10 ти кустовых площадках.

Ярегское месторождение нефти – триумф российской индустрии

Месторождение расположено в Ухта-Ижемском нефтегазоносном районе Тимано-Печерского бассейна. Промысел назван по имени двадцатикилометрового притока Печоры – речки Яреги. Центр разработок находится в одноименном поселке. На территории Европейской части это одно из самых крупных месторождений.

Основные характеристики месторождения

Мощность залежей ЯНМ, по мнению экспертов, составляет 130 тысяч тонн. По отраслевому классификатору это крупное месторождение. Несмотря на то, что его извлекаемые запасы оцениваются в 31 млн. тонн, в глазах специалистов этот промысел обладает большим потенциалом, благодаря расположению нефтеносных слоев и уникальным свойствам извлекаемого сырья.

  • В углеводороде примеси серы и парафинов не превышают 0,5 – 1,0%.
  • Сырье после переработки с максимальной эффективностью используется для получения трансформаторных масел, моторных присадок, смазочных материалов.
  • Пласты располагаются на глубинах до 300 метров.
  • Отсутствуют сопутствующие газы.
  • Нефть перемешана с породами, содержащими уран.

Сроки начала разработки месторождения

Несмотря на продолжительный срок разработки залежей и содержательную технологическую историю, месторождение до сих пор находится в опытно-промышленной эксплуатации. Ни в один год уровень добычи не превысил рекорд 1952 года – 390 тысяч тонн.

С момента открытия природной кладовой в 1932 году до 1939 года уровень годовых объемов составлял 130 – 1400 тонн. Нарастить темпы извлечения сырой нефти не позволяла ее вязкость, которая тысячекратно превышала привычный уровень.

С 1939 года на промысле была впервые в стране организована добыча с помощью шахтных выработок. С 1954 года в шахтной технологии, также впервые, применяется термо-паровая составляющая.

Ценность месторождения и необходимость б вложения в его разработку больших капитальных средств потребовали выполнения процедуры их обоснования. Практика проведения Государственной оценки запасов началась с защиты размера залежей ЯНМ в 1937 году.

Важным достоинством месторождения является его промышленная подготовленность и освоенность прилегающих территорий.

Особенности добычи на данном месторождении

Невысокие темпы извлечения нефти не умаляют ее потребительских качеств. Продукты, изготовленные из нее, используются в радиотехнической, авиационной и космической промышленности.

Отличительной особенностью Ярегских залежей нефти является их низкая температура и малое межпластовое давление. Поднять на поверхность сырье общепринятыми способами затруднительно. Ни одна технология, используемая до 1972 года, не позволила извлечь более 4% запасов.

Комплексный метод горизонтального бурения, межпластовой перфорации и пароваого разогрева позволил существенно увеличить добычу. Его суть сводится к созданию нагнетательных и рабочих горизонтальных скважин, проходящих одна под другой на расстоянии 5 – 15 метров. По надпластовой галерее закачивается пар. Разогретая и осевшая в рабочем горизонте нефть откачивается насосом.

Новую жизнь месторождению дала технология шахтной проходки пластов с помощью комбайна, который был модернизирован из углепроходческого.

Какие компании разрабатывают месторождения

Право на освоение залежей и прилегающей территории ЯНМ принадлежит ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Это право компания подтвердила, выиграв аукцион, проводимый Правительством РФ. Кроме него работы на месторождении проводят ОАО «Ярегская нефтетитановая компания», ОАО «ЯрегаРуда». В общей сложности количество работающих на месторождении и вспомогательных производствах составляет, примерно, семь тысяч человек.

Перспективы месторождения

Потенциал месторождения должен быть реализован. Плановые показатели нефтедобычи на ближайшую перспективу должны составить 3 – 7 млн. тонн в год. С этой целью строится 38-микилометровый нефтепровод до Ухты, который должен обеспечивать транспортировку 14 млн. тонн нефти в год. Магистраль должна пройти под рекой Ухтой и пересечь железнодорожный путь.

Компания наращивает протяженность рабочих скважин. К 2016 году их протяженность возрастет на 25% и составит 93 км. Возводится 100-мегаваттный энергоцентр. При этом «ЛукОйл» прогнозирует отказ от транспортирования нефти в цистернах.

Кроме этого Компания «ЯрегаРуда» планирует начать разработку титановой составляющей, которая содержится в пропитанных нефтью подземных песчаных породах.

С этой целью ведутся опытные разработки по обогащению Ярегского нефтетитаносодержащего сырья.

Лом черных металлов – ценный ресурс. Как правильно с ним работать – читайте в статье.

Эффективная солнечная энергетика – ближайшее будущее. Про технологию возобновляющих ресурсов прочитайте по https://greenologia.ru/eko-zhizn/texnologii/solnechnie-elektrostancii.html ссылке.

Влияние добычи нефти на экологию региона

Для выполнения работ, которые должны обеспечить экологическую чистоту реализации проектов, привлечена компания ООО «ПЭЛА». Природоохранная структура готовит соответствующие обоснования в пределах границ РФ для хозяйственных субъектов всех форм собственности.

В 2014 году этой корпорацией проведены изыскательские работы и подготовлен проект, подтверждающий границы безопасной эксплуатации месторождекния, выполненный для ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

В перечень мероприятий входят требования по организации добычи, создание безопасных технологических сооружений по подготовки нефти к прокачке, обогащения вторичных попутных и вспомогательных материалов.

Отдельными разделами прописаны требования к возведению энергетических сетей и строительству электростанций, возведению сепарационных комплексов, внеплощадочных средств коммуникации и доставки.

Компания должна привести в соответствие с требованиями ГОСТов природоохранные параметры паро- термообразующих комплексов, утилизации шламов, переработке отходов.

Приемопередающая сепарационная станция должна обеспечить необходимые параметры обезвоживания товарной нефти, накопление остатков содержащих твердые примеси.

Пластовые воды должны быть включены в технологический цикл вторичной переработки в технических целях.

Основным направлением развития Яренгского месторождения для всех участников становится переход от низкопроизводительного использования сырого легкодоступного продукта к возведению высокотехнологических производств, способных создать высокую прибавочную стоимость.

Разработка Ярегского месторождения

Автор: Пользователь скрыл имя, 15 Мая 2013 в 17:10, курсовая работа

Работа содержит 1 файл

олег курсовик.docx

Запасы природной нефти, как известно, ограничены, а потребности в ней столь велики, что уже сегодня возникает острая необходимость использования разведанных запасов высоковязкой нефти, а также природных битумов. Все острее встает проблема увеличения нефтеотдачи и улучшения использования запасов нефти на разрабатываемых нефтяных месторождениях.

Проблема повышения отбора нефти из недр является важнейшей народнохозяйственной задачей. Решение этой проблемы в значительной степени связано с внедрением новых методов разработки и увеличения нефтеотдачи пластов. Для залежей высоковязкой нефти и природных битумов решение вопросов увеличения нефтеотдачи и улучшения использования запасов нефти в значительной степени может быть достигнуто за счет внедрения тепловых и шахтных методов добычи нефти. Подтверждением этого является положительный опыт промышленной разработки Ярегского месторождения по принципиально новой технологии, которая является сочетанием шахтной разработки с применением паротеплового воздействия на пласт – термошахтная разработка, под которой понимается дренажная шахтная разработка нефтяной залежи, предназначенная для эффективного извлечения нефти с помощью скважин, сооруженных в подземных горных выработках нефтяной шахты и осуществляемая при течении нефти в пласте- коллекторе за счет искусственного воздействия на нефтяную залежь паром, горячей водой, горячим газом (воздухом), а также другими теплоносителями.

Ярегское месторождение является первым месторождением в России и за рубежом, на котором успешно проведенные в промышленном масштабе опытные работы по методам термошахтной разработки позволили приступить к составлению проекта разработки с применением паротеплового воздействия на пласт в условиях нефтяных шахт на площади более 13.9 км 2 .

Ярегское месторождение, расположенное в 18 км к юго-востоку от Ухты, было открыто в 1932 году. С 1935 года по 1945 год на двух участках общей площадью 0.434 км 2 проводилась опытная разработка скважинами с поверхности земли. Всего было пробурено 69 скважин по треугольной сетке при расстоянии между скважинами от 75 до 100 м. За 10 лет разработки было добыто 34.8 тыс.т нефти, в среднем по 505 т на одну скважину.

Читать еще:  Минеральные добавки для кур несушек для улучшения яйценоскости

В силу высокой вязкости ярегской нефти добыча ее обычным поверхностным способом оказалась затруднительной и нерентабельной. Небольшой промысел, организованный на поверхности, позволил отобрать 1.7% от геологических запасов при высокой себестоимости добычи нефти.

65 лет назад (9 июня 1937 года) была заложена первая нефтяная шахта. С вводом ее в эксплуатацию в 1939 году была начата шахтная разработка Ярегского месторождения в промышленном масштабе на естественном режиме. Весь период шахтной разработки на естественном режиме можно разделить на два этапа, которым свойственны совершенно различные системы разработки.

На первом этапе с 1939 года по 1954 год разработка центральной части месторождения осуществлялась по ухтинской системе на площади более 11.9 км 2 , на втором этапе с 1953 года по 1972 год периферийная часть – по уклонно-скважинной системе на площади более 26.5 км 2 .

При ухтинской системе продуктивный пласт разбуривался по плотной сетке (от 12 м до 25 м по забоям скважин на подошве пласта) неглубоких скважин из буровых камер расположенных на 20 – 30 м выше кровли продуктивного пласта.

При уклонно-скважинной системе продуктивный пласт разбуривался из расположенной в продуктивном пласте кольцевой добывающей галереи системой протяженных по пласту горизонтальных скважин, размещенных веерообразно по площади разрабатываемого участка в несколько ярусов.

Опытные работы по закачке пара в пласт в шахтных условиях на Ярегском месторождении были начаты в середине 1968 года, когда шахтная разработка месторождения на естественном режиме находилась в завершающей стадии, а нефтеотдача на отработанных площадях составляла всего около 4%.

Организация упомянутых выше опытных работ была результатом проведения в 1966-1967 годах ВНИИ совместно с ЯНШУ (Ярегским нефтешахтным управлением) и Ухтинским отделом ВНИИгаза первого анализа разработки Ярегского месторождения за 30 лет его освоения.

Положительные результаты первых опытных работ по закачке пара в пласт в шахтных условиях позволили ВНИИ совместно с ПечорНИПИнефтью и Ярегским нефтешахтным управлением в 1970-1973 годах составить технологические схемы для паротеплового воздействия на пласт для различных площадей Ярегского месторождения.

Технологическая схема теплового воздействия на пласт для центральных площадей Ярегского месторождения, являющихся объектом первоочередной термошахтной разработки, была составлена в 1970 году. Она базировалась на положительных результатах первых опытных работ, основной объем которых проводился с надпластового горизонта с использованием скважин ухтинской системы разработки. Причем, как закачка пара, так и отбор нефти осуществлялись через скважины, пробуренные с надпластового горизонта.

Технологические схемы 2, 3 предусматривали использование ряда систем термошахтной разработки. В процессе опытно-промышленных работ было доказано, что наиболее эффективной является двухгоризонтная система, основная сущность которой заключается в наличии двух горизонтов горных работ. Один горизонт горных работ имеет горные выработки, расположенные выше нефтеносного пласта для подачи теплоносителя в пласт. Второй горизонт горных работ – добывающая галерея, расположенная в нижней части продуктивного пласта для отбора нефти (авторское свидетельство № 468529). С 1972 года началось промышленное внедрение этой технологии на центральных площадях трех нефтяных шахт НШУ «Яреганефть».

Для определения целесообразности и экономической эффективности вторичной разработки Ярегского месторождения термошахтным методом в 1979 году институтом «ПечорНИПИнефть» было составлено ТЭО, которое предусматривало увеличение добычи нефти на месторождении до 1.6 млн. т. в год.

В соответствии с ТЭО каждое из существовавших тогда трех шахтных полей должно было делиться на два самостоятельных, отрабатываемых отдельными нефтяными шахтами, т.е. предусматривалось провести реконструкцию производственных мощностей трех существующих нефтяных шахт и построить три новые нефтяные шахты.

В первую очередь строительства намечалось построить нефтяную шахту 2-бис с проектной производительностью 300 тыс.т нефти в год, во вторую очередь планировалось реконструировать нефтяную шахту 2 на производительность в соответствии с ТЭО 150 тыс.т нефти в.

В настоящее время большинство построенных зданий и сооружений поверхностного комплекса пришли в непригодность.

Лицензионный участок ОАО «Битран» занимает центральную наиболее продуктивную часть III пласта Ярегской структуры. Его площадь составляет 13.924 км 2 . Если лицензионный участок схематизировать прямоугольником, то его размеры по простиранию месторождения 7.1 км, а вкрест простирания, а точнее в районе НШ-2 –
1.5 км, а наиболее широкая часть в северной части участка – 3 км. Из указанной площади по ухтинской системе отработано 11.913 км 2 , а по уклонно-скважинной системе –
2.011 км 2 . Начальные балансовые запасы нефти составляют 82773 тыс.т, начальные извлекаемые – 37248 тыс.т добыто 3185 тыс.т (около 4%), за счет применения термического воздействия 12000 (около 14.5%), всего добыто 15186 тыс.т (18.3%). Остаточные балансовые запасы составляют 67587 тыс.т, извлекаемые – 22062 тыс.т.

Добыча нефти осуществляется тремя нефтяными шахтами. Разработка месторождения осуществляется поэлементно. Уже отработанно 13 элементов (блоков) с общей площадью 1898 тыс.м 2 . Как показал опыт разработки Ярегского месторождения, на площадях лицензионного участка, отработанных ранее шахтным способом на естественном режиме, где не применялось еще паротепловое воздействие с высокой эффективностью может быть применена освоенная на месторождении термошахтная технология в различных ее модификациях.

Проектные документы составлялись ранее для каждой нефтяной шахты.

Технологическая схема разработки первого шахтного поля Ярегского месторождения термошахтным методом была составлена институтом «ПечорНИПИнефть» в 1983 году. В 1988 году завершена реконструкция НШ-1 с проектной производительностью 250 тыс.т нефти в год. В 1990 году на этой шахте добыча нефти достигла 256 тыс.т, а затем отсутствие обустройства и ввода новых блоков привело к снижению добычи нефти до 216.8 тыс.т в 2001 году.

В 1981 году ВНИИ была составлена технологическая схема термошахтной разработки второго шахтного поля Ярегского месторождения, а в 1982 году институтом «ПечорНИПИнефть» — технологическая схема реконструкции нефтешахты 2, предусматривающая замену вентиляторной установки, которая позволяет обеспечить производительность нефтешахты 150 тыс.т.

В 1984 году была составлена технологическая схема разработки третьего шахтного поля на нефть и титан, предусматривающая разработку его двумя самостоятельными шахтами 3 и 3-бис.

Освоение запасов нефти шахтных полей 1, 2 и 3 велось в соответствии с технологическими схемами с применением двухгоризонтной системы термошахтной разработки.

По упомянутым выше документам нефтешахтное управление (НШУ) «Яреганефть» проводило работы до 1991 года. С 1991 года работы по добычи нефти и ее переработке проводило ЗАО «Битран», которое 09.08.2000 г. было преобразовано в ОАО «Битран». Объектом добычи нефти в настоящее время (на середину 2002 года), является лицензионный участок Ярегского месторождения, который включает в себя, по существу, все площади месторождения, отработанные ранее по ухтинской системе.

Не разработанные площади Ярегского месторождения, а также площади, отработанные по уклонно-скважинной системе, являются объектом добычи нефти Ярегской нефтетитановой компании.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ярегское месторождение открыто в 1932 г., расположено в 18 км к юго-западу от г. Ухты – центра одноименного административного района Республики Коми. Оно расположено в пределах крупной пологой и ассиметричной Ухтинской брахиантиклинальной складки, находящейся на восточном склоне Южного Тимана, являющегося западным бортом Печерской депрессии.

Нефтяная залежь размером 36×4÷6 км пластового сводчатого типа высотой 78 км, контролируется Ярегской, Лыаельской и Вежавожской структурами третьего порядка. Промышленные запасы нефти находятся в ІІІ пласте приуроченного к среднедевонским отложениям живетского яруса, ІІІ пласт залегает на глубине от 130 до 220 м в песчаниках среднего и верхнего девона непосредственно на метаморфических сланцах рифейского возраста и прикрыватся среднедевонскими аргиллитами, поверх которых залегают туфитодиабазвая толща и песчано-арилитовая пачка верхнего девона. Пласт представлен слабо- и среднесцементированными песчаниками, состоящими из кварцевых полевошпатовых зерен, сцементированных железистокарбонатными и глинистым материалом. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 26 м.

Соответствующие упомянутым структурам третьего порядка и примерно одинаковые по размерам собственно Ярегский и Лыаёльский своды по кровле пласта на глубине от 130 м на западе до 200 м на востоке, при резко асимметричном строении, имеют пологие крылья (от 1 до 3 0 ), вытянутые в северо-западном региональном направлении. Между собственно Ярегским и Лыаёльским сводами, где располагается вновь выделенное шахтполе 2 бис , над поперечным поднятием фундамента вырисовывается Южноярегский купол высотой 45 м, имеющий северо-восточное простирание оси. Обзорная схема размещения площадей Ярегского месторождения показана на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 — Обзорная схема размещения площадей Ярегского месторождения

Ярегское месторождение открыто в 1932 г. В истории разработки месторождения выделяются три основных периода:

— опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;

— шахтная дренажная разработка за счет естественной энергии пласта;

— термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.

Опытная эксплуатация скважинами с поверхности началась в 1935 г. На двух участках площадью 28,4 и 15,0 га. Размещение скважин осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами от 75 до 100 м. На первом участке было пробурено 48 скважин, а на втором – 21. Всего с 1935 по 1945 г. Добыто 38,5 тыс. т нефти. Нефтеизвлечение не превысило 2 %

С 1937 г. Была заложена первая нефтяная шахта и с 1939 г. Началась шахтная добыча нефти на естественном режиме истощения пластовой энергии. К началу 50-х годов прошлого века на месторождении было построено три шахты.

С 1939 по 1974 г. проводилась шахтная дренажная разработка за счет естественной энергии пласта. За это время было пробурено более 92 тыс. скважин длиной от 40 до 280 м. Большое количество пробуренных скважин создало искусственную трещиноватость в пласте. За период шахтной разработки на естественном режиме добыто 7,4 млн. т нефти. Нефтеизвлечение на отработанной площади составило 4÷6 %.

В 1968-1971 гг. на Ярегском месторождении были проведены научно- исследовательские и опытные работы по испытанию различных систем паротеплового воздействия на пласт. Эти работы привели к созданию, впервые в мировой практике, термошахтного способа разработки.

С 1972 г. термошахтный способ разработки применяется на Ярегском месторождении в промышленном масштабе. Этот способ показал высокую технологическую эффективность. Нефтеизвлечение на отработанных блоках составило 53,2 %. Паронефтяное отношение по этим блокам составило 2,7 т пара на 1 т нефти.

Читать еще:  Необходим демонтаж станков? это занятие только для высококвалифицированных специалистов!
Описание работы

Технологические схемы 2, 3 предусматривали использование ряда систем термошахтной разработки. В процессе опытно-промышленных работ было доказано, что наиболее эффективной является двухгоризонтная система, основная сущность которой заключается в наличии двух горизонтов горных работ. Один горизонт горных работ имеет горные выработки, расположенные выше нефтеносного пласта для подачи теплоносителя в пласт. Второй горизонт горных работ – добывающая галерея, расположенная в нижней части продуктивного пласта для отбора нефти (авторское свидетельство № 468529). С 1972 года началось промышленное внедрение этой технологии на центральных площадях трех нефтяных шахт НШУ «Яреганефть».

ЛУКОЙЛ успешно осваивает месторождения, десятилетиями считавшиеся неперспективными

Месторождения высоковязкой нефти занимают все больше места в структуре мировых запасов и в дальнейшем будут считаться главным источником углеводородов для будущих поколений. Дальновидные компании уже сейчас вкладывают значительные средства в проекты по добыче такого сырья. Например, ЛУКОЙЛ в 2018 году на 25% увеличил добычу высоковязкой нефти на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Новые технологические проекты, в том числе модернизация уникальных для России нефтяных шахт Ярегского месторождения, открывают дорогу к освоению территорий с общими остаточными запасами категории А + В1 почти 300 млн тонн.

Нефтеносный пласт — это, грубо говоря, кусок пористой горной породы (коллектор), пропитанный водой и нефтью. Площадь пор и трещин в таком пласте может достигать нескольких гектаров на кубометр. В обычных условиях нефть из этой каменной губки после вскрытия пласта выходит естественным путем — просто под влиянием внутрипластового давления. Это первичная разработка. Когда этот ресурс исчерпан, в ход идут вторичные методы, главным образом закачка в пласт воды под давлением. Но что делать, если нефть нипочем не желает добываться никакими методами — ни первичными, ни вторичными?

Вообще-то в районе Ухты на так называемой «линии Стрижова» в 1932 году искали газ. Но из первой пробуренной скважины №57 на поверхность с глубины около 200 м удалось поднять лишь насыщенный тяжелой нефтью песчаник, а заложенная позднее скважина №62 выдала на гора пару тонн вязкой нефти. Дальнейшее разведочное бурение подтвердило крайне низкую продуктивность традиционных способов добычи: за весь 1933 год было получено лишь 673 тонны нефти. Но несмотря на столь незначительные объемы, было принято решение о систематической разведке месторождения. Отчасти этому способствовали уникальные свойства ярегской нефти. Уже первые анализы показали, что она пригодна для производства незамерзающих топлив и масел. На дворе 30-е, время активного освоения Арктики.

В 1934 году запасы нефти в районе промысла №3 были оценены в 5 млн тонн. В то же время опытная разработка с поверхности с 1935 по 1944 год принесла всего около 38,5 тыс. тонн нефти. За это время на пробном участке площадью 43 га было пробурено 69 скважин, то есть каждая скважина дала в среднем по 500 тонн, а коэффициент извлечения нефти (КИН — соотношение объема добычи к общим запасам пласта) составил менее 0,02. Для сравнения — КИН ниже 0,1 считается «крайне низким», а средний коэффициент составляет 0,4.

Почти с самого начала для добычи нефти на Яреге начали пробовать шахтный метод — первая шахта из трех построенных была заложена в октябре 1937 года. Условия для этого были почти идеальными: неглубокое залегание, низкое пластовое давление и отсутствие попутного газа. Но даже при таком удачном сочетании объем необходимых средств оказался настолько велик, что потребовалась государственная оценка месторождения. Можно сказать, что тогда впервые проявилась уникальность Яреги — процедура госоценки в СССР до этого не проводилась.

Результаты, впрочем, долго были не слишком впечатляющими. За все время, пока разработка велась на «естественном» режиме (с 1939 по 1974 год), добыть удалось 7,5 млн тонн нефти. Ради этого было пробурено более 116 тыс. подземных скважин общим метражом 10,6 млн м, пройдено 650,5 км горных выработок. Средний коэффициент извлечения нефти еле дотянул до 0,04.

Из-за низкой рентабельности на Яреге хотели уже поставить крест. Но в 1968 году начались опытные работы по тепловому воздействию на пласт, а в 1972 году термошахтная разработка начала применяться в промышленных масштабах. В основе метода лежит очевидное соображение: если нефть при низкой температуре слишком вязкая, нужно ее подогреть. Сказано — сделано. Через плотную сетку скважин в пласт с поверхности или из надпластовой галереи нагнетается перегретый пар с температурой 150–200°С. При этом образуется три температурные зоны. В зоне пара, непосредственно примыкающей к нагнетательной скважине, происходит первичная дистилляция нефти. Образовавшиеся легкие фракции вытесняются паром далее по пласту. В зоне горячего конденсата разогретая нефть, разбавленная легкими фракциями, вытесняется образовавшейся при остывании пара горячей водой. И, наконец, в зоне с начальной температурой, до которой не добралось воздействие пара, происходит дальнейшее вытеснение нефти из коллектора пластовой водой.

Непосредственно процесс добычи происходит под землей. В нижней части пласта прокладывается рабочая галерея. Из нее бурится множество горизонтальных и пологовосходящих добывающих скважин. Нефть, вытесняемая из пласта паром и водой, попадает в них, под действием силы тяжести стекает в рабочую галерею и уже оттуда насосом поднимается на поверхность. Далее ее путь ничем не отличается от судьбы нефти, добытой «традиционным» способом — она попадает на узел приема и подготовки, отделяется от воды и отправляется в нефтепровод.

Применение тепловых методов воздействия на пласт сразу же повысило КИН до 0,5–0,7. Но одновременно оно потребовало строительства и поддержания мощной и дорогостоящей наземной инфраструктуры, прежде всего множества паронагнетательных установок. И в 1990-е годы, когда цены на нефть упали, работы по проекту были остановлены.

Бурить всегда, бурить везде

Новый старт разработке Ярегского месторождения был дан в 2003 году, когда за нее взялось нефтешахтное управление «Яреганефть», входящее в структуру ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В 2015 году проект развития месторождения получил статус стратегического. И уже в 2017 году уровень добычи достиг 1 млн тонн в год, а в 2018 году — 1,6 млн тонн.

Залог успеха в нефтянке — много и хорошо бурить. По итогам 2018 года проходка в разведочном и эксплуатационном бурении на Яреге составила 23,3 тыс. м (7,6% от общей по «ЛУКОЙЛ-Коми»). При этом применяются самые современные и продвинутые технологии. В состав Ярегского месторождения входят собственно Ярегская, Лыаельская и Вежавожская площади (на последней добыча не ведется). Для разработки Ярегской площади в качестве основной используется подземно-поверхностная система термошахтной разработки — пар закачивается на границу блока, и тепловой фронт перемещается от нее к добывающей галерее.

Бурение подземных скважин производят с установки VLD-00833 Series 1000 Valley Longwall Engineering, способной пробить ствол протяженностью до 800 м в точно заданном направлении. Использовавшаяся до этого техника обеспечивала протяженность всего в 300 м. Станок австралийского производства изначально был предназначен для обустройства дегазационных и разведывательных скважин в угольных пластах, но в нефтяной шахте чувствует себя как дома. Именно после того, как в 2014 году эта установка начала работу, на Ярегской площади начался уверенный рост добычи.

Ярегское месторождение — единственное в России, где промышленная добыча происходит шахтовым методом

На Лыаельской площади применяется технология SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, термогравитационное дренирование пласта). Здесь скважины бурятся уже с поверхности. В зависимости от взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин SAGD бывает двух типов. При классическом способе оба ствола бурятся с одной кустовой площадки, причем нагнетательная скважина располагается выше добывающей примерно на 5 м. В нагнетательную подается пар с уже известным результатом, и нагретая нефть с легкими фракциями под воздействием силы тяжести опускается в горизонт добывающего ствола.

При реализации технологии встречного SAGD производится разбуривание блока с двух кустовых площадок, удаленных друг от друга в среднем на 1 км, в зависимости от длины горизонтальных участков скважин. С одной площадки производится бурение добывающих скважин, следом бурятся паронагнетательные скважины с таким расчетом, чтобы горизонтальное окончание паронагнетательной скважины располагалось непосредственно над горизонтальным окончанием эксплуатационной скважины. Расстояние между ними должно составлять также около 5 м при протяженности горизонтальных участков 1 км. Поэтому при бурении паронагнетательной скважины используется прибор, измеряющий магнитное поле и ориентирующий ствол относительно уже проложенной добывающей.

Еще одна проблема, которую приходится решать,— где брать огромные объемы пара для закачки в пласт (речь идет о сотнях тонн в час). Только в 2017 году в рамках первого этапа проекта развития Ярегского месторождения были введены в действие парогенераторы общей мощностью 575 т пара в час. Так, на Лыаельской завершилось строительство самого мощного и крупного из действующих подобных объектов в регионе — ПГУ «Лыаель» мощностью 400 т пара в час, состоящего из четырех блочно-модульных парогенераторных установок (ПГУ). Каждая из них включает два паровых котла наружного исполнения производительностью 50 т пара в час и давлением 3,8 Мпа, которые обеспечивают паром паронагнетательные скважины Лыаельской площади.

Отложенные миллионы

На Ярегской площади в прошлом году в эксплуатацию был пущен комплекс парогазовых котлов, предназначенный для дальнейшего увеличения добычи в рамках реализации нового этапа разработки Ярегской площади. Комплекс суммарной мощностью 125 т пара в час позволяет добиться более высокого давления, чем действовавшая прежде котельная. Помимо этого, в строй вошла первая очередь парогенераторной установки «Север-расширение» мощностью 50 т пара в час. Ранее в рамках проекта «Ярега-1» были построены и запущены ПГУ «Центр» и «Север», где сейчас ведутся работы по увеличению мощности.

Чтобы произвести пар, нужно две вещи — вода и тепло. Первое обеспечивает уникальная для нашей страны водоподготовительная установка ВПУ-700 мощностью 700 кубометров в час. Она была запущена в промышленную эксплуатацию в 2017 году вместе с пунктом подготовки и сбора нефти (ППСН) «Ярега», с которым составляет единый производственный комплекс. На ППСН поступающую на поверхность нефтесодержащую жидкость разделяют на нефть и подтоварную воду, которая проходит несколько ступеней очистки и подается на выпарную установку. В процессе выпаривания образуется дистиллят и концентрированный раствор. Первый идет на парогенераторы, второй закачивается в отработанные скважины. Строительство ВПУ-700 не только дало ответ на вопрос, где брать такое количество воды, но и решило серьезную экологическую проблему очистки и сброса подтоварной воды. Тогда же, в 2017 году, заработал энергоцентр «Ярега» мощностью 75 МВт, снабжающий парогенерирующее хозяйство энергией.

Читать еще:  Лянторское месторождение -черное золото реки пим

Сейчас на очереди строительство объектов второго этапа. В апреле 2019 года на территории цеха по подготовке и перекачке нефти введены в строй два новых резервуара (РВС) входной группы. Возводятся технологический и буферный резервуары, насосная внутренней перекачки нефти и подтоварной воды, блок центробежных сепараторов, компрессорная. В течение двух лет здесь также планируется ввести в эксплуатацию ряд резервуаров, центробежные сепараторы, насосные блоки и другие объекты для подготовки нефти до товарных кондиций. Запуск новых объектов будет способствовать увеличению объемов подготовки нефти.

«Ярегское месторождение во всем было первым»

Компания «Битран» является пионером и лидером уникального термошахтного метода добычи черного золота в России. Предприятие также первым внедрило многие технические новшества и современные методы работы на рынке, что обеспечило ему поступательное развитие не только в советские, но и пореформенные годы. В прошлом году «Битраном» добыта 20-миллионная тонна нефти.

(Беседу ведет Ирина Кутепова, фото Ирины Кутеповой.)

— Лев Генрихович, когда была основана ваша компания и давно ли она разрабатывает Ярегское месторождение?

— Открытое акционерное общество «Битран» основано десять лет назад и стало достойным преемником трудовых традиций управления «Яреганефть». В нынешнем году у предприятия сразу несколько юбилейных дат: 70 лет назад учеными-геологами Н.Н. Тихоновичем и И.Н. Стрижовым было открыто Ярегское нефтяное месторождение; 65 лет назад в Советском Союзе начала функционировать первая нефтяная шахта — наша нефтяная шахта; 30 лет назад в нефтешахтное производство внедрен термошахтный метод добычи нефти; десять лет назад создано акционерное общество «Битран» — такова краткая история разработки Ярегского месторождения.

— Нефть, добываемая на Ярегском месторождении, уникальна по составу. Расскажите, пожалуйста, о нефтепродуктах, которые из нее производят, и о компаниях — потребителях продукции «Битрана». И кстати, работает ли «Битран» на экспорт?

— Тяжелая нефть Яреги позволяет производить высококачественные нефтепродукты: медицинские масла, битумы, газойли и многое другое. Но сегодня ОАО «Битран» не занимается переработкой, единственная сфера деятельности компании — это добыча нефти. Вся нефть реализуется на внутреннем рынке страны. Основным потребителем тяжелой нефти является ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка».

— Известно, что при разработке месторождения применяется уникальный метод добычи тяжелой нефти. Что он из себя представляет и каковы его преимущества? Кто его автор?

— Первооткрывателям Ярегского нефтяного месторождения с самого начала было ясно, что добыча тяжелой нефти обычным способом практически невозможна и необходимо строить шахты. Но этого оказалось недостаточно. Нефтеотдача из пластов на естественном режиме составляла лишь 6%. Стали искать более эффективный способ нефтеизвлечения. И нашли. Было разработано и выстроено несколько систем термошахтной добычи нефти: двухгоризонтная, одногоризонтная, одногоризонтная с оконтуривающими штреками, панельная, двухъярусная. Все эти системы отличаются друг от друга геометрией расположения нагнетательных и добывающих скважин и объемами проходки горных выработок. Из перечисленных систем наибольшее распространение получила двухгоризонтная система. Суть же термошахтного способа добычи нефти заключается в том, чтобы, разогревая нефтяной пласт горячим паром, придать тяжелой нефти такую подвижность, как у обычной. При этом нефтеизвлечение из недр по отработанным блокам составило в среднем 52,4%, а по некоторым оно даже достигло 70% и более.

Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытий признал этот способ изобретением и выдал авторские свидетельства инженерам и ученым, разработавшим термошахтную технологию: П.Г. Воронину, В.Г. Вертий, Е.И. Гурову, В.С. Зубкову, В.Н. Мишакову, Н.И. Мельничуку, Г.Г. Миллеру, Л.М. Рузину, В.С. Сукрушеву, В.П. Табакову.

— Ваша работа предполагает необходимость быть в курсе новейших достижений науки. Известно, что «Битран» сотрудничает с институтом ПечорНИПИнефть. По каким направлениям ведется это сотрудничество и каковы его результаты?

— Дело в том, что в России нефтешахты есть только в Яреге, поэтому ПечорНИПИнефть, расположенный в Ухте, практически единственный институт, занимающийся проблемами нефтешахтного производства. Термошахтный метод был изобретен благодаря совместной работе научных сотрудников этого института и практиков нашего предприятия. Как видим, результат налицо. По сути дела, добыча нефти шахтным методом — это эксперимент продолжительностью в 65 лет. И поле деятельности для ученых здесь огромное. Мы ни в коей мере не собираемся прерывать сотрудничество с этим институтом. Вместе мы разрабатываем новый метод добычи нефти — поверхностно-подземный, причем уже внедряем его в производство и получаем хорошие результаты.

— Наверное, на вашем предприятии серьезные требования предъявляются не только к качеству технологических процессов, но и к профессиональной подготовке специалистов. Какой кадровой политики придерживается руководство «Битрана»? Посылаете ли вы персонал учиться? Отдельный вопрос — тяжелые условия труда работников нефтяных шахт. Какие действия предпринимаются, чтобы обеспечить сотрудникам безопасные условия труда и сохранить их здоровье?

— Я уже говорил, что это единственное в России нефтешахтное производство. Ни одно высшее учебное заведение страны не готовит нефтяников-горняков, а потому мы принимаем на работу и нефтяников, и специалистов горного дела, с последующим получением второй, «недостающей» специальности. То же самое касается и рабочих профессий. Мы создали на предприятии учебный пункт, где можно получить такие профессии, как проходчик, бурильщик, оператор добычи нефти и др. Преподают ведущие специалисты предприятия. Здесь же можно пройти переподготовку, повысить квалификацию. Кроме того, у предприятия есть свои стипендиаты в российских вузах, «Битран» целенаправленно готовит специалистов.

Как видите, к кадровому вопросу подходим серьезно. Иначе нельзя, ведь нефтешахты — очень сложный производственный объект. И, отвечая на вторую часть вашего вопроса, скажу, что у нас, действительно, тяжелые условия труда. Потому технике безопасности уделяется огромное внимание.

Изношенность оборудования — один из самых наболевших вопросов. Надо отметить, что ни отечественная, ни зарубежная индустрия не сориентированы на выпуск нефтешахтного оборудования, которое изготавливается по спецзаказам, а следовательно стоит очень дорого. Но на предприятии выработана программа по замене и модернизации оборудования, и она выполняется неукоснительно. Например, в прошлом году на второй и третьей шахтах были заменены выработавшие свой ресурс подъемные машины. Такие события на предприятии происходят примерно раз в 30 лет. И это лишь один пример. Кроме того, делаем евроремонт помещений административно-бытовых комплексов нефтешахт: душевых комнат, раздевалок, гардеробов, бытовых помещений.

Есть на предприятии и программа восстановления здоровья шахтеров-нефтяников. В соответствии со строительными нормами и правилами (СНиП) на всех трех шахтах оборудованы здравпункты, которые готовы в любой момент прийти на помощь при авариях, отравлениях и травмах на производстве.

Помимо обязательного государственного медицинского страхования наши работники могут воспользоваться услугами страховой медицинской компании «Медведь ЛК», где застрахован каждый из них. Предприятие имеет собственный санаторий-профилакторий «Шахтер», рассчитанный на 100 мест. Путевка в него обходится работнику в 15% стоимости, остальное оплачивает предприятие. В последнее время для санатория-профилактория закуплено новое медицинское оборудование, медперсонал прошел переподготовку. Здесь применяют новейшие медицинские технологии.

Наши работники, а также их дети имеют возможность поправить свое здоровье и во всероссийских здравницах.

— «Битран» — градообразующее предприятие для трех пришахтных поселков. Наверное, это накладывает на компанию обязательства по содержанию и развитию социальной инфраструктуры населенных пунктов. Что именно сделано и делается «Битраном» в этом направлении?

— В советские времена практически все в поселках Ярега, Первомайский и Нижний Доманик, держалось на плечах нефтешахтного управления «Яреганефть». Изменения в стране не могли не сказаться и на жизни этих маленьких поселков. Но по-прежнему все надежды местных жителей на перемены к лучшему связаны с нашим предприятием. И в этом нет ничего удивительного, ведь большая часть нынешних и бывших работников «Битрана» живут здесь. Конечно, мы помогаем поселкам, насколько возможно. В прошлом году отремонтировали часть поселковых дорог, поддерживаем материально поселковую больницу, милицию, детские сады, школу. Мы серьезно озабочены распространением наркотиков в поселках, поэтому вынуждены финансировать содержание охраны в школе, чтобы прекратить доступ туда наркотиков. В противовес этому уделяем много внимания здоровому образу жизни. Отремонтировали поселковый спорткомплекс, закупили для него качественное оборудование, засеяли специальной газонной травой футбольное поле, организовали Спартакиаду на призы «Битрана». Команды предприятия участвуют в поселковых, городских, республиканских и всероссийских соревнованиях. Им на смену подрастает поколение юных спортсменов. Созданы детские команды, которые активно участвуют в спортивной жизни поселков и города Ухта. В нынешнем году организовали смотр художественной самодеятельности, посвященный юбилею нефтешахт. Такому аншлагу, как на этом смотре, могли бы позавидовать многие столичные концертные залы.

— С какими результатами предприятие окончило 2001 год?

— Со всеми производственными заданиями мы справились успешно. Если в 2000 году предприятие добыло 480 тыс. т нефти, то в 2001-м на-гора выдано 485 тыс. т. К 2004 году мы планируем добывать 500 тыс. т черного золота в год. А это весьма трудное дело. В прошлом году у нас произошло еще одно крупное производственное событие: 6 ноября была добыта 20-миллионная тонна нефти.

Лев Генрихович Груцкий — генеральный директор ОАО «Битран». Прошел все ступени должностного роста, начиная от горного мастера ремонтно-восстановительного участка. Кандидат технических наук. Женат. Имеет дочь и сына.

Награжден знаками «Шахтерская слава» 2-й и 3-й степени, золотым знаком «Горняк России», кавалер ордена Святого Станислава, лауреат Уральской горной премии.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector