УДК 622.276.1/.4.04 © Коллектив авторов, 2012
Концепция комплексного освоения углеводородных ресурсов Обской и Тазовской губ и сопредельной суши
О.П. Андреев, С.В. Мазанов (ООО «Газпром добыча Ямбург»), Д.А. Мирзоев (ДОАО «ЦКБН»),
В.Н. Маслов, А.В. Красовский (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Concept of integrated development of hydrocarbon resources of the Ob and Taz bays and adjacent dry land
ОР. Andreev, S.V. Mazanov (Gazprom dobycha Yamburg LLC), DA. Mirzoev (CKBN SOJSC Gazprom OJSC), V.N. Maslov, А.У Krasovskiy (TyumenNIIgiprogaz LLC)
The article considers the concept of integrated development of raw hydrocarbons fields in the north of Yamal-Nenets Autonomous District adjacent to Yamburgskoye gas-condensate field which will allow to compensate here the declining gas production. The economic efficiency of the integrated development of fields of the Gulf of Ob and Taz Bay and adjacent dry land is presented.
Ключевые слова: углеводородные ресурсы, газовые залежи, природно-климатические условия, комплексное освоение, многоствольные скважины, газотранспортные трубопроводы, экономическая эффективность, морские месторождения. Адрес для связи: d.mirzoev@ckbn.ru
ООО «Газпром добыча Ямбург» является одним из крупнейших газодобывающих предприятий группы компаний «Газпром». Общество владеет лицензиями на разработку Ямбургского, Заполярного, Тазовского и группу Парусовых месторождений (рис. 1). Первые два по международной классификации относятся к месторождениям-гигантам. В разработке находятся сеноманские и неокомские пласты Ямбургского и Заполярного месторождений. На Тазовском месторождении ведутся опытно-промышленные работы, на Северо-Парусовом и Южно-Парусовом - геолого-разведочные. С момента образования общества добыто более 4 трлн. м3 газа и 23 млн. т газового конденсата.
Сеноманская залежь Ямбургского месторождения введена в разработку в 1986 г. С 2002 г. она находится на этапе падающей добычи. Первые очереди дожимных компресорных станций (ДКС) на установках комплексной подготовки газа (УКПГ)-1-7 введены 1999-2000 гг., вторые - в 2001-2003 гг. На 01.09.11 г. на Ямбургском месторождении работают девять УКПГ (в том числе восемь сеноманских и одна валанжинская) и пять установок предварительной подготовки газа (УКПГ). Суммарная мощность ДКС составляет более 1200 МВт, которую обеспечивают 83 газоперекачивающих агрегата (ГПА).
Промышленная эксплуатация сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения началась в сентябре 2001 г., вывод на проектную производительность - 100 млрд. м3/год осуществлен в 2004 г. На промысле в настоящее время работают три УКПГ производительностью 32-35 млрд. м3/год и в апреле 2011 г. осуществлен пуск установки по добыче валанжинского газа производительностью 6,5 млрд. м3/год. По производительности УКПГ являются крупнейшими в мире. Разработка осуществляется без компрессорной эксплуатации за счет энергии пласта. Осушенный газ под собственным давлением поступает на вход цент-
ральной ДКС (ЦДКС) и далее в систему магистральных газопроводов. Мощность ЦДКС составляет 125 МВт. Для поддержания проектных уровней добычи в ближайшее время мощности ДКС необходимо увеличивать.
Текущее состояние разработки сеноманской залежи Ямбург-ского нефтегазоконденсатного месторождения показывает, что значительная часть мощностей по добыче, подготовке и компри-мированию газа требует коренной реконструкции, что связано с длительным сроком эксплуатации и снижением объемов годовой добычи газа в связи с переходом месторождения в режим па-
Рис. 1. Карта лицензионных участков ООО «Газпром добыча Ямбург»
50 012012 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
дающих отборов. Как следствие, высвобождаются производственные мощности, и, естественно, требуются такие пути решения этой проблемы, которые позволят максимально эффективно использовать построенную инфраструктуру.
В ближайшей перспективе существенным источником восполнения запасов и ресурсов углеводородов могут служить месторождения и перспективные площади, расположенные в акватории Обской и Тазовской губ и прилегающих к ним территорий, где выявлена и подготовлена к промышленному освоению большая группа газовых залежей в сеноманских отложениях верхнего мела. Реальной является перспектива обнаружения и новых залежей углеводородов как в верхнемеловых отложениях, так и в пластах нижнего мела и юры. Кроме месторождений акватории Обской губы, в рассматриваемом районе выявлены залежи газа в ряде прибрежных месторождений: Семаковском, Тото-Яхинском, Антипаютинском, на которые «Газпром» уже имеет лицензии. Для компании «Газпром добыча Ямбург» эти месторождения являются важными объектами разработки уже в ближайшей перспективе.
Месторождения газа в акватории и прибрежные характеризуются достаточно компактным расположением и находятся на сравнительно небольшом удалении от Ямбургского месторождения. Созданная на базе этого месторождения социальная и производственная инфраструктура является благоприятным фактором для освоения указанной группы газовых месторождений. В эту группу можно включить Каменномысское-Море, Северо-Ка-менномысское, группу Парусовых, Семаковское, Тото-Яхинское и Антипаютинское месторождения.
Разведанные запасы газа категории С1 месторождений Обско-Тазовской губы и прилегающих к ней прибрежных территорий превышают 1,5 трлн. м3. При этом прогнозируемые уровни годовой добычи только двух месторождений (Северо-Каменномысского и Каменномысского-море) с запасами категории С1 составят более 30 млрд. м3. С учетом потенциальных добычных возможностей трех лицензионных участков (Анти-паютинского, Семаковского и Тота-Яхинского) суммарная годовая добыча может достичь 60 млрд. м3 и более. Месторождения этого района расположены на расстояниях до 100 км от технологических объектов Ямбургского промышленного узла, что позволит загрузить уже существующие мощности по подготовке газа и, следовательно, повысить экономическую эффективность разработки морских залежей, а также ускорить сроки освоения и подачи газа потребителям.
Природно-климатические условия освоения рассматриваемых месторождений являются весьма сложными и характерными для месторождений арктического шельфа. К их числу следует отнести сравнительно суровый климат, короткий (около 3 мес) межледовый период, мелководье (4-12 м) и заиленность дна, потенциально активное воздействие ледовых масс на проектируемые промысловые объекты, включая подводные.
Проблемы разработки комплекса морских месторождений связаны с тем, что производственные площади для подготовки поступающего из скважин газа на морских платформах ограничены. Следует отметить, что время «дешевого» газа прошло. В результате экономических исследований установлено, что эффективность освоения отдельного, даже наиболее крупного и высокопродуктивного месторождения традиционными методами в рассматриваемом районе является низкой. Внутренняя
норма доходности для него значительно ниже корпоративного уровня ОАО «Газпром». Требуется новый, более совершенный подход к освоению месторождений на шельфе, характеризующийся как комплексностью освоения группы месторождений, так и необходимостью предоставления льготного налогообложения со стороны правительства Российской Федерации. Под комплексностью понимается создание единой системы подготовки и компримирования газа для группы близко расположенных месторождений.
При реализации концепции комплексного освоения морских и прибрежных залежей газа возможно достижение приемлемого уровня экономической эффективности, что обусловлено двумя факторами, связанными с оптимизацией динамики суммарной добычи газа из всей группы залежей и оптимизацией затрат на строительство объектов обустройства месторождений.
Примерным аналогом комплексного освоения может служить уникальный газодобывающий комплекс Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождений, реализованный силами ООО «Газпром добыча Ноябрьск», где две сеноманские газовые залежи объединены единой газосборной сетью и работают на одну УКПГ и одну ДКС. Суммарные начальные запасы газа сеноман-ских газовых залежей Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождений оцениваются более чем в 400 млрд. м3, что сопоставимо с запасами рассматриваемой группы морских месторождений, включающей Северо-Каменномысское и Каменномыс-ское-море.
Концепция освоения газовых месторождений Обско-Тазов-ской губы предполагает начать добычу газа на Северо-Камен-номысском месторождении. Следующим в эксплуатацию будет вводиться месторождение Каменномысское-море. Далее, по мере истощения запасов, будут вводиться менее крупные месторождения.
Для разработки морских залежей в Обской губе в настоящее время рассматривается создание ледостойких сооружений, таких как строительство платформ, ледостойких блок-кондукторов (ЛБК) и как альтернатива - создание подводных добычных комплексов (ПДК) (рис. 2). При этом учитываются все факторы и прежде всего экологическая составляющая проектов.
Промысловый транспорт газа предлагается осуществлять по подводному трубопроводу от добычного комплекса до берега. На берегу будут осуществляться окончательная подготовка и ком-примирование газа для подачи его в магистральный трубопровод при максимальном использовании существующей инфраструктуры Ямбургского месторождения. На морской платформе планируется сооружение УППГ и при снижении пластового давления газа - ДКС необходимой мощности. Для исключения гидратооб-разования с береговой установки на платформу предполагается подавать по трубопроводу ингибитор-метанол. Таким образом, сооружения, расположенные на платформе, будут связаны с береговой установкой газопроводом и ингибиторопроводом.
Сбор и транспорт подготовленного и охлажденного газа с вводимых в эксплуатацию месторождений будут осуществляться по межпромысловым газопроводам Ямбургского промышленного узла и далее направляться на газокомпрессорную станцию системы магистральных газопроводов.
Очевидно, для повышения рентабельности разработки таких месторождений только оптимизации затрат на подготовку и транспорт добытого газа недостаточно. Необходимо рассмот-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 01'2012 51
Рис. 2. Схема обустройств
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.