Нет сжиганию газа: как «Роснефть» утилизирует ПНГ

Восточно-Сибирское предприятие «Роснефти» «Верхнечонскнефтегаз» запустило уникальный проект по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Газ здесь не сжигают, а хранят, закачивая его в естественное временное хранилище – подземный пласт. Используя целый ряд новых технологий по утилизации ПНГ на своих добывающих проектах «Роснефть» планирует сократить выбросы парниковых газов на 8 млн тонн до 2022 года.

Дочка «Роснефти» компания «Верхнечонскнефтегаз» запустила единственный в Восточной Сибири проект по закачке попутного нефтяного газа во временное подземное хранилище. Технология, применяемая на Верхнечонском месторождении, позволяет сохранить газ и затем по необходимости использовать его. В настоящее время в подземное хранилище закачано более 1,3 млрд м3 попутного нефтяного газа.

Верхнечонское месторождение расположено в верхнем течении реки Чона, в 1 100 км от областного центра – города Иркутска. Получаемый здесь попутный газ превращается в электричество – технологические нужды промысла и жизнь нефтяников в вахтовом поселке обеспечивает газотурбинная электростанция. Кроме того, газ является топливом для печей нагрева нефти и котельных.

Новый проект по закачке газа в хранилища является частью стратегии нефтяного гиганта «Роснефть-2022» . Компания стремится войти в число лидеров по экологичности бизнеса среди мировых производителей нефтегазвой отрасли.

«В 2019 году мы снизили выбросы на 25%, по сравнению с прошлым годом. Предприятие, таким образом, минимизирует негативное воздействие на окружающую среду. Обычно большая часть газа сжигается, а мы этот газ храним. По нашим оценкам, всего в хранилище можно закачать 13 млрд кубометров попутного нефтяного газа» – сказал журналистам генеральный директор «Верхнечонскнефтегаз» Александр Близнюк.

Технология оказалась не только бережной, но и по-настоящему эффективной, отметил гендиректор. Так, уровень утилизации ПНГ на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении достиг отметки 97%. Это один из лучших показателей в отрасли.

Инвестиции компании в ароект по утилизации ПНГ составили более 8,7 млрд руб. Построены газокомпрессорная станция мощностью более 1 млрд м3 в год, нагнетательный газопровод протяженностью 40,9 км, а также шесть газонагнетательных скважин для закачки ПНГ в пласт.

Программа, направленная на рациональное использование попутного газа, реализуется не только в Иркутской области, но и в других регионах присутствия нефтяной компании. В прошлом году «Роснефть» завершила строительство десятков объектов по использованию ПНГ, сообщили в пресс-службе. Это как объекты системы закачки газа в пласт, энергогенерации, подготовки и использования газа, так и объекты газотранспортной инфраструктуры.

Даниловский кластер

В 2019 году начался процесс обустройства Северо-Даниловского нефтегазоконденсатного месторождения. Сейчас здесь ведется масштабное строительство внутрипромысловых автодорог и кустовых площадок и производственных объектов.

Как рассказали в ВЧНГ, запланировано бурение 95 скважин на десяти кустовых площадках и прокладка нефтепровода. Появится на месторождении и собственный центр генерации мощностью 31 МВт.

В 2020 году на Северо-Даниловском месторождении начнется промышленная добыча нефти. Ожидается, что здесь будут добывать 2 млн тонн «черного золота» в год.

Это месторождение, а также Южно-Даниловское, Верхнеичерское месторождения и месторождение им. Лисовского образуют Даниловский кластер, запасы которого оцениваются в 325 млн тонн нефти. Поэтапный ввод в разработку других месторождений кластера продолжится с 2024 года.

«Роснефть» активно использует кластерные модели разработки месторождений, поскольку они показывают высокую эффективность. Такая модель позволяет развивать ряд близлежащих месторождений, используя единую инфраструктуру. Так, совместное использование транспортной инфраструктуры и оборудования значительно сокращает издержки.

Впервые «Роснефть» опробовала кластерный метод освоения на Ванкорской группе месторождений на севере Красноярского края. Затем метод был распространен на Эргинский кластер в Югре и в настоящее время именно таким образом создается Даниловский кластер.

Компания «Верхнечонскнефтегаз» уже начала соединять первое месторождение Даниловского кластера с Верхнечонским месторождением – здесь строится нефтепровод протяженностью 93 км. Сырье будет поступать на объекты подготовки нефти, а затем в систему магистральных нефтепроводов.

Трубопровод проложат под землей с применением тепловой изоляции и приборов контроля утечек. Это позволит вести мониторинг в режиме онлайн для предотвращения возможных утечек.

Новые технологии

Большим подспорьем в работе месторождения является внедрение инновационных технологий. Неслучайно нефтяные компании по всему миру активно внедряют собственные стратегии по цифровой трансформации и используют передовые технологии, чтобы снизить издержки предприятия и повысить эффективность работы.

Инновации разрабатывает и использует и «Верхнечонскнефтегаз». Специалисты предприятия ранее испытали технологию получения информации об интервалах притока в горизонтальных обводненных скважинах. За счет чего время простоя скважины на период исследований снизилось с 25 суток до 17, а затраты на оборудование сократились в 11 раз.

Как рассказали на месторождении, новая конструкция струйного насоса позволяет поддерживать необходимый приток воды из пласта и при этом перемещать через корпус насоса гибкую насосно-компрессорную трубу. Датчик, находящийся у основания трубы, записывает в режиме реального времени показания в горизонтальном участке ствола скважины. Эти данные затем одномоментно поступают и в Иркутск, и в Москву.

Обводнение добывающих скважин – это естественный процесс. Чтобы снизить объем попутно добываемой воды, такие исследования необходимы. Они позволяют выявить интервалы притока в горизонтальный ствол скважины, а значит и найти действенные технологии по его ограничению.

В течение 2019 года «Роснефть» увеличила ресурсную базу месторождения. Государственная комиссия по запасам утвердила прирост запасов на 51,8 млн тонн нефти и конденсата по категории АВ1В2 и на 66,4 млрд м3 газа по категории В1В2. Таким образом, рост остаточных извлекаемых запасов месторождения составил – 33% (276 млн тонн) и 57% (193 млрд м3) соответственно, рассказали в компании.

Запасы удалось увеличить за счет применения новых технологий, качественных геологоразведочных работ и передовой системы обработки данных, пояснили в «Роснефти». Согласно стратегии компании до 2022 года, компания взяла на себя обязательства восполнять не менее 100% добываемых углеводородов.

Верхнечонское месторождение было открыто в 1978 году, однако лишь в 2005 году началась его опытно-промышленная эксплуатация. Сейчас на месторождении работает более 3 тыс. вахтовых сотрудников ВЧНГ и подрядных организаций. Здесь обустроен вахтовый жилой поселок с гостиницей, спортивно-оздоровительным комплексом, парикмахерской и другими социальными объектами.