ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Промышленное освоение ОАО «Газпром»уникальных месторождений

Восточной Сибирии Дальнего Востока: проблемы и пути их решения

Заместитель Генерального директора по науке, д-р техн. наук Д.В. Люгай

Москва 2012

Промышленное освоение ОАО «Газпром» уникальных месторождений

Восточной Сибири и Дальнего Востока: проблемы и пути их решения

Основные задачи развития добычи газа в России и прогнозируемые темпы ее роста

2

Основные задачи развития добычи газа: Надежное обеспечение потребностей внутреннего рынка в энергоресурсах Сохранение и усиление позиций страны на мировом энергетическом рынке

Факторы, определяющие динамику добычи газа: Рост национальной и мировой экономики и потребления энергоресурсов; Снижение энергоемкости национальной экономики; Усиление конкуренции со стороны альтернативных поставщиков газа.

803 – 837

997Прогнозы добычи газа в России, млрд.м3

Прогноз МЭРТ

Генеральная схема(ОАО «Газпром» - 695, независимые – 246)

Прогноз МЭА

Энергетическая стратегия

2010 2020 2030

815 – 920

850

981

941

670

885 – 940

Необходимость развития минерально-сырьевой базы газовой промышленностии освоения месторождений в новых регионах страны



3

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» –головной научный центр ОАО «Газпром»

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» создано в 1948 году

Российская Федерация

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» созданы и реализованы научно-технические проекты разработки крупнейших уникальных газовых и газоконденсатных месторождений на территории России и бывшего СССР:

§Уренгойское ;§Медвежье;§Ямбургское;§Чаяндинское;§Ковыктинское ;§Заполярное;§Вуктыльское ;§Оренбургское;§Астраханское;§Ставропольское

и другие.

§Газлинскоеи Шуртанское(Узбекистан);§Шебелинское(Украина);§Карачаганакское(Казахстан);§Шатлыкское, Даулетабад-Донмезское(Туркменистан).

Выполнены и реализованы технологические проекты всех подземных хранилищ газа (ПХГ), эксплуатирующихся в России, странах СНГ и Восточной Европы. Создание ПХГ обеспечи-

лорегулирование сезонной неравномерности потребления и надежность поставок газа.

Обоснована целесообразность и сформулированы основные принципы создания в СССР Единой системы газоснабжения (ЕСГ).

По проектам ООО «Газпром ВНИИГАЗ» созданы и эксплуатируются газоперерабатываю-щиеи газохимические комплексы: Астраханский, Оренбургский, Сургутский (Россия),

Мубарекский (Узбекистан).

Решением ОАО «Газпром», в 2001 году ООО «Газпром ВНИИГАЗ» получило статус головно-гонаучно-технического центра отрасли в области технологий добычи, транспорта и перера-

боткигаза.



5

Организационная структура ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

В рамках современной кадровой политики созданы оптимальные условия для мотивации и самореализации научных сотрудников института и филиала, где трудятся более 2 000 специалистов, из которых:

Свыше 200 научных сотрудников имеют степень кандидата наук

Более 50 научных сотрудников -степень доктора наук

230 научных сотрудников являются молодыми специалистами

Научная школа ООО «Газпром ВНИИГАЗ», объединяет многие поколения ученых отрасли, внесших заметный вклад в ее станов-лениеи успешное развитие.В ООО «Газпром ВНИИГАЗ" действуют:

• аспирантура,• два докторских диссертационных совета.

Организационная структура ООО «Газпром ВНИИГАЗ» включает 15 научных центров, опытно-экспериментальную базу, а также филиалы в регионах: научно-исследовательский и проектный филиал («Севернипигаз», г.Ухта); отдел по научному и техническому сопровождению комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий (г. Салехард); лаборатория геолого-промысловых работ в Восточной Сибири (г. Ленск).



Принципиальная схема создания системы газоснабжения на востоке России

5



Структура ресурсов газа Иркутской области, млрд. куб.м

A+B+С1– 1647,7Накопленнаядобыча – 0,6

С2– 632,5

С3+D1– 6161,7

8 442,5

6



Месторождения углеводородов Иркутской области

Иркутская область

Иркутск

БратскУсть-Кут

Киренск

Р е

с п

у б

л и

к а

Б у

р я

т и

я

Эвенкийский АО

Ковыктинское

Братское

Атовское

Марковское

Ярактинское Аянское

ДулисьминскоеПилюдинское

Даниловское

Верхнечонское

Вакунайское

Ресурсы и запасы углеводородов

Ресурсы (С3+D)

газ, млрд.м3 6161,7

Запасы (А+В+С1) ( С2 )газ, млрд.м3 1 647,7 632,5нефть (извл.), млн.т 174,8 57,5

7



Структура ресурсов газа Республики Саха (Якутия), млрд. куб.м

Накопленнаядобыча – 36,4

С2– 1 063,7

A+B+С1– 1 215,3

С3+D1– 7844,1

10 159,5

8



Месторождения углеводородов Республики Саха (Якутия)

Вилюй

Верхнечонское

Талаканское

Тас-Юряхское

Нелбинское

Хотого-МурбайскоеСреднеботуобинское

Иреляхское

Аянское

Маччобинское

Дулисьминское

Пилюдинское

Даниловское

Тымпучиканское

Нижнехамакинское

ОзерноеЧаяндинское

БесюряхскоеИхтехское

Верхневилючанское

Вилюйско-Джербинское

Сев. Нелбинское

Мирнинское

Станахское

Отраднинское

ВакунайскоеАлинское

Киренск

Ленск

Мирный

Вилюйск Якутск

Бестях

Андылахское

Среднетюнгское

Нижнетюкянское

Нижневилюйское

Собо-ХаинскоеУсть-Вилюйское

1

5 32

Чаяндинское


газ, млрд.м3 7 844,1

Запасы (А+В+С1) ( С2 )

газ, млрд.м3 1 215,3 1 063,7нефть (извл.), млн.т 218 91


9



Структура ресурсов газа Эвенкийского АО, млрд. куб.м

С2– 719,4A+B+С1– 290,3

С3+D1– 8033,3

9 043,0

10



Месторождения углеводородов южной части Эвенкийского АО


газ, млрд.м3 8 033,3

Запасы (А+В+С1) ( С2 )газ, млрд.м3 290,3 719,4нефть (извл.), млн.т 117,7 376,9

Подкаменная Тунгуска

Ангара

Усть-Илимск

Байкит

Ванавара

Э в е н к и й с к и й АО

К р а с н о я р с к и й к р а й

Оморинское

Юрубчено-Тохомское

Куюмбинское

Собинско-

Агалеевское

Пайгинское

И р

к у

т с

к а

я

о б

л а

с т

ь


11



12

Иркутский Центр газодобычи

Красноярский центр газодобычи

Якутский центр газодобычи

Создание ОАО «Газпром» в Восточной Сибири и Дальнем Востоке новых центров газодобычи

32,9

28,7

1,62,6

Газовые ресурсы Восточной Сибири, млрд.м3

A+B+C1

C2

C3+D

Начальные суммарные ресурсы

32,9



Основные направления поиска и особенности промышленного освоения месторождений УВ сырья в восточных регионах страны

13

Месторождения-сателлитыв районе базовых месторождений

Месторождения-спутникивдоль трасс ВСТО и ГТС

Обособленныеместорождения для

локальной газификации

Решение задач газификациии энергообеспечения ГТС

Газификация локальных(удаленных от ГТС)

потребителей

Управление ресурсной базойцентров газодобычи: Красноярского (Юрубч.-Тахомское);Иркутского (Ковыктинское);Якутского (Чаяндинское)

Основные направления поиска новых месторождений

Запасы УВ рассредоточены на нескольких крупных и десятках

мелких месторождений

Сателлитизациямелкихместорождений вокругбазовых скоплений и

вдоль трасс ГТС

Промышленное освоениене начато ввиду отсутствия

ГТС

Газификация субъектов

Сложность взаимодействия недропользователей по проблеме комплексного использования УВ

Газохимическаяпромышленность

Выполнение экспортных обязательств

Гелиевая промышленность

Особенности промышленного освоения месторождений



14

Совмещенная схема контуров продуктивных залежей

Площадь лицензионного участка 6977 км2.Размеры месторождения 120 ×22-30 км, высота -280 м,Залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Распределение насыщенности флюидами

Хамакинский горизонт,газоконденсатная залежьизученность до 34%

Нефтяная оторочка Северного блока, площадь 247 км2

(КИН = 0,259)

Нефтяная оторочкаЮжного блока, площадь 20км2

(КИН = 0,122)

Особенность нефтегазоконденсатной залежи ботуобинского горизонта: наличие тонкой нефтяной оторочки с геологическими запасами 200 млн.т.

Геологический разрез месторождения

Ботуобинский горизонт, нефтегазоконденсатная залежьизученность до 85%

Талахский горизонт,газоконденсатная залежьизученность до 16%

Краткая геологическая характеристика Чаяндинского НГКМ



Основные подходы к формированию концепции разработки Чаяндинского НГКМ

Поэтапное освоение продуктивных залежей ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов.

Залежи проектируемых горизонтов (ботуобинский, хамакинский и талахский) принимаются в качестве самостоятельных объектов разработки.

Первоочередный ввод в пробную эксплуатацию нефтяной оторочки ботуобинского горизонта с испытанием в период ОПР барьерных технологий. После завершения ОПР по выбору барьерных технологий и работ по созданию устойчивого барьера между нефтяной оторочкой и газовой шапкой, в промышленную разработку одновременно вводятся газоконденсатная залежь и нефтяная оторочка ботуобинского горизонта. Полная утилизация попутного нефтяного гелиесодержащегогаза путём обратной закачки в газовую шапку ботуобинского горизонта.

Для обеспечения добычи газа предусмотреть первоочередной ввод в разработку газоконденсатных залежей хамакинского и талахского горизонтов, позднее в разработку вводится газоконденсатная часть залежи ботуобинского горизонта. Освоение газоконденсатных залежей осуществляется поэтапно – вначале ОПЭ (продолжительностью до 5 лет), затем промышленная разработка.

Предварительное отделение гелия и азота на территории Чаяндинского месторождения (ГПЗ), с обратной закачкой гелиевого концентрата в хамакинский горизонт (южный блок II).

Комбинированное использование вертикальных и наклонно-направленныхскважин, а также многоствольных многофунциональных скважин при кустовом их размещении с учетом особенностей болотисто-скального рельефа местности. Реализация централизованной коллекторно-лучевой схемы сбора углеводородной продукции. Подготовка газа (низкотемпературная сепарация) осуществляется в едином комплексе с ГПЗ.

15



16

Экранная технология разработки тонких подгазовых нефтяных оторочек с использованием многоствольных многофункциональных скважин

Многозабойные горизонтальные скважины при разработке многопластовых залежей



17

в соляных кавернах: высокая капиталоемкость;

длительность создания;

хранится исходная концентрация гелиевого концентрата.

в малых истощенных газовых месторождениях: возможность «быстро» подготовить объект к хранению;

возможность выбрать объект, расположенный ближе к ГХК;

хранение смеси с концентрацией порядка 20 %;

возможность использования специальных герметичных скважин.

возврат гелиевого концентрата в один из блоков (участков) разрабатываемого месторождения:

возможность сразу приступить к разработке месторождения;

многократное извлечение и закачка гелия;

потери, связанные с не герметичностью фонда скважин

на месторождении;

постепенное поднятие концентрации гелия в газе (до 5 %).

Возможные способы создания в Восточной Сибири и Дальнем Востоке подземных хранилищ гелия и гелиевого концентрата

Оренбургское гелиехранилище

Хранение гелия в месторождении Клиффсайд(США)

Параметры хранилища: Геометрическая емкость – 257 тыс. м3; Газовая емкость– ~45-55 млн. м3; Максимальное давление – 18,0 МПа; Минимальное давление газа – 5,0 МПа; Производительность компрессора – 2000 м3/ ч; Производительность насоса – 40 м3/ ч;

Месторождение Клиффсайд: Пласт– Буш Дэум, мощность пласта 170м, протяженность площади ≈4500 га. Основной газодобывающий пласт, а также пласт, в котором хранится гелиевый концентрат на Буш Дэум- Коричневый доломит, глубина залегания 1000 м.Первоначальная концентрация гелия в природном газе – 1,8 %.Первоначальный объем газа в пласте Коричневый доломит – 8, 26 млрд. м3.

Длительное хранение гелиевого концентрата в больших объемах (≥5 млрд.м3) возможно лишь при создании подземных хранилищ на базе ГКМ и НГКМ



Рассматриваемая схема размещения до 2030 г. газоперерабатывающих и газохимических мощностей в восточных регионах страны

- ГПЗ

- ГХК

- СПГ

6

- номинальная мощность, млрд.м3/ год

10

5

45

45

15

18



Сырьевая база для развития газопереработкии газохимиив Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Нефтегазовые ресурсы Восточной Сибири и Дальнего Востока

Компонент % , об.Этан 7,31Пропан 2,34Бутаны 1,23Азот 6,39Гелий 0,09

Компонент % ,об.Этан 5,3Пропан 2,02Бутаны 0,84Азот 27,5Гелий 0,63

Компонент % , об.Этан 4,56Пропан 1,08Бутаны 0,54

Азот 1,57Гелий 0,21

Компо-нент

% , об.

Этан 4,93Пропан 1,72Бутаны 0,68Азот 6,53Гелий 0,53

Компо-нент

% , об.

Этан 4,30Пропан 1,80Бутаны 1,05Азот 0,33

Красноярский центр

Иркутскийцентр

Якутский центр

Сахалинскийцентр

19



Потенциальные мощности по переработке газав восточных регионах страны

Центры газопереработки

Номинальные мощности переработки газа*, млрд.м3/ год

Потенциалы целевых компонентов для номинальных мощностей, тыс.т/ год

Дополнительные требования

С2+в С3+в

Приморский (г.Владивосток)

15 до 1 800 до 990Для соответствия требованиям контрактным поставкам по калорийности СПГ требуется исключение выделения из газа фракции С2+в

Амурский (г.Благовещенск)

45 до 5 350 до 2 550Консолидация ресурсов Якутского и Иркутского центров газодобычи

Иркутский (г.Саянск)

5 до 480 до 200 Региональный проект

Красноярский (п.Богучаны)

10 до 1 530 до 700Региональный проект, необходимо глубокое извлечение азота для соответствия требованиям ГОСТ 5542

* -исходяизноминальной загрузкимощностейнеменее30лет

20



О необходимости разработки технологий для переработки углеводородного сырья месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

21

Месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока характеризуются высоким содержанием гелия (от 0,2 до 0,8 % об.)и азота (от 2 % до 30 % об.), а также более тяжелыми и ценными компонентами, такими как этан, пропан, бутан и фракции С5+в, а также двуокись углерода.

Наличие ценных компонентов для этановой газохимии (этан, пропан, бутан), а также гелия и азота обуславливает необходимость разработки:• энергосберегающей криогенной технологии извлечения фракций С2+в, выделения гелия и удаления азота, и следовательно,• технологииподготовки газа к транспорту и низкотемпературному разделению с более высокой степенью очистки и осушки природного газа сосниженными затратами и болеедлительным сроком службы.

ООО «ГазпромВНИИГАЗ»разработанывышеуказанныетехнологии, апробированныевпромысло-выхусловиях.



Развитие газовой промышленности в восточных регионах России способствует их экономическому развитию и даст возможность выйти на рынок газа стран АТР.

Необходим комплексный подход при освоении уникальных минеральных ресурсов недр Восточной Сибири (газ, конденсат, гелий, нефть, гидроминеральное сырье): начиная

от вопросов геологии и разработки, межпромыслового и магистрального транспорта углеводородов, подземного хранения газа и ценных неуглеводородных компонентов,

завершая вопросами переработки ценного углеводородного сырья.

Начальные суммарные ресурсы газа Восточно-Сибирскогорегиона составляют 32,9 трлн. м3, в т.ч. запасы -более 4 трлн.м3, ресурсы более 28 трлн.м3, степень разве-данности–8 %. Прогнозируемый прирост разведанных запасов (за период 2011 -2035гг.)

составит 5 ÷6 трлн.м3газа.

Современные разведанные запасы газа, а также величина прогнозируемых прирос-товмогут обеспечить добывные возможности по Восточно-Сибирскомурегиону к

2020 г. в объеме более 60 ÷70 млрд.м3 газа в год.

Базовые месторождения Иркутского и Якутского центров газодобычи (Ковыктинское ГКМ и Чаяндинское НГКМ, соответственно)по величине балансовых запасов газа отно-

ситсяк категории уникальных. Месторождения отличаются сложным составом газа, со значительным содержанием гелия.

Заключение

22



23

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

Центральный офис ООО «ВНИИГАЗ»

п. Развилка, Московская областьinternet: www.vniigaz.ru

intranet: www.vniigaz.gazprom.rue-mail: [email protected]

телефон: (+7 495) 355-92-06факс: (+7 495) 399-32-63

Филиал ООО "ВНИИГАЗ" - Севернипигазул. Севастопольская, 1"а", г. Ухта, Республика

Коми, РФТел/факс (+7 2147) 3-01-42

Газсвязь: 787-748-70, 787-723-11e-mail: [email protected]

Отдел по научномуи техническому сопровождениюкомплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторийЯНАО г. Салехард, ул. Ленина, 27Тел/факс (8 34922) 46-210; 46-264; 46-256

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Documents