Какой вид топлива добывается на уренгойском месторождении: Уренгойское месторождение

Уренгойское месторождение

История

В 1966 году на Севере Тюменской области было открыто Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение — на тот момент крупнейшее в мире. Его начальные запасы газа (С1+С2) составляли 10,9 трлн куб. м.

В короткие сроки в сложных природно-климатических условиях Крайнего Севера был создан Уренгойский нефтегазовый комплекс — 22 апреля 1978 года была начата добыча газа.

Ачимовские отложения

В настоящее время перспективным направлением развития Уренгойского месторождения является разработка труднодоступных ачимовских отложений.

Запасы ачимовских отложений по категории С1 на месторождениях ООО «Газпром добыча Уренгой» составляют более 1 трлн куб. м газа и 400 млн тонн конденсата.

Специфика проекта

Ачимовские отложения залегают на глубинах около 4000 м и имеют гораздо более сложное геологическое строение по сравнению с сеноманскими (находятся на глубине 1100–1700 м) и валанжинскими (1700–3200 м) залежами. Кроме того, ачимовские отложения залегают при аномально высоком пластовом давлении (более 600 атмосфер), осложнены тектоническими и литологическими экранами, характеризуются многофазным состоянием залежей, а также отягощены тяжелыми парафинами.

Первый опытный участок

В 2003 году ООО «Газпром добыча Уренгой» (100-процентная дочерняя компания «Газпрома») и Wintershall Holding AG (100-процентное дочернее предприятие BASF SE) создали совместное предприятие — ЗАО «Ачимгаз» — для освоения первого опытного участка (1А) ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

В 2008 году ЗАО «Ачимгаз» ввело участок 1А в опытно-промышленную эксплуатацию.

В 2011 году начался этап промышленной эксплуатации этого участка.

Проектный уровень добычи газа на участке 1А — более 9,6 млрд куб. м в год.

Второй опытный участок

В 2009 году «Газпром» приступил к самостоятельной добыче газа на втором опытном участке (2А) ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Проектный уровень добычи газа на участке 2А — 8,7 млрд куб. м в год.

Третий, четвертый и пятый опытные участки

В настоящее время «Газпром» готовит к разработке третий (3А), четвертый (4А) и пятый (5А) опытные участки.

Добыча газа на пяти участках после выхода на полную мощность достигнет порядка 36,8 млрд куб. м в год.

Расширение сотрудничества

В 2015 году было подписано Соглашение о закрытии сделки по обмену активами между «Газпромом» и Wintershall. В результате сделки «Газпром» увеличил до 100% долю в компаниях WINGAS, WIEH и WIEE, а также получил 50% в компании WINZ, в свою очередь Wintershall получил 25,01% в проекте по разработке и освоению участков 4А и 5А ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

В 2016 году «Газпром» и OMV подписали Базовое соглашение об обмене активами. В соответствии с документом, в результате обмена активами «Газпром» получит 38,5% в OMV Norge AS, которая занимается геологоразведкой и добычей в Норвегии. OMV AG, в свою очередь, получит 24,98% в проекте по разработке участков 4А и 5А ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

На Ямале поставили рекорд добычи газа — Российская газета

Уренгойские газодобытчики в конце марта побили собственный рекорд: совокупная добыча газа из недр одного месторождения — Большого Уренгоя — составила семь триллионов кубометров. Это достижение официально зафиксировано в Книге рекордов России. Предыдущее — шесть триллионов — было установлено в 2008 году.

Крупнейшее в России Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1966 году. По официальной классификации относится к супергигантским: его начальные разведанные запасы составляют 12 триллионов кубометров «голубого топлива». С севера на юг Большой Уренгой тянется на 250 километров, достигая ширины от 30 до 60 километров. Под 400-метровым слоем вечной мерзлоты на глубинах от одного до четырех километров залегают все виды углеводородного сырья: газ, нефть и газовый конденсат. Первые кубометры уренгойского газа пошли потребителям весной 1978 года, всего через месяц здесь добыли первый миллиард, а первый триллион насчитали через восемь лет.

В разрезе эти недра напоминают пирог: углеводороды залегают слоями, разделенными породой. Ближайший к поверхности — сеноманский горизонт, из него вот уже 41 год добывают самый качественный легкий газ, он на 98 процентов состоит из метана. По оценке геологов, сейчас сеноманского газа в Большом Уренгое осталось около двух триллионов кубов. Однако основные перспективы — глубже: из валанжинского горизонта добывают газ и нефть, а еще дальше в недра земли — ачимовские залежи, богатые не только газом, но и конденсатом, который перерабатывают в бензин, битум, мазут, гудрон и т.д. Здесь углеводороды, разогретые до температуры более сотни градусов по Цельсию, находятся под огромным давлением. Освоение сверхглубоких пластов началось уже в новом веке и считается важным достижением: такой газ дается тяжело и дорого. Сейчас этот горизонт находится в стадии опытной эксплуатации.

На глубине около пяти тысяч метров лежат нераспечатанные пока юрские отложения

По словам Рустама Исмагилова, замгендиректора добывающего предприятия, промышленная добыча ачимовского газа начнется в ближайшие три-четыре года. «Кроме того, вместе с партнерами мы разрабатываем месторождения-сателлиты, — уточняет Исмагилов. — Промыслы располагаются вплотную друг к другу, поскольку добыча идет с разных «этажей». Наша задача — максимально использовать имеющуюся инфраструктуру, что позволяет работать с минимальными затратами, чтобы выдерживать конкуренцию с другими энергоносителями».

Но и ачимовские залежи не предел: разведка показывает, что на глубине около пяти тысяч метров лежат нераспечатанные пока юрские отложения. По словам геолога Максима Жарикова, их освоение начнется после окончания разведочных работ и апробирования технологий. Ориентировочно — в 2029-2030 годах: «Изучение еще продолжается, каждый год приносит перспективные в геологическом плане открытия. В недрах Большого Уренгоя есть что разведывать и приращивать запасы, причем, как «вглубь», так и «вширь».

Новый триллион совокупной добычи газодобытчики ожидают лет через девять-десять, в целом же специалисты уверенно говорят о перспективах Большого Уренгоя минимум до 2100 года.

Сокровищница нации – Огонек № 13 (5558) от 08.04.2019

На Ямале установлен исторический рекорд — из недр Большого Уренгоя добыто в совокупности 7 трлн кубометров природного газа. «Огонек» отправился на Крайний Север, чтобы увидеть масштаб происходящего своими глазами.

Мария Литвинова

«Куст», для обывателя — из царства растений, в Новом Уренгое поймут по-своему. Здесь, в тундре с сиротливым ягелем под еще плотным слоем снега, эти самые «кусты» открывают доступ в газовую кладовую нашей страны. Каждый из них представляет собой площадку, которая объединяет от 2 до 5 скважин, откуда добывается голубое топливо. Далее по газопроводам оно попадает в коллектор, затем очищается, приобретает нужные параметры и, наконец, направляется в магистральный трубопровод. Этим газом обогреваются дома, на этом газе хозяйки готовят обед — на территории России и за ее пределами.

Словно сетка раскинуты эти «кусты» скважин по всей площади Уренгойского месторождения — а это более 5 тысяч квадратных километров. Чтобы проехать его в длину, с севера на юг (место действия — полуостров Ямал), при средней скорости 60 километров в час, потребуется больше 4 часов. Трудно вообразить, какие запасы углеводородов хранит этот подземный резервуар, пока не увидишь, что добычу тут осуществляют в общей сложности 2800 скважин.

25 марта этого года в центральной диспетчерской ООО «Газпром добыча Уренгой» (это дочернее предприятие ПАО «Газпром») был зафиксирован исторический рекорд.

— Совокупная добыча из недр Большого Уренгоя достигла рекордных 7 трлн кубометров природного газа,— объявил в торжественной обстановке заместитель генерального директора по производству Общества «Газпром добыча Уренгой» Рустам Исмагилов.— Огромная цифра и вместе с тем закономерный результат 40 с лишним лет пути нашего предприятия, которое ведет свою производственную деятельность в условиях Крайнего Севера, и тем ценнее вклад каждого работника.

— Конечно, это не предел,— продолжил свою речь Рустам Исмагилов.— В распоряжении предприятия — уникальные геологические запасы, мощнейшая инфраструктура и, главное, коллектив единомышленников. Мы готовы идти вперед, к новым победам, обеспечивая благополучие и стабильность работникам предприятия, группе компаний «Газпром», жителям Нового Уренгоя, Ямалу и всей России.

На церемонии, в которой участвовали руководители Общества, ветераны (те, кто проработал на предприятии более трех десятилетий) и молодые специалисты, достижение было зафиксировано представителем «Книги рекордов России».

Прецедентов, когда одним предприятием был добыт такой объем природного газа, не было. И это неудивительно: Большой Уренгой — уникальный геологический объект.

Северный гигант

Нынешнее достижение — это общая победа коллектива предприятия

Фото: Владимир Бойко/ООО «Газпром добыча Уренгой»

Эту сокровищницу природа припрятала между 65-й и 68-й параллелями северной широты, как раз где пролегает Северный полярный круг. Укрыв, ко всему прочему, 400-метровым слоем вечной мерзлоты. При этом щедро одарила: Уренгойское месторождение — это запасы не только газа, но также газового конденсата и нефти (к марту 2019-го их добыто более 172 млн и 15 млн тонн соответственно). Впрочем, добраться до ценных углеводородов — задача не из простых. Глубина залегания — от 1 тысячи до 4 тысяч метров.

Благодаря размерам Уренгойское месторождение относят к супергигантам. На момент открытия в конце 1960-х это было крупнейшее в мире газовое месторождения, сегодня оно замыкает первую тройку, однако из находящихся на суше (а не на морском шельфе) — лидер.

По тому же, как расположены запасы, месторождение сравнивают с многослойным пирогом. А все оттого, что оно состоит из четырех этажей газоносности: сеноманских, валанжинских и ачимовских отложений — они находятся в разработке. Под ними расположен еще один «слой» — юрские отложения. Это перспектива ближайших лет.

В местном музее Общества все залежи можно увидеть в уменьшенном масштабе — как 3D-модель, но и она впечатляет. В реальности же сеноман (так именуют между собой местные — для краткости) залегает на глубинах до 1300 метров. Извлекаемый из этих пластов газ считается сравнительно доступным и чистым. Именно его добывали здесь последние четыре десятилетия и продолжают добывать. Запасы здесь, естественно, сокращаются, но за сеноманом открываются другие горизонты.

Следом за ним — валанжин (или неоком): это уже почти 3 тысячи метров в глубь Земли. Для добычи тут требуются более сложные технологии, но и улов иной — помимо газа добывают нефть и газовый конденсат. Далее идут сверхглубокие пласты (около 4 тысяч метров), богатые газовым конденсатом,— это ачимовка. Добыча из таких глубин трудна и требует инновационных решений. Еще бы, пластовое давление более 600 атмосфер, температура зашкаливает — больше 110 градусов по Цельсию. Тем не менее уренгойским газодобытчикам не первый раз решать сверхсложные задачи.

Дело смелых новаторов

Есть рекорд!

Фото: Владимир Бойко/ООО «Газпром добыча Уренгой»

Лето 1964-го выдалось жарким, так что многочисленные реки местного края обмелели. Из-за мелководья две баржи с оборудованием, которое надо было доставить на сейсморазведочные работы гораздо дальше этих мест, застряли на целый сезон в районе реки Пур, неподалеку от полузаброшенной фактории. Чтобы не простаивать зря, участники геологоразведочной партии решили проложить профиль. Для этого выгрузили с барж два буровых стана, пять банков и трактор — вот и все оборудование, при помощи которого удалось проложить профиль почти в 130 (!) километров. «Авантюра!» — вспоминали годы спустя участники. Было бы так, если бы их усилия не увенчались успехом: в ходе работ было обнаружено крупное куполовидное поднятие (газ!). Однако, как это бывало, наверху не поверили. Лишь два года спустя, в 1966 году, пробуренная разведочная скважина дала мощный приток природного газа — 6,5 млн кубометров за сутки. Так началась история Уренгойского месторождения.

Несколько важных фактов. В 1940 году СССР добыл 3 млрд кубометров газа. В 1980-м — уже 435 млрд кубометров. Такой результат стал возможен благодаря разработке крупных газовых месторождений, открытых на рубеже 1960–1970-х годов. И весомый вклад именно уренгойского газа.

«Освоение Уренгойского месторождения впервые в истории отрасли велось вахтовым методом,— вспоминал позднее начальник экспедиции, получившей первый приток газа весной 1966-го, Иван Гиря.— Жили в бараках. По три месяца оторваны от семей, трудно было с продуктами, обогревом… Бурить разведочную скважину на неизвестном тогда еще месторождении было тяжело. Вся надежда на бурильщиков и их опыт. Пробурить вечную мерзлоту оказалось не так-то просто. Потом уже научились проходить мерзлые слои, а в первый раз пришлось немало поломать голову. А еще было велико нервное напряжение — все время опасались газового фонтана, прислушивались к каждому звуку на буровой, были постоянно наготове».

В 1973 году в Уренгой из Надыма был направлен «автотракторный десант» — началось строительство поселка, ставшего спустя годы городом — Новым Уренгоем. Между тем стесненные бытовые условия не останавливали разработку газового месторождения, которая продвигалась по-стахановски и с внедрением новаторских подходов и методик. Тот самый кустовой способ бурения скважин, доказавший свою эффективность,— один из многих.

Итак. Декабрь 1977 года — на Уренгое создано газодобывающее предприятие. 22 апреля 1978 года запущена первая установка комплексной подготовки газа, с которой голубое топливо пошло в магистраль страны. Уже 30 мая добыт первый миллиард кубометров уренгойского газа. 1986 год — добыт первый триллион кубометров, в 1989-м — второй триллион кубометров…

— С середины 1980-х и до начала 1990-х годов Уренгой обеспечивал до 50 процентов всего добываемого в СССР газа,— рассказывает заместитель генерального директора — главный геолог ООО «Газпром добыча Уренгой» Максим Жариков.— В этот период добывалось до 300 млрд кубометров газа в год. То есть триллион набегал за три с лишним года.

Ветераны промысла

За 40 с лишним лет работы на предприятии сложился сплоченный коллектив

Фото: Владимир Бойко/ООО «Газпром добыча Уренгой»

— Прошлое пробегает перед глазами, как кинолента; я помню еще рекорд 1984 года — первые 500 млрд кубометров газа,— говорит начальник Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой» Ровшан Абдуллаев, проработавший на предприятии 34 года. — Потом уже триллион. Я тогда был начальником смены, шла дневная вахта. И объявили: триллион! Конечно, поздравляли друг друга. Но молодые были, не понимали еще масштаба. А сегодня, когда 7 триллионов, как-то и волнующе, с одной стороны, а с другой — гордость. За то, что участник всех рекордных триллионов, что есть личный вклад. Что работаешь на ведущем ресурсодобывающем предприятии страны. Гордость за коллектив, который обеспечивает бесперебойную добычу углеводородного сырья. Сила нашего предприятия, мне кажется, прежде всего в людях, в самоотдаче и ответственном отношении каждого. Мы помним и чтим первопроходцев Уренгоя и готовим достойную смену.

24-летний Ровшан Абдуллаев приехал из Баку в Уренгой в сентябре 1984-го — по распределению (на родине он получил специальность «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений). «Нас было девять человек с выпуска, прилетели в сентябре,— вспоминает он.— Самолет пошел на посадку, смотрим: земля белая. Подумали, песок что ли. Оказалось, уже зима. Под минус 18. Суровые были морозы. Снега по колено. Побежали в здание аэропорта. Погрелись, надели пиджаки — только это и было из теплого у нас, парней с юга. На следующий день пришли в отдел кадров. Я был принят на работу оператором по добыче нефти и газа 5-го разряда. Так по всем ступенькам дослужился до начальника управления. Чувствую себя местным после стольких лет и рад быть свидетелем и участником того, как город рос и продолжает развиваться».

Три с половиной десятка лет проработал на предприятии Валерий Максименко — оператор по добыче нефти и газа Газоконденсатного промысла № 1. «Я приехал из Белоруссии по распределению тоже в 1984-м, но в июне: жара стояла градусов под 40,— рассказывает он.— Рабочий день, как положено, начался в 8 утра, познакомился с коллегами, приступил к выполнению своих обязанностей — так и тружусь до сегодняшнего дня. Все 7 триллионов прошел! Весь трудовой путь на одном предприятии. Будем дальше газ добывать. Хорошие ребята к нам приходят на смену».

Новые рубежи

Заместитель генерального директора Рустам Исмагилов (слева) получает сертификат о рекорде от представителя «Книги рекордов России» Александра Пересвета

Фото: Владимир Бойко/ООО «Газпром добыча Уренгой»

— Сеноман — основа, в перспективе — активная разработка валанжина, будущее — за ачимовскими отложениями,— говорит заместитель генерального директора — главный геолог ООО «Газпром добыча Уренгой» Максим Жариков.— Поиск и разведка глубоких горизонтов каждый год приносит новые залежи, богатые углеводородами. И следующий триллион, если взять нынешний уровень добычи, можно ожидать через 9–10 лет.

Сегодня на предприятии трудятся более 12 тысяч специалистов. Средний возраст — 39 лет. На их попечении масштабное хозяйство, максимально автоматизированное и оборудованное согласно всем современным требованиям: это 22 установки комплексной подготовки газа, два нефтепромысла, 20 дожимных компрессорных станций, 5 станций охлаждения газа, 2 станции по утилизации попутного нефтяного газа, насосная станция подачи конденсата. ..

— Вклад каждого важен — от водителя до оператора и геолога,— подчеркивает заместитель генерального директора по производству ООО «Газпром добыча Уренгой» Рустам Исмагилов.— От каждого работника зависит тот результат, к которому мы пришли.

Ключевые месторождения Ямала — Vostock Capital

Ключевые месторождения Ямала

27 Январь, 2017/ Геологоразведка, Добыча нефти, Логистика, Нефтегаз, Нефтепереработка и блендинг, НПЗ, СПГ, Торговля нефтью и нефтепродуктами, Транспортировка и перевалка нефти и нефтепродуктов

На полуостровной части Ямала и соседних акваториях открыто более 32 месторождений. В настоящий момент на данной территории разведаны запасы газа более чем в 10 триллионов кубометров.

Находкинское месторождение

На територии ЯНАО, близ Тазовской губы, в 1974 году нефтегазоразведческой экспедицией Тазовской команды было найдено Находкинское месторождение природного газа, но лишь в 2003 году ОАО «Лукойл» запустил процесс осуществления своего газового проекта по освоению полезных ископаемых Большехетской впадины, а буровые работы на месторождении начались в 2004 году. Добываемое голубое топливо транспортируется по газопроводу на Ямбургскую компрессорную станцию, а затем перепродается ПАО «Газпром». Номинальная производительность Находкинского месторождения — около 10 млрд кубометров каждый год.

Южно-Русское месторождение

Южно-Русское месторождение — нефтегазовое месторождение, расположенное в Красноселькупском районе на полуострове Ямал, обнаруженное в 1969 с помощью труда геологоразведочных экспедиции Уренгойской команды. Уровень запасов полезных ископаемых, добываемых на месторождении, позволяет отнести месторождение к классификации крупных. Эксплуатируется ОАО «Севернефтегазпром» с 2007 года. В настоящее время «Севернефтегаз-пром» разрабатывает месторождение с целью сделать его сырье базисным продуктом «Северного потока» — трубопровода между Россией и Германией.

Еты-Пуровское месторождение

Еты-Пуровское месторождение расположилось в регионе ЯНАО, близ города Ноябрьска. В настоящее время оно имеет высокий потенциал, так как залежи здесь оцениваются в 20 млн тонн нефти, что является весьма впечатляющим значением для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Было найдено в 1982, но по причине отсутствия достаточного технического оборудования для таких геологических условий освоение месторождения начато лишь в 2003. Особенностью Еты-Пуровского месторождения является не только нефть высокого качества, но и также щедрый запас попутного конденсата. В настоящее время процесс развития на месторождении осуществляет АО «Газпром-Ноябрьскнефтегаз». На территории действуют 11 скважин и газокомпрессорная станция.

Заполярное месторождение

Самым высоким показателем производства в газодобывающей промышленности среди месторождений в Российской федерации обладает Заполярное месторождение. Оно расположено на участке Тазовского района полуострова Ямал. Открытое в 65 году прошлого века, Заполярное месторождение начало эксплуатироваться в конце 2001. С начала буровых работ на месторождении и его активной разработки в 1994 году по сегодняшний день лицензированные геологические исследования на Заполярном ведет «Газпром добыча Ямбург». На производстве используются высокие технологии, отвечающие всем современным канонам, что позволяет свести к минимуму вред, который оказывает производство на местную экологию. Балансовые запасы месторождения оцениваются в 3,500 млрд кубометров, а годовая проектная мощность — около 130 млрд кубических метров.

Медвежье месторождение

Медвежье месторождение — первенец среди месторождений газа Крайнего Севера, находящееся в Ямало-Ненецком автономном округе. Первые геологоразведочные работы проведены здесь в 1967 Надымской экспедицией близ пос. Лабытнанги. Буровые работы продолжились спустя 3 года в районе пос. Надым. А 2 года спустя, в 1972, голубое топливо начало поступать в обращение системы газоснабжения. На сегодняшний день работы осуществляет имеет ООО «Газпром добыча Надым». В настоящий момент, в виду непростой экономической ситуации в стране, на Медвежьем месторождении наблюдается тенденция к падению газодобычи. Месторождение снабжает газом, в основном, Москву, а процент от общей добычи голубого топлива составляет лишь 4% от общего по стране.

Уренгойское месторождение

Уренгойское месторождение находится на богатом ископаемым топливом полуострове Ямал, близ газовой столицы России — города Нового Уренгоя. Принадлежит разряду супергигантских месторождений. Открыто геологической разведкой в 1966, а в эксплуатацию вошло в 1978 году. Из недр Уренгойского месторождения газ добывается и экспортируется в страны Европы обществом с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Уренгой». На текущий момент месторождение имеет балансовый запас величиной 16000 млрд кубометров голубого топлива. Эксплуатируется впечатляющее количество скважин, а именно — 1300.

Ямбургское месторождение

Ямбургское месторождение расположилось на холодном Ямале, где сконцентрирована пятая часть запаса голубого топлива России, в Тазовском районе. Было найдено в 69 году прошлого века, но по причине отсутствия достаточного технического оборудования для таких суровых климатических условий освоение месторождения начато лишь в 1986. Особенностью Ямбургского месторождения является сухой, метановый высококачественный газ. В настоящее время процесс развития на участке месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Ямбург». На территории действуют 10 УКПГ и 4 УППГ. В перспективе компании — газовый проект по добыче сырья с близлежащих территорий.

Бованенковское месторождение

Поселок Бованенково, который находится в Ямало-Ненецком автономном округе, в 71 году двадцатого столетия стал базой открытия и разработки Бованенковского месторождения. Относительно недавно, в 2012 году, в виду экономической обстановки в стране, благодаря обществу с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Надым» стартовал газовый проект по добыче природного газа из недр Бованенковского местрождения. По запасу полезных ископаемых Бованенковское месторождение относится к категории гигантских. В настоящее время реализуется проект по изучению и обустройству месторождения, голубое топливо пока не добывается.

Пякяхинское месторождение

В 2009 г. общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на Ямале встало на путь к приготовлению Пякяхинского месторождения, которое является очень перспективным. Только нефти 69,5 миллионов тонн — первоначально извлеченный запас к старту 2014 года, а добыча газа составила 234,2 миллиардов кубометров. В общей сложности запланировано пробурить 219 нефтяных на данном участке. В целом намерены воплотить в действие 420 скважин, помимо нефтяных в их число входит — 105 нагнетательных и 96 газовых.

Новопортовское месторождение

Новопортовское месторождение находится на полуострове Ямал. Это месторождение было обнаружено в 1964 г. Свыше 250 миллионов тонн нефти и 320 миллиардов кубометров газа составляет извлеченный запас. Больше 100 километров составляет длина нефтепровода, по которому осуществляется доставка нефти до берега с месторождения. В 2015г. начали строительство второй ветки, в год она обеспечит поставку более 5 миллионов т нефти. Впервые с месторождения нефть отгрузили зимой 2015 г. морским путем.

Восточно-мессояхское месторождение

Восточно-мессояхское территориально находится в ЯНАО Тазовский район. Месторождение стало доступно в 1990 г. Название месторождение получило в честь одноименной реки, она протекает через площадь месторождения. На площади в сто тысяч гектар добывают около 480 миллионов тонн нефти, а также газовый конденсат. Первая нефть была добыта осенью 2012г. В 2014 г. заложили строительство нефтепровода, более 100 километров составит его протяженность и позволит в год отгружать 7 миллионов тон нефти.

Западно-мессояхское месторождение

На Гыданском полуострове ЯНАО расположено Западно-мессояхское месторождение. Оператором проекта является публичное акционерное общество «Газпром нефть». Запас извлекаемой нефти составляет около 180 миллионов тонн и почти 60 млрд кубометров газа. Нефтегазопровод отсутствует. В сложных условиях, в т.ч. и погодных, производится добыча полезных ископаемых. СМИ утверждают, что к 2020 г. Западно-мессояхское выйдет на пик добычи.

Русское месторождение

Неподалеку от города Находка гаходится месторождение Русское (Тюменская область). 410 миллионов тон нефти — прогнозируемый объем запасов. Освоено в 1968 г. И считается одним из самых крупных месторождений РФ. Площадь Русского месторождения охватывает 525 квадратных километров и было обнаружено «Главтюменьгеология».

Ленинградское месторождение

Ленинградское в Карском море было освоено в 1992 г. Находится на территории ЯНАО (Тюменская область), и обладает огромными залежами газа на глубине около 1700 метров. Месторождение было обнаружено «Арктикморнефтегазразведка». Общая площадь составляет 550 квадратных километров. По предварительной оценке, запасы месторождения составили чуть больше одного триллиона кубометров природного газа и три миллиона тон конденсата. Ленинградское месторождение считается уникальным по своим характеристикам. ПАО «Газпром» является оператором проекта.

Русановское месторождение

Русановское месторождение, как и Ленинградское, расположено на шельфе Карского моря Ямало-Ненецкого АО. Было открыто компанией «Арктикморнефтегазразведка» в 1992 г. Начальные запасы оценены почти в 3 трлн метров кубических природного газа. Общие запасы составляют около 779 миллиардов кубических метров газа и более 7 миллионов тон конденсата. Оператор проекта ПАО «Газпром». В настоящее время обнаружено 7 газоконденсатных залежей, а также пробурены 2 скважины.

Больше информации о развитии месторождений ЯНАО вы можете получить на форуме и выставке и «Ямал Нефтегаз» и конгрессе и выставке «СПГ Конгресс Россия».

Уренгойская ГРЭС

Построенная в условиях сурового климата и вечной мерзлоты, Уренгойская ГРЭС является первой стационарной тепловой электростанцией на территории ЯНАО. Cтанция расположена в районе Лимбяяха г. Новый Уренгой Ямало-Ненецкого автономного округа. В районе этого северного города сосредоточены основные газодобывающие компании РФ. Установленная мощность станции – 529,7 МВт (пускорезервная электроцентраль 24 МВт и парогазовый энергоблок 505,7 МВт). В качестве основного и резервного топлива на станции используется природный газ Уренгойского месторождения.

ГРЭС поставляет электроэнергию предприятиям Ямала и обеспечивает теплом жилой комплекс района Лимбяяха г.Новый Уренгой.

Строительство Уренгойской ГРЭС продолжалось с 1984 г. по 1987 г. В 1990–1992 гг. были построены и запущены две очереди пускорезервной ТЭЦ: в августе 1990 г. выполнен пуск первой очереди, в декабре 1991 г. – запуск второй очереди, в 1992 г. станция была введена в эксплуатацию в полном объёме. В 1994 г. строительство Уренгойской ГРЭС было остановлено в связи с экономическим кризисом в стране.

В январе 2007 г. станция вышла на НОРЭМ (Новый оптовый рынок электроэнергии).

В том же, 2007 году, возобновилось строительство станции. Начался подготовительный период к возведению энергоблока ПГУ (парогазовая установка). Уже через год, в июле 2008 г., на Уренгойской ГРЭС начались строительные работы по сооружению этого объекта. В ноябре 2012 г. энергоблок ПГУ был введён в эксплуатацию.

Мощность станции с момента ввода её в эксплуатацию составляла 24 МВт. С вводом в эксплуатацию ПГУ мощность станции возросла на 460 МВт. За время эксплуатации энергоблока его мощность увеличивалась три раза. Теперь его установленная мощность составляет 505,7 МВт, что позволило решить проблему энергодефицита севера Тюменской области.

Новое оборудование энергоблока соответствует самым современным нормам экологической безопасности и энергоэффективности. Сочетание газотурбинных и паротурбинных установок, объединённых общим технологическим циклом, позволяет получить дополнительную тепловую и электрическую энергию, повысив, таким образом, коэффициент полезного действия производственного оборудования. Ввод блока в эксплуатацию имеет большое значение как для станции, так и для развития энергетики Ямало-Ненецкого автономного округа в целом.

Газовая промышленность российской Арктики — Арктика

1. Balashova E.S., Gromova E.A. 2017 Arctic shelf development as a driver of the progress of the Russian energy system // MATEC Web of Conferences, 23 May 2017, vol. 106, article 06008.

2. Katysheva E.G. 2018 The role of the Northern Sea Route in Russian LNG Projects Development // Arctic: History and Modernity. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 2018, vol. 180, article 012008.

3. Komkov N. I., Selin V.S., Tsukerman V.A., Goryachevskaya E.S. 2017 Problems and perspectives of innovative development of the industrial system in Russian Arctic regions // Studies on Russian Economic Development, 2017, vol. 28 (1), pp. 31-38

4. Биев А.А. Развитие отраслей и секторов экономики на Севере и в Арктике // Север и рынок: формирование экономического порядка, 2019, № 3 (65), с. 43-51.

5. Завьялов A. «Газовый айсберг» Тамбея // Oil and Gas Russia, 2018, № 8 (128), с. 22-26.

6. Забелло E. СПГ из Арктики // Oil and Gas Russia, 2018, № 8 (123), с. 28-33.

7. Климентьев А.Ю., Родичкин И.Г., Богданов Е.В. Арктические горизонты российского СПГ // Газовая промышленность, 2019, № 9 (790), с. 118-128.

8. Книжников А., Климентьев А., Григорьев A. Взгляд на Арктику // Oil and Gas Russia, 2017, № 5 (115), с. 72-78

9. Козьменко С.Ю., Селин В.С. Современные проблемы и перспективы развития арктического газопромышленного комплекса. – Апатиты: изд. Кольского научного центра РАН, 2017. – 228 с.

10. Комков Н.И., Селин В.С., Цукерман В.А., Горячевская Е.С. Сценарный прогноз развития Северного морского пути // Проблемы прогнозирования, 2016, № 2 (155), с. 87-98.

11. Корчунов Н. Северный морской путь: путь развития бизнеса и международного согласия // Арктические ведомости, 2019, № 3 (28), с. 20-25.

12. Маммадов С.М. К вопросу о стратегии освоения газового потенциала Западно-Арктического шельфа России // Нефтегазовая геология: теория и практика, 2017, № 2 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/6/20_2017.pdf

13. Развитие СМП: не так быстро, как хотелось бы // Нефтегазовая вертикаль, 2020, № 3-4, с. 62-66.

14. Селин В.С., Козьменко С.Ю. Факторный анализ и прогноз грузопотоков Северного морского пути. — Апатиты: КНЦ РАН, 2015.

15. Селин В.С, Скуфьина Т. П., Башмакова Е.П., Ульченко М.В. Особенности и проблемы обеспечения экономической безопасности в российской Арктике. — Апатиты: изд. КНЦ РАН, 2018. – 103 с.

16. https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/194483-obem-perevozok-po-smp-v-2018-g-uvelichilsya-v-…

Новые горизонты — Журнал «Сибирская нефть» — №168 (январь-февраль 2020)

В конце 2019 года стало известно о нескольких новых проектах, которые «Газпром нефть» планирует реализовать на лицензионных участках «Газпрома». Масштаб проектов таков, что по объему инвестиций они могут стать крупнейшими для компании, а ввод их в промышленную эксплуатацию ожидается в совсем не далекой перспективе: 2024–2026 годах

В основе сотрудничества с материнской компанией — уже отработанная схема долгосрочного рискового операторского договора, позволяющая без смены недропользователя вести работы по проектам фактически на условиях владения лицензией. Но есть и особенности: для компании это первые преимущественно газовые проекты, а основным видом жидких углеводородов здесь будет газовый конденсат.

Речь идет о трех крупнейших месторождениях — Бованенковском и Харасавэйском на полуострове Ямал и Уренгойском в Надым-Пур-Тазовском регионе (ЯНАО). «Газпром» разрабатывает здесь сухой газ
 — природный газ, преимущественно состоящий из метана, с низким содержанием более тяжелых углеводородов и других примесей. сеноманских пластов. Интерес же «Газпром нефти» к этим проектам в первую очередь связан с жидкими углеводородами — газовым конденсатом, которым богаты более глубокие неоком-юрские (на Ямале) и ачимовские пласты (на Уренгойском месторождении).

Впрочем, в пласте газовый конденсат находится в газообразном состоянии, в смеси с природным газом (см. справку на стр. 45). А это уже что-то новенькое: ранее «Газпром нефти» не приходилось заниматься разработкой в чистом виде газовых и газоконденсатных запасов (если не считать участие в совместных предприятиях). Впрочем, здесь вполне применим опыт, полученный компанией на Новопортовском месторождении. У проектов много общего как с точки зрения геологии, так и инфраструктуры.

Но главное, что на всех трех новых проектах «Газпром нефть» сможет применить компетенции, развитием которых в компании активно занимались все последние годы: работа с геологически сложными запасами, которые требуют использования современных технологических решений, а также реализация масштабных добычных проектов в сжатые сроки.

Бованенково + Харасавэй

Бованенковское и Харасавэйское — два огромных месторождения на полуострове Ямал. Они хорошо изучены (более 115 разведочных скважин, и 3Д-сейсморазведка по всей площади). На Бованенково уже идет добыча газа из сеноманских пластов, на Харасавэе начнется в 2023 году. «Газпром нефть» же на обоих проектах займется разработкой более глубоких неоком-юрских залежей. Их отличие — более сложная геология (многопластовые залежи) и жирный (то есть содержащий большую долю тяжелых углеводородов, газового конденсата) газ. Залежи обладают достаточно хорошей проницаемостью и мощностью, но строительство скважин усложняют аномально высокие пластовые давления и  несовместимые условия бурения
понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. .

В «Газпром нефти» считают, что обеспечить необходимые для рентабельной разработки объемы добычи газа на этих проектах будет не сложно. Больше вопросов по конденсатной составляющей. «Компонентный состав конденсата и его содержание в каждом из многочисленных пластов будут существенно влиять на экономику проектов», — говорит заместитель генерального директора по ранней проектной проработке «Газпромнефть-Развития» Сергей Нехаев. Впрочем, само по себе наличие в целевых горизонтах значительной газоконденсатной составляющей не вызывает сомнений. Согласно имеющимся данным исследований, даже для наименее богатых конденсатом пластов его содержание составляет 60–100 г/кубометр. Для сравнения, на Новопортовском месторождении этот показатель составляет 40–60 г/кубометр, но и там добыча конденсата остается рентабельной.

«Если среднее содержание конденсата принять за 100 г/кубометр, это даст 3,8 млн т газового конденсата в год — и это только наиболее уверенные запасы, подтвержденные большим количеством скважин», — поясняет исполнительный директор проекта «Харасавэй — Бованенково» в «Газпромнефть-Заполярье» Валдас Косяк.

В общей сложности на обоих месторождениях будет пробурено порядка 250 скважин. Накопленная добыча газа (к 2040 году) составит более 650 млрд кубометров газа и 70 млн т газового конденсата. «Проекты потребуют очень больших объемов инвестиций, возможно, рекордных для компании, — отмечает Сергей Нехаев. — Базовый кейс мы сможем подтвердить достаточно быстро, однако дальнейшее развитие проекта будет определяться в процессе разбуривания месторождений, а основные технические решения планируется сделать вариативными».

Бованенковское месторождение

Крупнейшее по разведанным запасам газовое месторождение на полуострове Ямал. Начальные запасы газа составляют 4,9 трлн куб. м. «Газпром» начал здесь добычу в 2012 году. Проектный уровень добычи газа на Бованенковском месторождении — 115 млрд куб. м в год. В перспективе — до 140 млрд куб. м в год за счет подключения неоком-юрских залежей. Для вывода ямальского газа в Единую систему газоснабжения России «Газпром» построил новый газотранспортный коридор от Бованенково до Ухты.

Харасавэйское месторождение

Месторождение расположено на полуострове Ямал севернее Бованенковского месторождения, преимущественно на суше полуострова и частично — в акватории Карского моря. По размеру запасов газа относится к категории уникальных — 2 трлн куб. м. В марте 2019 года «Газпром» начал полномасштабное освоение сеноман-аптских залежей газа Харасавэйского месторождения. Начало добычи запланировано на 2023 год.

Уренгойское месторождение

Уренгойское месторождение — третье в мире по величине начальных газовых запасов. Они превышают десять триллионов кубических метров. Месторождение было открыто в июне 1966 года. Добыча газа началась в 1978-м. В 1997 году здесь началась промышленная эксплуатация нефтяных скважин. С 2008 года ведется добыча газа и конденсата из ачимовских отложений.

Ямальская автономия

Оба месторождения труднодоступны и более чем на 300 км удалены от той части полуострова Ямал, где уже присутствует «Газпром нефть». Связь Бованенковского месторождения с Большой землей обеспечивает железная дорога: проложенная по вечной мерзлоте 572-километровая ветка от станции Обская, расположенной рядом с городом Лабытнанги. Она дает возможность круглогодичной доставки грузов на промысел. Персонал можно привозить авиатранспортом: на месторождении есть обустроенный аэропорт.

Необходимо решить вопрос с транспортировкой крупногабаритных грузов: колонного оборудования, газоперекачивающих агрегатов. В период навигации их можно доставить морским путем, однако Бованенково находится не на побережье, а движение барж от Карского моря по реке Сеяхе возможно лишь в период высокой воды, в течение одного месяца в году. В компании прорабатывают разные варианты доставки крупногабаритного оборудования, включающие использование водного пути, строительство зимних дорог и ликвидацию узких мест на железной дороге.

Владимир Крупеников,
генеральный директор
«Газпромнефть-Заполярья»:

В компании все активнее реализуются проекты, включающие в себя разработку газоконденсатных залежей. Это новая ресурсная база, возможность создания новых продуктовых цепочек, увеличения масштабов добычи. К Харасавэйскому, Бованенковскому и Уренгойскому месторождениям «Газпромнефть-Заполярье» получило доступ в июле прошлого года. Сейчас идет ускоренная подготовка к промышленному освоению разведанных запасов. И параллельно с этим мы будем проводить доизучение дополнительного потенциала, что позволит в будущем удерживать полку добычи. Программа опытно-промышленных работ, которую мы начинаем в этом году, позволит снять геологические и технологические неопределенности. Предстоит переинтерпретировать имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства.

Ситуация на Харасавэе сложнее: месторождение находится в полной автономии. В настоящее время существует лишь небольшая причальная стенка для разгрузки судов, прибывающих по Карскому морю, а также вертолетная площадка. К концу 2023 года планируется строительство автомобильной дороги от Бованенково, однако основной объем грузов «Газпром нефть» планирует доставлять уже в 2022–2023 годах — по морю или по зимникам.

План на год

В 2020 году «Газпром нефть» планирует построить на месторождениях по одной кустовой площадке и пробурить на каждом из них по две разведочные скважины, которые позволят снять основные геологические неопределенности. Бурение начнется в июле. «Ближайшая задача — подтвердить характеристики интересующих нас пластов, — рассказывает Валдас Косяк. — На каждой скважине запланированы отбор керна и глубинных проб, расширенный комплекс геофизических исследований скважин, лабораторное изучение флюидов».

Одна из основных целей опытно-промышленных работ — наиболее богатые газовым конденсатом (содержание — 170–180 г/кубометр), но менее изученные нижние пласты. На них будет направлена одна из двух разведочных скважин на каждом месторождении.

Кроме того, в ближайший год предстоят большие камеральные работы. Необходимо переинтерпретировать всю имеющуюся геологическую информацию, верифицировать данные, построить гидродинамические модели и концепты обустройства, чтобы уже в 2021 году начать проектно-изыскательские работы.

Вывоз жидких

Транспортировка природного газа с Бованенковского и Харасавэйского месторождений — вопрос решенный. Ямальский центр газодобычи с Единой системой газоснабжения уже связывают магистральные газопроводы «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта — 2». Осталось лишь построить участок трубы до Харасавэя протяженностью около 100 км. Ключевая задача проектов — организация инфраструктуры для вывоза жидких углеводородов. «Речь идет о создании нового транспортного хаба, причем не только для этих двух проектов, но для всего севера полуострова Ямал. По соседству еще немало подобных запасов, но без налаженных каналов сбыта начать их разработку невозможно», — отмечает Сергей Нехаев.

В «Газпром нефти» рассматривают несколько возможных путей. Один из них — железнодорожный, предполагающий расширение существующей дороги от станции Обская в связи с растущим грузопотоком. Другой вариант — строительство нефтеналивного терминала в районе мыса Харасавэй. Напомним, ранее «Газпром нефть» уже реализовала проект уникального нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» для отгрузки на танкеры нефти Новопортовского месторождения. «Одна из задач на 2020 год — оценить возможности размещения терминала в акватории Карского моря, выбрать подходящую конструкцию и оценить стоимость», — говорит Валдас Косяк.

Новости Уренгоя

Еще один новый проект компании на Уренгойском месторождении отличается от Бованенково и Харасавэя во всем, кроме, пожалуй, того, что здесь компания также будет добывать газ с высоким содержанием газового конденсата. Правда, на этот раз речь идет о газе из ачимовских отложений, а значит, главные вызовы проекта связаны со сложностями геологии, присущими этому типу запасов.

Гигантское Уренгойское месторождение давно разрабатывается «Газпромом» и другими недропользователями. Объем добычи составляет более 90 млрд кубометров газа и около 12 млн тонн конденсата в год. Здесь нет проблем с инфраструктурой, логистикой, подрядчиками. Месторождение хорошо изучено, а опыт работы других компаний, в том числе разрабатывающих запасы ачимовской свиты, без сомнения, будет использован при подготовке проекта. Тем более что одна из этих компаний — совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа» «Арктикгаз», который уже несколько лет ведет в регионе добычу газа и газового конденсата на Самбургском, Уренгойском и Яро-Яхинском месторождениях. Именно «Арктикгаз» первым начал использовать на Уренгойском месторождении горизонтальные скважины с многостадийным ГРП — решение, которое планирует применить и «Газпром нефть».

Участок, полученный «Газпром нефтью», находится в южной части Уренгойского месторождения и относится к краевой зоне. Целевой ачимовский горизонт расположен на глубине 3500–3600 м, характеризуется аномально высоким пластовым давлением 600 атмосфер. На участке ранее пробурено более 30 разведочных скважин, есть материалы сейсмических исследований и ГИС, керн и глубинные пробы. «Задача 2020 года — снять оставшиеся неопределенности по насыщению и дебитам. Для этого мы планируем пробурить 2 скважины. Также в ближайших планах — концептуальная проработка обустройства месторождения и внешнего транспорта», — говорит руководитель проекта «Уренгой» Вадим Столяров.

Уже в 2021 году начнется реализация первой фазы проекта, предполагающей строительство 24 скважин с горизонтальным стволом 1500 метров и 7-стадийным ГРП. К 2024 году планируется выход на полку добычи: 5 млрд кубометров и 1,5 млн т газового конденсата. Накопленная добыча, по оценкам, составит 70 млрд кубометров и 10,5 млн т газового конденсата.

Кроме газа и конденсата на участке присутствуют значительные запасы нефти в нефтяной оторочке. Ее разработка должна стать второй фазой проекта. «Главные сложности второй фазы связаны с малыми нефтенасыщенными толщинами и низким пластовым давлением, — говорит Вадим Столяров. — Сейчас готовится программа расконсервации разведочных скважин, после испытания которых будет приниматься решение по выбору оптимальной концепции разработки нефтяной оторочки».

Стоит отметить, что недалеко от нового участка «Газпром нефть» уже реализует проект разработки нефтяных оторочек Песцового и Ен-Яхинского месторождений, а в ближайшее время начнет осваивать и ачимовские отложения Песцового месторождения, геологически очень близкие к уренгойской ачимовке. Это дает возможности более эффективно использовать создаваемую инфраструктуру и благотворно сказывается на экономике проектов.

Ценный конденсат

Газовый конденсат — смесь жидких углеводородов (бензино-керосиновые фракции, реже — более высокомолекулярные компоненты нефти), которые в пластовых условиях при высоком давлении и температуре могут находиться в парообразном состоянии. При добыче газа его давление и температура снижаются, и эти компоненты переходят в жидкое состояние. Образуется конденсат. Из полученного таким образом первичного продукта удаляют растворенные в нем газы, получая так называемый стабильный газовый конденсат — ценное газохимическое сырье, которое используется также для производства бензинов, авиационного топлива, для улучшения характеристик сырой нефти.

Уренгойское месторождение

История

В 1966 году на Севере Тюменской области было открыто Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение — на тот момент крупнейшее в мире. Его начальные запасы газа (С1 + С2) составляли 10,9 трлн куб. м.

В короткие сроки в сложных природно-климатических условиях Крайнего Севера был создан Уренгойский нефтегазовый комплекс — 22 апреля 1978 года была начата добыча газа.

Ачимовские отложения

В настоящее время перспективным направлением развития Уренгойского месторождения разработка труднодоступных ачимовских отложений.

Запасы ачимовских отложений по категории С1 на месторождениях ООО «Газпромча Уренгой» составляют более 1 трлн куб. м газа и 400 млн тонн конденсата.

Специфика проекта

Ачимовские отложения залегают на глубинах около 4000 м и имеют гораздо более сложное геологическое строение по сравнению с сеноманскими (находятся на глубине 1100–1700) и валанжинскими (1700–3200 м) залежами. Кроме того, ачимовские отложения залегают при аномально высоком пластовом давлении (более 600 атмосфер), осложнены тектоническими и литологическими экранами, характеризуются многофазным состоянием залежей, а также отягощены тяжелыми парафинами.

Первый опытный участок

В 2003 году ООО «Газпром добыча Уренгой» (100-процентная дочерняя компания «Газпрома») и Wintershall Holding AG (100-процентное дочернее предприятие BASF SE) создали совместное предприятие — ЗАО «Ачимгаз» — для освоения первого опытного участка (1А) ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

В 2008 году ЗАО «Ачимгаз» ввело участок 1А в опытно-промышленную эксплуатацию.

В 2011 году начался этап промышленной эксплуатации этого участка.

Проектный уровень добычи газа на участке 1А — более 9,6 млрд куб. м в год.

Второй опытный участок

В 2009 году «Газпром» приступил к самостоятельной добыче газа на втором опытном участке (2А) ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Проектный уровень добычи газа на участке 2А — 8,7 млрд куб. м в год.

Третий, четвертый и пятый опытные участки

В настоящее время «Газпром» готовит к разработке третий (3А), четвертый (4А) и пятый (5А) опытные участки.

Добыча газа на пяти участках после выхода на полную мощность достижения порядка 36,8 млрд куб. м в год.

Расширение сотрудничества

В 2015 году было подписано Соглашение о закрытии сделок по обмену активами между «Газпромом» и Wintershall. В результате сделки «Газпром» увеличил до 100% долю в компании WINGAS, WIEH и WIEE, а также получил 50% в компании WINZ, в свою очередь Wintershall получил 25,01% в проекте по разработке и освоению участков 4А и 5А ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

В 2016 году «Газпром» и OMV подписали соглашение об обмене активами. В соответствии с документом, в результате обмена активами «Газпром получит» 38,5% в OMV Norge AS, которая занимается геологоразведкой и добычей в Норвегии. OMV AG, в свою очередь, получит 24,98% в проекте по разработке участков 4А и 5А ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

Уренгойское месторождение | АО «Ачимгаз»

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно-Сибирском регионе, входит в тройку систем в мире месторождений на суше.Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Освоение месторождения открытого в 1966 году, началось в 1977 году, добыча газа осуществляется с 1978 года. Работа газовиков осложняется неблагоприятными условиями окружающей среды — вечная мерзлота, морозы, тундра и хрупкая экосистема.

Уренгойское месторождение протянулось с севера на юг более чем на 230 км, его ширина — от 30 до 60 км, площадь — около 6000 кв. км. Большая часть месторождения за полярным кругом.Разрабатываемые в настоящее время песчаники в основном келовому периоду; они образовались 90 млн. лет назад и залегают на глубине более 1200 м. Чтобы свести воздействие на чувствительную экосистему к минимуму, бурение ведётся так называемым кустовым способом. В одном кусте, как правило, обнаруживается от двух до семи скважин.

В состав Уренгойского месторождения горизонта, углеводороды: сеноманский, валанжинский и ачимовский. <

Сеноманские
залежи

Сеноманские залежи характеризуются глубиной залегания от 1000-1700 м.Располагаются ниже туронской залежи. Отличаются от валанжинских залежей значительно меньшим содержанием этана, пропана и газового конденсата. Сеном газ представляет собой, в основном, метан и является самым легкоизвлекаемым и требующим наименьших затрат на переработку. При разработке сеноманского пласта глубина скважин меньше, а насосно-компрессорные трубы применяются большего диаметра, чем на валанжине.

Валанжинские
залежи

Валанжинские (неокомские) углеводородные залежи расположены на глубине 1700-3200 м.Отличаются от сеноманских залежей значительного изменения этана, пропана и газового конденсата. Валанжинские залежи образовались во время неокомского периода, также как и берриасские, готеривские и барремские залежи. Берриасская залежь нередко как нижний уровень валанжинских залежей. Способы газодобычи и добычи конденсата при таком глубинном залегании предполагают наличие особых конструкций скважин (газопровод-шлейф также должен соответствовать особым требованиям), использование инновационных технологий на установках по комплексной подготовке газа.

Этот газ содержит тяжелые углеводороды, поэтому температура гидратообразования у него более высокая. Газ из этих месторождений необходимо отсепарировать от влаги, механических примесей и понизить до -30 Сº его температуру, чтобы получить итоговый продукт необходимой кондиции. При разработке валанжинского пласта глубина скважин больше, а насосно — компрессорные трубы применяются меньшего диаметра, чем на сеномане. Газопроводы-шлейфы рассчитаны на более высокое давление.

Ачимовские
залежи

Ачимовские отложения залегают на глубинах около 3500-4000 м и имеют гораздо более сложное геологическое строение по сравнению с сеноманскими (находятся на глубине 1100-1700 м) и валанжинскими (1700-3200 м) залежами.Другие газоносные слои находятся на глубине более 3500 м. Речь идёт о нижнемеловых ачимовских залежах, образовавшихся около 140 миллионов лет назад. Ачимовские песчаники обладают средней пористостью и достаточно низкой проницаемостью. Залежи данного типа являются нефтегазоносными, они широко распространены в регистрации Сибири и обнаружены многие месторождения.

АО3 «Ачимгаз» является одним из действующих операторов на месторождении. Лицензионный участок 1А площадью 354,689 кв. км, в пределах которого находится компания, расположенная в юго-восточной части Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения к югу от Cеверного полярного круга.

На Ямале поставили рекорд добычи газа — Российская газета

Уренгойские газодобытчики в конце марта собственный рекорд: совокупная добыча газа из недр одного месторождения — Большого Уренгоя — семь триллионов кубометров. Это достижение зафиксировано в Книге рекордов России. Предыдущее — шесть триллионов — было установлено в 2008 году.

Крупнейшее в России Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1966 году. По официальной классификации относится к супергигантским: его начальные разведанные запасы составляют 12 триллионов кубометров «голубого топлива».С севера на юг Большой Уренгой тянется на 250 километров, достигая ширины от 30 до 60 километров. Под 400-метровым слоем вечной мерзлоты на глубинах от одного до четырех километров залегают все виды углеводородного сырья: газ, нефть и газовый конденсат. Первые кубометры уренгойского газа пошли потребителям весной 1978 года, всего через месяц здесьли первый миллиард, а первый триллионали через восемь лет.

В разрезе эти недра напоминают пирог: углеводороды залегают слоями, разделенными породой.Ближайший к поверхности — сеноманский горизонт, из него вот уже 41 год добывают качественный легкий газ, он на 98 процентов из метана. По двух оценке геологов, сейчас сеноманского газа в Большом Уренгое осталось около триллионов кубов. Однако основные перспективы — глубже: из валанжинского горизонта добывают газ и нефть, а еще дальше в недра земли — ачимовские залежи, богатые не только газом, но и конденсатом, который перерабатывают в бензин, битум, мазут, гудрон и т.д. Здесь углеводороды, разогретые до температуры более высоких градусов по Цельсию, находятся под огромным давлением.Освоение сверхглубоких пластов началось уже в новом веке и считается важным достижение: такой газ дается тяжело и дорого. Сейчас этот горизонт находится в стадии опытной эксплуатации.

На глубине около пяти тысяч метров лежат нераспечатанные пока юрские отложения

По словам Рустама Исмагилова, замгендиректора добывающего предприятия, промышленная добыча ачимовского газа начнется в ближайшие три-четыре года. Кроме того, вместе с ним разрабатываем месторождение-сателлиты, уточняет Исмагилов.- Промыслы располагаются близко друг к другу, поскольку добыча идет с разных «этажей».

Но и ачимовские залежи не предел: разведка показывает, что на глубине около пяти тысяч метров лежат нераспечатанные пока юрские отложения. геолога Максима Жарикова, их освоение начнется после окончания разведочных работ и апробирования технологий.Ориентировочно — в 2029-2030 годах: «Изучение еще продолжается, каждый год приносит перспективные в геологическом плане открытия. совокупной добычи газодобытчики ожидают лет через девять-десять, в целом специалисты уверенно говорят о перспективах Большого Уренгоя минимум до 2100 года

Ключевые месторождения Ямала — Vostock Capital

Ключевые месторождения Ямала

27 Январь, 2017 / Геологоразведка, Добыча нефти, Логистика, Нефтегаз, Нефтепереработка и блендинг, НПЗ, СПГ, Торговля нефтью и нефтепродуктами, Транспортировка и перевалка нефти и нефтепродуктов

На полуостровной части Ямала и соседних акваториях открыто более 32 месторождений. В настоящий момент на данной территории разведаны запасы газа более чем в 10 триллионов кубометров.

Находкинское месторождение

На територии ЯНАО, близ Тазовской губы, в 1974 году нефтегазоразведческой экспедицией Тазовской команды было найдено Находкинское месторождение природного газа, но только в 2003 году ОАО «Лукойл» запустил процесс осуществления своего газового проекта по освоению полезных ископаемых Большехетской впадины, а также буровых работ на месторождении. начались в 2004 году.Добываемое голубое топливо транспортируется по газопроводу на Ямбургскую компрессорную станцию, а затем перепродается ПАО «Газпром». Номинальная производительность Находкинского месторождения — около 10 млрд кубометров каждый год.

Южно-Русское месторождение

Южно-Русское месторождение — нефтегазовое месторождение, расположенное в Красноселькупском районе полуострове Ямал, обнаруженное в 1969 году с помощью труда геологоразведочных экспедиций Уренгойской команды. Уровень запасов полезных ископаемых, добываемых на месторождении.Эксплуатируется ОАО «Севернефтегазпром» с 2007 года. В настоящее время «Севернефтегаз-пром» разрабатывает месторождение с целью его сырье базисным продуктом «Северного потока» — трубопровода между Россией и Германией.

Еты-Пуровское месторождение

Еты-Пуровское месторождение расположилось в регионе ЯНАО, близ города Ноябрьска. В настоящее время оно имеет высокий потенциал, так как залежи здесь оцениваются в 20 млн тонн нефти, что весьма впечатляющим значением для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.Было найдено в 1982 году, но по пригодному запасу полезных ископаемых месторождения нефти начато лишь в 2003. Особенности Еты-Пуровского месторождения являются не только нефтью высокого качества, но и также щедрый запас попутного конденсата. В настоящее время процесс развития на месторождении осуществляет АО «Газпром-Ноябрьскнефтегаз». На территории 11 скважин и газокомпрессорная станция.

Заполярное месторождение

Самым показателем производства газодобывающей промышленности среди месторождений в Российской федерации обладает Заполярное месторождение. Оно расположено на участке Тазовского района полуострова Ямал. Открытое в 65 году прошлого века, Заполярное месторождение начало эксплуатироваться в конце 2001. С начала буровых работ на месторождении и его активной разработки в 1994 году по сегодняшний день лицензированные геологические исследования на Заполярном ведении «Газпром добыча Ямбург». На производстве используются высокие технологии, отвечающие всем современным канонам, что позволяет свести к минимуму вред, который оказывает производство на местную экологию.Балансовые запасы месторождения оцениваются в 3,500 млрд кубометров, а годовая проектная мощность — около 130 млрд кубических метров.

Медвежье месторождение

Медвежье месторождение — первенец среди месторождений газа Крайнего Севера, находящееся в Ямало-Ненецком автономном округе. Первые геологоразведочные работы системной здесь в 1967 Надым экспедицией близ. Лабытнанги. Буровые работы продолжились спустя 3 года в районе пос. Надым. А 2 года спустя, в 1972, голубое топливо начало поступать в обращение системы газоснабжения. На сегодняшний день добыча имеет ООО «Газпромча Надым». В настоящий момент, в виду непростой экономической ситуации в стране, на Медвежьем месторождении наблюдается тенденция к падению газодобычи. Месторождение снабжает газом, в основном Москву, процент от общей добычи голубого топлива составляет лишь 4% от общей по стране.

Уренгойское месторождение

Уренгойское месторождение находится на богатом ископаемым топливом полуострове Ямал, близ газовой столицы России — города Нового Уренгоя.Принадлежит разряду супергигантских месторождений. Открыто геологической разведкой в ​​1966 году, в эксплуатацию вошло в 1978 году. Из недр Уренгойского месторождения добывается и экспортируется в страны Европы обществом с ограниченной ответственностью «Газпромча Уренгой». На текущий момент месторождение имеет балансовый запас величиной 16000 млрд кубометров голубого топлива. Эксплуатируется впечатляющее количество скважин, а именно — 1300.

Ямбургское месторождение

Ямбургское месторождение расположено на холодном Ямале, где сконцентрирована пятая часть запаса голубого топлива России, в Тазовском районе. Было найдено в 69 году прошлого века, но по критериям достаточного технического оборудования для таких суровых климатических условий освоения месторождения начато лишь в 1986 году. В настоящее время процесса развития на участке месторождения время осуществляет ООО «Газпром добыча Ямбург». На территории 10 УКПГ и 4 УППГ. В перспективе компании — газовый проект по добыче сырья на близлежащих территориях.

Бованенковское месторождение

Поселок Бованенково, который находится в Ямало-Ненецком автономном округе, в 71 году двадцатого столетия стал базой открытия и разработки Бованенковского месторождения.Относительно недавно, в 2012 году, в виду экономической обстановки в стране, благодаря обществу с ограниченной ответственностью «Газпромча Надым» стартовал газовый проект по добыче природного газа из недр Бованенковского местрождения. По запасу полезных ископаемых Бованенковское месторождение относится к категории гигантских. В настоящее время реализуется проект по изучению и обустройству месторождения голубое топливо пока не добывается.

Пякяхинское месторождение

В 2009 г.общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на Ямале встало на путь к приготовлению Пякяхинского месторождения, является очень перспективным. Только 69,5 миллионов тонн — использованный извлеченный запас к старту 2014 года, а добыча газа составила 234,2 миллиардов кубометров. В общей сложности запланировано пробурить 219 нефтяных на данном участке. В целом намерены воплотить в действие 420 скважин, помимо нефтяных в их число входит — 105 нагнетательных и 96 газовых.

Новопортовское месторождение

Новопортовское месторождение находится на полуострове Ямал. Это месторождение было обнаружено в 1964 г. Свыше 250 миллионов тонн нефти и 320 миллиардов кубометров газа составляет извлеченный запас. Больше 100 километров составляет длина нефтепровода, по которой осуществляется доставка нефти до берега месторождения. В 2015г. начали строительство второй ветки, в год она обеспечит поставку более 5 миллионов т нефти. Впервые с месторождения нефти отгрузили зимой 2015 г.морским путем.

Восточно-мессояхское месторождение

Восточно-мессояхское территориально находится в ЯНАО Тазовский район. Месторождение стало доступно в 1990 г. Название месторождения получило в честь одноименной реки, она протекает через месторождение месторождения. На площади в сто тысяч гектар добывают около 480 миллионов тонн нефти, а также газовый конденсат. Первая нефть была добыта осенью 2012г. В 2014 г. заложили строительство нефтепровода, более 100 километров составит его протяженность и позволит в год отгружать 7 миллионов тон нефти.

Западно-мессояхское месторождение

На Гыданском полуострове ЯНАО расположено Западно-мессояхское месторождение. Оператором проекта публичное акционерное общество «Газпром нефть». Запас извлекаемой нефти составляет около 180 миллионов тонн и почти 60 млрд кубометров газа. Нефтегазопровод отсутствует. В сложных условиях, в т.ч. и погодных, производится добыча полезных ископаемых. СМИ утверждают, что к 2020 г. Западно-мессояхское выйдет на пик добычи.

Русское месторождение

Неподдержка от города Находка гаходится месторождение Русское (Тюменская область).410 миллионов тон нефти — прогнозируемый объем запасов. Освоено в 1968 г. И считается одним из самых крупных месторождений РФ. Площадь Русского месторождения охватывает 525 квадратных километров и обнаружено «Главтюменьгеология».

Ленинградское месторождение

Ленинградское в Карском море было освоено в 1992 г. Находится на территории ЯНАО (Тюменская область), и обладает огромными залежами газа на глубине около 1700 метров. Месторождение было обнаружено «Арктикморнефтегазразведка».Общая площадь составляет 550 квадратных километров. По предварительной оценке запасы месторождения составили чуть больше одного триллиона кубометров природного газа и три миллиона тон конденсата. Ленинградское месторождение считается уникальным по своим характеристикам. ПАО «Газпром» является оператором проекта.

Русановское месторождение

Русановское месторождение, как и Ленинградское, расположение на шельфе Карского моря Ямало-Ненецкого АО. Было открыто компанией «Арктикморнефтегазразведка» в 1992 г.Начальные запасы оценены почти в 3 трлн метров кубических кубических газов. Общие запасы составляют около 779 миллиардов кубических метров газа и более 7 миллионов тон конденсата. Оператор проекта ПАО «Газпром». В настоящее время обнаружено 7 газоконденсатных залежей, а также пробурены 2 скважины.

Больше информации о развитии месторождений ЯНАО вы можете получить на форуме и выставке «Ямал Нефтегаз» и конгрессе и выставке «СПГ Конгресс Россия».

Сокровищница нации — Огонек № 13 (5558) от 08.04.2019

На Ямале установлен исторический рекорд — из недр Большого Уренгоя добыто в совокупности 7 трлн кубометров природного газа. «Огонек» отправился на Крайний Север, чтобы увидеть масштаб происходящего своими глазами.

Мария Литвинова

«Куст», для обывателя — из царства растений, в Новом Уренгое поймут по-своему. Здесь, в тундре с сиротливым ягелем, самые «наши кусты» открывают доступ в газовую кладовую страну. Каждый из них представляет собой площадку, которая объединяет от 2 до 5 скважин, откуда добывается голубое топливо.Далее по газопроводам оно попадает в коллектор, затем очищается, приобретает нужные параметры и, наконец, направляется в магистральный трубопровод. Этим газом обогреваются дома, на этом газе хозяйки готовят обед — на территории России и за ее пределами.

Словно сетка раскинуты эти «кусты» скважин по всей площади Уренгойского месторождения — а это более 5 тысяч квадратных километров. Чтобы проехать его в длину, с севера на юг (место действия — полуостров Ямал), при средней скорости 60 километров в час, потребуется больше 4 часов.Трудно вообразить, какие запасы углеводородов хранит этот подземный резервуар, пока не увидишь, что добычу тут осуществляют в общей сложности 2800 скважин.

25 марта этого года в центральной диспетчерской ООО «Газпром добыча Уренгой» был зафиксирован исторический рекорд.

— Совокупная добыча из недр Большого Уренгоя достигла рекордных 7 трлн кубометров природного газа, — объявил в торжественной обстановке заместитель генерального директора по производству «Газпром добыча Уренгой» Рустам Исмагилов.- Огромная цифра и вместе с тем временным результатом 40 с лишним лет пути нашего предприятия, которое ведет свою производственную деятельность в условиях Крайнего Севера, и тем ценнее каждого вкладника.

— Конечно, это не предел, — продолжил свою речь Рустам Исмагилов.— В распоряжении предприятия — уникальные геологические запасы, мощнейшая инфраструктура и, главное, коллектив единомышленников. Мы готовы идти вперед, к новым победам, обеспечивать благополучие и стабильность работникам предприятия, группе компаний «Газпром», жителям Нового Уренгоя, Ямалу и всей России.

На церемонии, в которой участвуют принципы организации, ветераны (те, кто проработал на предприятии более трех десятилетий) и молодые специалисты, были зарегистрированы представителем «Книги рекордов России».

Прецедентов, когда одним предприятием был добыт такой объем природного газа, не было. И это неудивительно: Большой Уренгой — уникальный геологический объект.

Северный гигант

Нынешнее достижение — это общая победа коллектива предприятия

Фото: Владимир Бойко / ООО «Газпром добыча Уренгой»

Эту сокровищницу природы припрятала между 65-й и 68-й параллелями северной широты, как раз где пролегает Северный полярный круг.Укрыв, ко всему прочему, 400-метровым слоем вечной мерзлоты. При этом щедро месторождения: Уренгойское месторождение — это запасы не только газа, но также газового конденсата и нефти (к марту 2019-го их добыто более 172 млн и 15 млн тонн соответственно). Впрочем, добраться до ценных бумаг — задача не из простых. Глубина залегания — от 1 тысячи до 4 тысяч метров.

размерам Уренгойское месторождение относят к супергигантам. На момент открытия в конце 1960-х это было крупнейшее в мире газовое месторождение, сегодня оно замыкает первую тройку, однако из на суше (а не на морском шельфе) — лидер.

По же, как расположены запасы того, месторождение сравнивают с многослойным пирогом. А все оттого, что оно состоит из четырех этажей газоносности: сеноманских, валанжинских и ачимовских отложений — они находятся в разработке. Под ними расположен еще один «слой» — юрские отложения. Это перспектива ближайших лет.

В местном музее общества все залежи можно увидеть в уменьшенном масштабе — как 3D-модель, но и она впечатляет. В реальности же сеноман (так именуют между собой местные — для краткости) залегает на глубинах до 1300 метров.Извлекаемый из этих пластов считается сравнительно доступным и чистым. Именно его добывали здесь последние четыре десятилетия и продолжают добывать. Запасы здесь, естественно, сокращаются, но за сеноманом открываются другие горизонты.

Следом за ним — валанжин (или неоком): это уже почти 3 тысячи метров в глубь Земли. Для добычи тут требуются более сложные технологии, но и улов иной — include газа добывают нефть и газовый конденсат. Далее идут сверхглубокие пласты (около 4 тысяч метров), богатые газовым конденсатом, — это ачимовка. Добыча из таких глубин трудна и требует инновационных решений. Еще бы, пластовое давление более 600 атмосфер, температура зашкаливает — больше 110 градусов по Цельсию. Тем не менее уренгойским газодобытчикам не первый раз решать сверхсложные задачи.

Дело смелых новаторов

Есть рекорд!

Фото: Владимир Бойко / ООО «Газпром добыча Уренгой»

Лето 1964-го выдалось жарким, так что местного реки края обмелели.Из-за мелководья две баржи с оборудованием, которое надо было доставить на сейсморазведочные работы намного дальше этих мест, застряли на целый сезон в районе реки Пур, от полузаброшенной фактории. Чтобы не простаивать зря, участники геологоразведочной партии решили проложить профиль. Для этого выгрузили с барж два буровых стана, пять банков и трактор — вот и все оборудование, при помощи которого удалось проложить профиль почти в 130 (!) Километров. «Авантюра!» — вспоминали годы спустя участники.Было бы так, если бы их усилия не увенчались успехом: в ходе работ было обнаружено крупное куполовидное поднятие (газ!). Однако, как это бывало, наверху не поверили. Лишь два года спустя, в 1966 году, пробуренная разведочная скважина дала мощный приток природного газа — 6,5 млн кубометров за сутки. Так история Уренгойского месторождения началась.

Несколько важных фактов. В 1940 году СССР добыл 3 млрд кубометров газа. В 1980-м — уже 435 млрд кубометров. Такой результат стал возможен благодаря разработке крупных газовых месторождений, открытых на рубеже 1960–1970-х годов.И весомый вклад именно уренгойского газа.

«Освоение Уренгойского месторождения впервые в истории отрасли велось вахтовым методом, — вспоминал начальник экспедиции, получившей первый приток газа весной 1966-го, Иван Гиря.— Жили в бараках. По три месяца оторваны от семьи, трудно было с продуктами, обогревом … Бурить разведочную скважину на неизвестном тогда еще месторождении было тяжело. Вся надежда на бурильщиков и их опыт. Пробурить вечную мерзлоту оказалось не так-то просто.Потом уже научились проходить мерзлые слои, а в первый раз пришлось немало поломать голову. А еще было велико нервное напряжение — все время опасались газового фонтана, прислушивались к каждой звуку на буровой, были постоянно наготове ».

В 1973 году в Уренгой из Надыма был направлен «автотракторный десант» — началось строительство поселка, ставшего спустя годы городом — Новым Уренгоем. Между тем стесненные бытовые условия не останавливают разработку газового месторождения, которая продвигалась-стахановски и внедрение новаторских подходов и методик.Тот самый кустовой способ бурения скважин, доказавший свою эффективность, — один из многих.

Итак. Декабрь 1977 года — на Уренгое создается газодобывающее предприятие. 22 апреля 1978 года запущена первая установка комплексной подготовки газа, с которой осуществляется голубое топливо пошло в стране. Уже 30 мая добыт первый миллиард кубометров уренгойского газа. 1986 год — добыт первый триллион кубометров, в 1989-м — второй триллион кубометров …

— С середины 1980-х и до начала 1990-х годов Уренгой обеспечивал до 50 процентов всего добываемого в СССР газа, — говорит заместитель генерального директора — главный геолог ООО «Газпром добыча Уренгой» Максим Жариков. — В этот период добывалось до 300 млрд кубометров газа в год. То есть триллион набегал за три с лишним года.

Ветераны промысла

За 40 с лишним лет работы на предприятии сложился сплоченный коллектив

Фото: Владимир Бойко / ООО «Газпром добыча Уренгой»

— Прошлое пробегает перед глазами, как кинолента; я помню еще рекорд 1984 года — первые 500 млрд кубометров газа, — говорит начальник Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой» Ровшан Абдуллаев, проработавший на предприятии 34 года.- Потом уже триллион. Я тогда был начальником смены, шла дневная вахта. И объявили: триллион! Конечно, поздравляли друг друга. Но молодые были, не понимали еще масштаб. А сегодня, когда 7 триллионов, как-то и волнующе, с одной стороны, а с другой — гордость. За то, что есть личный вкладыш, участник всех рекордных триллионов. Что работаешь на ведущем ресурсодобывающем предприятии страны. Гордость за коллектив, который обеспечивает бесперебойную добычу углеводородного сырья. Сила нашего предприятия, мне кажется, прежде всего в людях.Мы помним и чтим первопроходцев Уренгоя и готовим достойную смену.

24-летний Ровшан Абдуллаев приехал из Баку в Уренгой в сентябре 1984-го — по распределению (на родине он получил специальность «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»). «Нас было девять человек с выпуска, прилетели в сентябре, — вспоминает он.— Самолет пошел на посадку, смотрим: земля белая. Подумали, песок что ли. Оказалось, уже зима. Под минус 18. Суровые были морозы. Снега по колено. Побежали в здание аэропорта.Погрелись, надели пиджаки — только это и было из теплого у нас, парней с юга. На следующий день пришли в отдел кадров. Я был принят на работу оператором по добыче нефти и газа 5-го разряда. Так по всем ступенькам дослужился до начальника управления. Чувствую себя местным после стольких лет и рад быть свидетелем и участником того, как город рос и продолжает развиваться ».

Три с половиной десятка лет проработал на предприятии Валерий Максименко — оператор по добыче нефти и газа Газоконденсатного промысла № 1. «Я приехал из Белоруссии по распределению тоже в 1984-м, но в июне: жара стояла градусов под 40, — рассказывает он.— Рабочий день, как положено, начался в 8 утра, познакомился с коллегами, приступил к выполнению своих обязанностей — так и тружусь до сегодняшнего дня. Все 7 триллионов прошел! Весь трудовой путь на одном предприятии. Будем дальше газ добывать. Хорошие ребята к нам приходят на смену ».

Новые рубежи

Заместитель генерального директора Рустам Исмагилов (слева) получает сертификат о рекорде от представителя «Книги рекордов России» Александра Пересвета

Фото: Владимир Бойко / ООО «Газпром добыча Уренгой»

— Сеноман — основа, в перспективе — активная разработка валанжина, будущее — за ачимовскими отложениями, — говорит заместитель генерального директора — главный геолог ООО «Газпром добыча Уренгой» Максим Жариков.- Поиск и разведка глубоких горизонтов каждый год приносит новые залежи, богатые углеводородами. И следующий триллион, если взять нынешний уровень добычи, можно ожидать через 9–10 лет.

Сегодня на предприятии трудятся более 12 тысяч специалистов. Средний возраст — 39 лет. Максимально автоматизированное и оборудованное оборудование согласно всем современным требованиям: 22 установки комплексной подготовки газа, два нефтепромысла, 20 дожимных компрессорных станций, 5 станций охлаждения газа, 2 станции по утилизации попутного нефтяного газа, насосная станция подачи конденсата…

— Вклад каждого важен — от водителя до оператора и геолога, — подчеркивает заместитель генерального директора по производству ООО «Газпром добыча Уренгой» Рустам Исмагилов.— От каждого работника зависит тот результат, к которому мы пришли.

Уренгойская ГРЭС

Построенная в условиях сурового климата и вечной мерзлоты, Уренгойская ГРЭС является первой стационарной тепловой электростанцией на территории ЯНАО. Cтанция в районе Лимбяяха г.Новый Уренгой Ямало-Ненецкого автономного округа. В районе этого северного города сосредоточены основные газодобывающие компании РФ. Установленная мощность станции — 529,7 МВт (пускорезервная электроцентраль 24 МВт и парогазовый энергоблок 505,7 МВт). В качестве основного и резервного топлива на станции используется природный газ Уренгойского месторождения.

ГРЭС поставка электроэнергию предприятиям Ямала и обеспечивает жилой комплекс района Лимбяяха г.Новый Уренгой.

Строительство Уренгойской ГРЭС продолжалось с 1984 г. по 1987 г. В 1990–1992 гг. были построены и запущены две очереди пускорезервной ТЭЦ: в 1990 г., август г. выполнен пуск первой очереди, в декабре 1991 г. — запуск второй очереди, в 1992 г. станция была введена в эксплуатацию в полном объёме. В 1994 г. строительство Уренгойской ГРЭС было остановлено в связи с экономическим кризисом в стране.

Января 2007 г. станция вышла на НОРЭМ (Новый оптовый рынок электроэнергии).

В том же, 2007 году, возобновилось строительство станции. Начался подготовительный период к возведению энергоблока ПГУ (парогазовая установка). Уже через год, в июле 2008 г., на Уренгойской ГРЭС начались строительные работы по сооружению этого объекта. В ноябре 2012 г. энергоблок ПГУ был введён в эксплуатацию.

Мощность станции с момента ввода её в эксплуатацию составляющая 24 МВт. С вводом в эксплуатацию ПГУ мощность станции возникла на 460 МВт.За время эксплуатации энергоблока его мощность увеличивалась в три раза. Теперь его установленная мощность составляет 505,7 МВт, что решить проблему энергодефицита севера Тюменской области.

Новое оборудование энергоблока соответствует современным нормам экологической безопасности и энергоэффективности. Сочетание газотурбинных и паротурбинных установок, объединенного общим технологическим циклом, позволяет получить дополнительную тепловую и электрическую энергию, повысив таким образом, коэффициент полезного действия производственного оборудования.Ввод блока в эксплуатации имеет большое значение как для станции, так и для развития энергетики Ямало-Ненецкого автономного округа в целом.

О моделировании рабочего процесса судового дизеля при использовании в качестве топлива газового конденсата Уренгойских месторождений Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 621.43

РО !: 10.25206 / 1813-8225-2019-166-17-22

Л.В. ШТИБ1 В. Р. ВЕДРУЧЕНКО1 И. И. МЛЛЛХОВ2

1Омский государственный университет путей сообщения, г. Москва. Омск 2Омский институт водного транспорта (филиал) «Сибирский государственный университет водного транспорта»,

г. Омск

О МОДЕЛИРОВЛНИИ РЛБОЧЕГО ПРОЦЕССЛ СУДОВОГО ДИЗЕЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВЛНИИ В КЛЧЕСТВЕ ТОПЛИВЛ ГЛЗОВОГО КОНДЕНСЛТЛ УРЕНГОЙСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В статье приведен краткий обзор основных физико-химических свойств разных топлив, в том числе смесей дизельного топлива и газового конденсата. Рассматривается анализ показателей рабочего процесса дизельного двигателя на жидком топливе разного состава. Приведены графическая и аналитическая интерпретация рабочего цикла, горения топлива и изменения давления. Проанализировано влияние свойств жидких и альтернативного топлив на параметры рабочего процесса. Проанализированы результаты численного моделирования индикаторного процесса дизеля на смеси газового конденсата и стандартного дизельного топлива.

Ключевые слова: работа судового двигателя, цилиндр двигателя, судовые дизели, дизельное топливо, газовый конденсат, индикаторный процесс, цетано-вое число.

Введение. Применение альтернативного топлива требует оценки последствий широкого внедрения технических средств на протекание рабочих процессов внутреннего сгорания и анализа эффектов эксплуатации судовых энергетических установок.

Техническая возможность использования различных марок характеристик типов дизелей не становилась серьезным препятствием на пути решения поставленной задачи, хотя целесообразность решения ее с другими позициями (экономической, наличия, возможностей снабжения и т. д.) была очевидной. Кроме этого неуклонный рост стоимости дизельного топлива в результате истощения запасов сортов нефти, увеличения объема окружающей среды и повышения стоимости переработки тяжелого углеводородного сырья [1].

Совершенствование показателей дизельного двигателя заключается в непрерывном улучшении рабочего цикла. Выполненные теоретические исследования рабочих циклов двигателя требуют отметить, что важно добиться в конкретном типе оптимального протекания процесса сгорания [2].

Физико-химические свойства используемого топлива определяет протекание рабочего

процесса наравне с конструктивными особенностями. Так, следует учитывать, что работа дизеля на альтернативных самых больших топливах, отличающихся по физико-химическим характеристикам от стандартного дизельного топлива, требует расширения ресурсов дизельного топлива и «всеядности» самого дизеля [3].

Наилучшие показатели рабочего достигаются при выборе сочетания конструктивных параметров и основных показателей различных конструктивных факторов.

В нашей стране используются газовые конденсаты (ГК), добыча которых непрерывно возрастает, и их использование, особенно в отдаленных труднодоступных регионах страны, является важным и экономически выгодным делом [4, 5].

Сохранение основных параметров, как мощность и экономичность при переводе дизеля на маловязкое топливо, по способу впрыска лучшим решением.

В процессе эксплуатации судовых дизелей часто возникает необходимость использования различных видов топлива, которые различаются между собой физико-химическими свойствами. А это, в свою очередь, требует изменений

о

го>

некоторых регулировочных параметров при эксплуатации двигателя. Одним из таких параметров является давление начала впрыска топлива в форсунке. Так, установленное оптимальное значение давления начала впрыска топлива в форсунке при работе с одним видом топлива для другого вида не является оптимальным, т.к. с изменением вида топлива изменяются его плотность и вязкость на качество распыливания. Поддержание качества распыливания на требуемом уровне при работе двигателя на разнообразном топливе можно частично компенсировать давление начала впрыска топлива в форсунке.

Принимая во внимание вышеуказанное, для обеспечения дизельного двигателя, в частности судового дизеля, топливом, из газового конденсата без серьезной переработки является актуальной научно-технической задачей [6].

Анализ литературных данных и постановка задачи. Применение газового конденсата как топлива для дизелей известно давно. Наиболее значимые месторождения ГК в России определены в объявлении Сибири (месторождения: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юбилейное, Медвежье). Достаточно месторождения разведаны и освоены на Сахалине, в Якутии, в Краснодарском и Ставропольском краях, в Астраханской, Оренбургской и Волгоградской областях.

В трудах [5, 6] указывается, что в ЦНИТА существенный комплекс исследований работы топливной аппаратуры, а также автотракторных и стационарных дизелей на газовом конденсате Вуктыльского месторождения (Коми). Результаты испытаний определили, конденсата этих месторождений не полностью соответствуют требованиям современного дизельного двигателя, исходя из этого газового конденсата логично использовать либо компаундировав конденсат в разумных соотношениях с сезонным дизельным топливом, либо полученное из конденсата широкофракционное дизельное топливо посредством отбора легких фракций, выкипающих до 90—120 ° С.

В работе [7] отмечаются результаты глубокого изучения физико-химических и эксплуатационных свойств газоконденсатов некоторых месторождений, а также отдельные результаты их моторных испытаний, разрешающие оценить вероятность применения газовых конденсатов как топлива для

дизелей. Результаты исследования газовых конденсатов Сибири: месторождений Медьвежье, Юбилейное, Уренгойское значение различия по фракционному топливу, показала принципиальную возможность применения в дизельном топливе.

В работе [8] анализ показателей рабочего процесса дизельного двигателя на жидком топливе разного состава. Рассмотрено влияние жидких стандартных и альтернативных топлив на параметры рабочего процесса, эксперименты выполнены на стенде с быстроходным дизельным двигателем. Представленный анализ выполненных работ по применению газовых конденсатов в дизельных двигателях разного назначения по данным литературных источников, что для условий судового дизеля требуется более тщательная отработка рабочего процесса (процесса сгорания и тепловыделения), в соответствии с режимами нагружения.

При внедрении альтернативных видов топлива необходимо решение ряда задач, одна из которых заключается в основном выборе параметров цикла двигателя и оптимального процентного содержания газового конденсата в дизельном топливе [9].

исследование работы судового дизеля и физико-химические свойства смесей газового конденсата и дизельного топлива. В статье выполняется исследование работы судового двигателя 6ЧН18 / 22 на смесях дизельного топлива и газового конденсата в различных пропорциях, добываемого на Уренгойском месторождении.

Основные характеристики газового конденсата Уренгойского месторождения [10]:

Плотность при 20 ° 869 кг / м2

Вязкость кинематическая при 20 ° С не менее 5,14 мм2 / с

Цетановое число: 37

Температура застывания: —68 ° С Содержание серы 0,012%

В табл.1 указаны отдельные физико-химические показатели смесей газового конденсата Уренгойского месторождения и моторного топлива в различных пропорциях. Сильное влияние на нормальную работу топливной аппаратуры дизеля обеспечивает плотность и вязкость топлива, что является показателями качества топлива. При их повышенных значениях плохие процессы распыливания и смесеобразования, при малых значениях отмечается

Таблица 1

некоторые физико-химические показатели смесей газового конденсата (гк) с моторным топливом (ДТ)

Название Обозначение Состав смеси

ДТ 75% ДТ + + 25% ГК 50% ДТ + + 50% ГК 25% ДТ + + 75% ГК ГК

Кинематическая вязкость при 20 ° С мм2 / с 3 — — — 1,4

Плотность при 20 ° С кг / м3 860 830 822 772

Цетановое число — 45 — — — 46

Температура вспышки в закрытом тигле ° С 62 48 35 27 11

Низшая теплота сгорания Дж / кг 42,5 — — — 43,42

Характеристики топливных смесей

Таблица 2

Характеристика смеси 100% дизельного топлива (ДТ) 75% ДТ + 25% ГК 50% ДТ + + 50% ГК 25% ДТ + + 75% ГК

Плотность, кг / м3 850 830 811 791

Содержание углерода,% 0,861 0,852 0,845 0,837

Содержание водорода,% 0,132 0,137 0,141 0,145

Содержание кислорода,% 0,002 0,004 0,008 0,010

Содержание серы,% 0,005 0,008 0,007 0,006

Таблица 3

Данные, используемый в расчете параметров работы дизеля

№ Параметр Размер Обозначение Значение

1 Мощность кВт Ые 225,0

2 Частота вращения коленчатого вала мин-1 п 750

3 Номинальная степень сжатия — 8 13,4

4 Диаметр цилиндра мм О 180

5 Ход поршня мм 220

6 Длина шатуна мм 1ш 440

7 Удельный эффективный расход топлива г / кВтч Яе 224,0

8 Максимальное давление сгорания кг / см2 60,0

9 Число цилиндров шт — 6,0

10 Атмосферное давление мм рт. ст. Ра 760,0

11 Температура атмосферного воздуха ° С Т „20,0

12 Относительная влажность воздуха% — 60,0

13 Коэффициент износа поршневых колец — — 0

14 Заданная частота вращения мин-1 п 750,0

15 Давление наддува кг / см2 Рн 0,5

16 Диаметр распыливающего отверстия мм — 0,35

17 Температура надувочного воздуха ° С Т „0

18 Угол опережения впрыска топлива ° пкв — 20

19 Число распыливающих отверстий шт — 8,0

20 Среднее давление впрыска топлива МПа Р, п 30,0

падение мощности двигателя и увеличение износа прецизионных деталей топливной аппаратуры.

Можно отметить из табл. 1: плотность и вязкость газового конденсата и смесей ниже, чем у дизельного топлива. Исходя из этого, повышается текучесть смеси и, как результат, затрачивается меньше энергии для подогрева смеси, а также обеспечивается высокое качество распыливания топлива, а следовательно, и интенсификация процесса смесеобразования в цилиндре двигателя. Низкая теплота сгорания, или теплотворная способность газового конденсата немного выше, чем у моторного

топлива, которая будет способствовать результативности процесса сгорания.

Опасность, с точки зрения коррозии топливной аппаратуры, представленные сернистые соединения, содержащиеся в топливе.

Нагаро и увеличение износа происходит из-за повышенного содержания сернистых соединений в дизеле, а также сокращении моторесурса двигателя. Газовые конденсаты относят к бессернистым (не выше 0,2%) [11].

Нормальная работа дизельных двигателей, как известно, достигается при цетановом числе топлива

Рис.1. Диаграмма рабочего процесса двигателя при работе на дизельном топливе: график № 1 — изменение работы цикла; график № 2 — изменение давления газов; график № 3 — процесс выгорания топлива

Рис. 2. Диаграмма рабочего процесса двигателя при работе на смесях 75% ДТ и 25% гк

20

Рис. 3. Диаграмма рабочего процесса двигателя при работе на смесях 50% ДТ и 50% гк

Рис.4. Диаграмма рабочего процесса двигателя при работе на смесях 25% ДТ и 75% гк

Таблица 4

Значение параметров процесса сгорания при изменении содержания гк в смеси

Содержание ГК в смесях,% 100% ДТ 75% ДТ + + 25% ГК 50% ДТ + + 50% ГК 25% ДТ + + 75% ГК

РтХ кПа 9037,8 9055,49 9063,49 9108,7

ТтХ К 1728,86 1731,76 1732,76 1737,56

Ь ,, г / кВтч 180,0 179,1 178,6 178,4

выше 40. Приняв во внимание это, можно отметить, что, как видно из табл. 1, цетановое число исследуемого газового конденсата находится в приемлемых пределах (45-48). Отличие физических свойств то-плив табл. 1 выражает определенное влияние на показатели процесса топливоподачи.

С помощью программы «ТгИоп», разработанной в Сибирском государственном университете водного транспорта (СГУВТ) С. А. Калашниковым и О. Л. Лебедевым, проводится исследование рабочего цикла дизеля на персональном компьютере [12].

В табл. 2 указаны характеристики топливных смесей, полученные расчетом, исходя из процентного содержания смеси. Для анализа рабочего цикла в программу были введены следующие параметры, представленные в табл. 3.

Программа «ТгИоп» позволяет произвести расчет цикла дизеля и получить индикаторные диаграммы, максимально приближенные к реальным индикаторным диаграммам, подобным тем, которые можно снять с помощью индикатора непосредственно с работающего дизеля.

Результаты расчета в программе «ТгИоп» представлены на рис. 1-4.

На основании полученных значений параметров рабочего процесса дизеля строится график основных параметров рабочего цикла дизеля от содержания ГК в смеси и определяется оптимальное значение содержания ГК в смеси (рис. 5). Значение процесса изменения при изменении содержания ГК в смеси в табл.4.

Рис. 5. график основных требований рабочего цикла дизеля

При содержании ГК в топливе 75%, расход топлива наименьший, однако температура и давление имеют наибольшее значение.

Наиболее выгодным режимом является режим работы дизеля на смесях: 50% ДТ и 50% ГК. Данная смесь наиболее оптимальна при эксплуатации

о

го>

по совокупности мощностных, экономических и экологических показателей. При работе на выбранной смеси газового конденсата и дизельного топлива параметры рабочего процесса схожи работой на чистом дизельном топливе.

Индикаторная диаграмма, снятая тем или иным типом индикатора цилиндра дизеля, обеспечивает наиболее достоверной информацией о процессе сгорания, топливоподачи и тепловыделения в двигателе и позволяет при условии математической обработки получить весь комплекс параметров и параметров рабочего процесса.

Использование ПЭВМ и соответствующее программное обеспечение позволяет сократить затраты времени и средств на доводку рабочего процесса дизеля, работающего на разных сортах топлива, в том числе альтернативного.

В последнее время особо пристальное внимание уделяется мероприятиям по предотвращению загрязнения атмосферного воздуха отработавшими газами. Совершенствование судовых энергетических установок и ужесточение экологических нормативов транспортных средств вызывает необходимость применения различных видов альтернативного топлива. [13]. Предполагаемое направление воздействия широкого внедрения методов технического обслуживания.

Учитывая вышеизложенное, следует отметить, что применение газовых конденсатов Уренгойских месторождений в качестве топлив для дизельных двигателей весьма перспективным мероприятием, может решить задачу увеличения ресурса дизельного топлива.

Одновременное решение проблем экологии, снижения затрат на топливо для СЭУ может быть реализовано более широким использованием на флоте альтернативных видов топлива.

Библиографический список

1. Пахомов Ю. А., Коробков Ю. П., Дмитриевский Е. В. [и др.]. Топлива и топливные системы судовых дизелей. М .: ТрансЛит, 2007.496 с. ISBN 5-94976-010-7.

2. Бабаев Г. М. Некоторые результаты исследования работы судового дизеля при использовании газоконденсатных топливных систем // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. 2015. № 8 (75). С. 40-43.

3. Либефорт Г. Б. Судовые двигатели и окружающая среда. Л .: Судостроение, 1979. 144 с.

4. Луканин В.Н. [и др.]. Двигатели внутреннего сгорания. В 3 кн. Кн. 1. Теория рабочих процессов / под ред. В. Н. Лука-нина. М .: Высшая школа, 2005. 479 с.

5. Свиридов Ю. Б., Пьядичев Э. В., Гиль Л. И. Об использовании газовых конденсатов для работы дизелей // Труды ЦНИТА. 1974. Вып. 60. С. 28-37.

6. Свиридов Ю. Б., Пьядичев Э. В., Гиль Л. И. Исследование автомобильных дизелей на смесях Вуктульско-го // Труды ЦНИТА.1974. Вып. 61. С. 32-37.

7. Ведрученко В. Р., Крайнов В. В., Жданов Н. В., Кузнецова Д. К. Выбор смесительных устройств для получения высокостабильных топливных смесей в системах топливоподго-товки энергетических установок // Омский научный вестник. 2013. № 2 (120). С. 241-245.

8. Ведрученко В. Р., Жданов Н. В., Лазарев Е. С. Снижение экономического ущерба от вредных выбросов тепловых двигателей использования альтернативных видов топлива // Омский научный вестник.2013. № 2 (120). С. 236-240.

9. Емельянов В. Е., Крылов И. Ф. Альтернативные экологически чистые виды топлива для автомобилей. Свойства, разновидности. М .: АСТ-Астрель, 2004. 128 с.

10. Марков В. А., Гайворонский А. И., Грехов Л. В. [и др.]. Работа дизелей на регулятор топливах. М .: Легион-Автодата, 2008. 464 с. ISBN 978-5-88850-3614.

11.Глазунов А. М., Мозырев А. Г., Гуров Ю. П. [и др.]. Газовый конденсат как источник получения дизельного топлива // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2018. № 1. С. 106-112.

12. Ведрученко В. Р., Малахов И. И. Альтернативные виды топлива для судовых дизелей: моногр. Омск: Изд-во Омского института водного транспорта (филиал) НГАВТ, 2012. 173 с. ISBN 978-5-8119-0514-0.

13.Лебедев Б. О., Глушков С. П., Кочергин В. И. Особенности использования альтернативных видов топлива для судовых энергетических установок // Морские интеллектуальные технологии. 2018. № 4-4 (42). С. 139-143.

ШТИБ Алексей Викторович, аспирант кафедры «Теплоэнергетика» Омского государственного университета путей сообщения (ОмГУПС). БРНЧ-код: 6654-0400 ЛиШогГО (РИНЦ):

0 Адрес для переписки: [email protected] ВЕДРУЧЕНКО Виктор Родионович, доктор технических наук, профессор (Россия), профессор кафедры «Теплоэнергетика» ОмГУПС.БРНЧ-код: 1462-4926 ЛиШогГО (РИНЦ): 514202

Адрес для переписки: [email protected] МАЛАХОВ Иван Игоревич, кандидат технических наук, доцент (Россия), заведующий кафедрой «Специальные технические дисциплины» Омского института водного транспорта (филиал) «Сибирского университета государственного водного транспорта».

БРНЧ-код: 5612-4010

ЛиШогГО (РИНЦ): 647738

Адрес для переписки: [email protected]

Для цитирования

Штиб А. В., Ведрученко В. Р., Малахов И. И. О моделировании задачи оптимизации показателей экологичности судовой энергетической установки как сложной технической системы // Омский научный вестник. 2019. № 4 (166). С. 17-22. БОН 10.25206 / 1813-8225-2019-166-17-22.

Статья поступила в редакцию 30.05.2019 г. © А. В. Штиб, В. Р. Ведрученко, И. И. Малахов

.