1 стр. из 1

14–16 ноября 2007 г. в Самаре в рамках специализированной выставки Oil. Gas. Chemistry «ЭКСПО-ВОЛГА» состоялась конференция «Некоторые аспекты развития нефтедобывающей промышленности Самарской области». О выборе геологических направлений использования запасов и ресурсов растворенного газа рассказал кандидат геолого-минералогических наук, академик Международной академии информатизации ФГУП «Волжское отделение Института геологии и разработки горючих ископаемых» Владимир Иванович ТЮРИН-АВИНСКИЙ.

Нефтегазоносность

Самарская область является одним из основных нефтедобывающих регионов Российской Федерации. Здесь добывается более 10 млн т нефти в год. Преобладают нефтяные месторождения, есть несколько газонефтяных, одно чисто газовое (Баженовское) и одно газоконденсатное (Куцебовское) месторождение. Примерно 75% месторождений находятся в разработке, в разведке или подготовлены к разработке.
Растворенный в нефтях газ (попутный газ) является неизбежным спутником добываемой нефти, но его рациональному использованию не уделяется должного внимания.

По данным, представленным министром природных ресурсов РФ Ю. Трутневым в июне 2007 г. в Ханты-Мансийске на совещании по проблеме использования попутного нефтяного газа (ПНГ), ежегодно страна теряет около 362 млрд руб. Ежегодно сжигается объем, эквивалентный запасам крупного газового месторождения. В стране перерабатывается лишь 30% добываемого ПНГ

Центры нефтедобычи

В Самарской области исторически сформировались крупные старые центры нефтедобычи, ранее созданные под эгидой объединения «Куйбышевнефть», ныне ОАО «Самаранефтегаз», с развитой инфраструктурой и жилищно-коммунальным хозяйством.
Могут получить развитие новые центры добычи нефти и растворенного газа, которые предстоит создавать новым недропользователям, для чего потребуется поддержка федеральных и региональных властей.

Такие центры начали формироваться на базе месторождений в пределах лицензионных участков новых недропользователей. Можно прогнозировать развитие Мамуринского центра на юге и Булатовско-Воздвиженского центра на севере области у ЗАО «Самара-Нафта», Рачейского на западе у ПКФ «Недра-С», Кереметьевско-Черемшанского у ЗАО «Татнефть-Самара».

Центры газодобычи

Как таковые, центры целевой добычи свободного газа в Самарской области выделить трудно. Новый центр газодобычи может формироваться на базе Баженовского газового месторождения на востоке и новый центр добычи газоконденсата на базе Куцебовского газоконденсатного месторождения ОАО «Самаранефтегаз» на крайнем юге области.

Недропользователи

В Самарской области в настоящее время работает 15 нефтяных компаний, которые являются владельцами 233 месторождений, в том числе:
ОАО «Самаранефтегаз» — 122 месторождения;
ООО «НК-Роснефть» (бывший НК «ЮКОС») — 9 месторождений;
ЗАО «Самара-Нафта» — 60 месторождений;
ЗАО «Татнефть-Самара» — 15 месторождений;
ЗАО «Санеко» — 6 месторождений;
ОАО «Самараинвестнефть» — 7 месторождений;
остальные 9 компаний — 14 месторождений.
Еще 65 месторождений числятся в нераспределенном фонде и регулярно выставляются на аукцион. Представляется перспективным при аукционах отдавать предпочтение тем инвесторам, которые примут на себя лицензионные обязательства по развитию технологий малой энергетики на основе использования растворенного (попутного) газа.

Добыча, запасы и ресурсы

Добыча растворенного газа в основном зависит от объемов добычи нефти и газосодержания.
Содержание растворенного газа в нефтяных залежах Самарской области составляет от 20 до 50 куб. м/т. В период с 2000 по 2007 гг. добыча растворенного газа несколько увеличилась — с 260 до 460 млн куб. м.
По расчетам, выполненным в ФГУП «ВОИГиРГИ», при разработке «Стратегии развития нефтехимической и газовой промышленности Самарской области на период 2007–2015 гг.» (руководитель работ д. г.-м. н. В. М. Губницкий), годовая добыча будет поддерживаться на уровне 400–500 млн куб. м попутного газа и примерно 3 млн куб. м свободного газа.

Для планирования инвестиционных мероприятий и разработки новых технических решений по использованию растворенного газа важно иметь представление о детальной структуре объемов его добычи на различных месторождениях основных недропользователей. Анализ показал, что в Самарской области преобладают малодебитные месторождения с годовой добычей растворенного газа до 2 млн куб. м в год — 85 месторождений и от 2 до 5 млн куб. м в год — 33 месторождения. Число месторождений с более менее значительной годовой добычей 5–10, 10–20 и 20–35 млн куб. м последовательно уменьшается соответственно до 15, 12 и 7 месторождений.

Такое распределение определяется в основном объектами ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО НК «ЮКОС». Значительные перспективы добычи растворенного газа имеются у ЗАО «Самара-Наф­та», поскольку этой компании предстоит ввести в разработку около 50 нефтяных месторождений. В настоящее время разрабатываются 8 месторождений с годовой добычей до 2 млн куб. м, одно месторождение с добычей 13,9 млн куб. м (Верхне-Гай­ское) и одно месторождение с добычей 33,6 млн куб. м (Мамуринское). В распоряжении 12 других компаний находятся еще 42 месторождения, 26 из которых эксплуатируются с годовой добычей растворенного газа до 2 млн куб. м и 2 с добычей от 2 до 5 млн куб. м.

Суммарные объемы годовой добычи по группам месторождений оказываются наибольшими в группе из 7 месторождений с годовой добычей 20–35 млн куб. м и составляет 212,48 млн куб. м. По мере снижения годовой добычи на единичном месторождении до 2 млн куб. м суммарный объем годовой добычи уменьшается до 26,29 млн куб. м (на 85 месторождениях).

Извлекаемые промышленные запасы растворенного (попутного) газа в целом по области составляют около 15 млрд куб. м. Неразведанные извлекаемые ресурсы около 30 млрд куб. м.

На месторождениях нераспределенного фонда, которые еще ждут своих владельцев, промышленные запасы растворенного газа в целом по области составляют около 15 млн куб. м (без учета нескольких вновь открытых месторождений).
Извлекаемые промышленные запасы свободного газа в целом по области невелики и составляют порядка 3 млрд куб. м. Неразведанные извлекаемые ресурсы — порядка 25 млрд куб. м.

По данным сектора оценки ресурсов ФГУП «Волжское отделение ИГиРГИ» (зав. сектором Е. Б. Лукьянова), построены карты текущих извлекаемых запасов растворенного газа категории АВС1 и неразведанных извлекаемых ресурсов категории С3+Д1 по тектоническим элементам геологического строения. Наибольшие запасы и ресурсы находятся в месторождениях Бузулукской впадины, что соответствует южным и юго-восточным районам Самарской области. В количественном отношении запасы Бузулукской впадины оцениваются в 12,5 млрд куб. м, неразведанные ресурсы в 23,0 млрд куб. м.

В распределении месторождений по величине извлекаемых запасов растворенного газа видна закономерность, синхронная распределению годовой добычи (рис. 2). Преобладают месторождения с малыми запасами: до 10, от 10 до 20, от 20 до 40 млн куб. м соответственно 37, 25 и 25 месторождений (всего 87 месторождений). На 41 месторождении имеются запасы от 40 до 200 млн куб. м, на 11 — от 200 до 800 млн куб. м, на 2 месторождениях от 800 до 1600 млн куб. м. И лишь на двух старых месторождениях Михайловско-Коханском и Муханов­ском есть максимальные для области запасы 1699 млн куб. м и 1961 млн куб. м соответственно. Но растворенный газ с этих месторождений в основном поступает на газоперерабатывающий завод в г. Отрадном.

Наибольшие суммарные запасы по группам месторождений с разным объемом годовой добычи находятся на месторождениях с добычей 10–20 млн куб. м (3869 млн куб. м на 9 месторождениях), 5–10  млн куб. м (3133 млн куб. м на 15 месторождениях) и 20–35 млн куб. м (2785 млн куб. м на 6 месторождениях).

Запасы группы малодебитных месторождений снижаются и при добыче до 2 млн куб. м в год на 85 месторождениях составляют всего 1791 млн куб. м.

Рассеянность запасов по мелким месторождениям с небольшими объемами добычи является основной проблемой утилизации растворенного газа.

Свойства растворенного газа

Основными компонентами растворенного газа являются углеводороды, азот, углекислый газ, сероводород, а также благородные газы аргон и гелий.
Кроме основного компонента метана в попутном газе присут­ствуют тяжелые углеводородные газы — этан, пропан, бутан, пентан и т. д. Сумма тяжелых иногда может достигать 70%. Содержание углекислого газа — до 48,0%, сероводорода до 15,0% (в норме СО2 и Н2S — первые несколько процентов), азота — до 55% (в норме — до 10–20%), гелия до 0,1% (в норме — несколько сотых долей процента).

Как топливо для бытовых целей попутный газ непригоден. Требуется его предварительная очистка. Однако непосредственно на промыслах он может использоваться в специальных промышленных энергоустановках и служить основой для развития малой энергетики. Для этого растворенный газ, отделенный от нефти с помощью традиционных технологий сепарации, должен подвергнуться очистке от сероводорода с выделением элементарной серы, просушке, сжижению и разделению тяжелых фракций. Необходимы небольшие модульные установки. Кроме того, имеет смысл малому бизнесу освоить технологию выделения азота и гелия — весьма ценных продуктов.

Необходимость свободного газа

Поскольку для снабжения населения, малых местных котельных в селах и на животноводческих фермах необходим чистый свободный газ, целесообразно активизировать поиск месторождений свободного газа. С этой целью в ФГУП «ВОИГиРГИ» в 2007 г. завершается научно-исследовательская работа «Геолого-экономическая оценка территории Самарской области с целью районирования геолого-разведочных работ на поиски свободного газа» (руководитель темы О. В. Кочубенко).

Становится актуальной организация добычи свободного газа из газовых залежей и газовых шапок на открытых месторождениях. Правда, для этого необходим такой режим его отбора, который не ухудшил бы режим разработки нефтяных залежей и не загрязнил свободный газ тяжелыми компонентами и сероводородом растворенного в нефтях газа.

Предпочтительные технические решения

Малодебитность большинства месторождений предопределяет характер технических требований к установкам по подготовке растворенного газа к использованию в энергогенерирующих агрегатах.
И те, и другие должны быть экономически эффективны при минимальном входном расходе подготовленного газа.
Учитывая высокую стоимость межпромысловых газопроводов, идеальным было бы решение использовать в энергетических целях подготовленный газ непосредственно на сборных пунктах каждого месторождения. Но для этого необходимо более сотни компактных передвижных установок небольшой мощности. Более компромиссным вариантом, по-видимому, будет его утилизация в энергетических установках на групповых пунктах сбора неф­ти и газа.
На старых нефтепромыслах ОАО «Самаранефтегаз» такие групповые пункты уже есть, другим неф­тяным компаниям их предстоит создавать. Сейчас самое подходящее время согласовать с такими компаниями организационные и технические решения по полной утилизации растворенного газа в энергетических установках малой мощности непосредственно на месте.

В Самарской области действуют два мощных газоперерабатывающих завода в г. Отрадном и в г. Нефтегорске.

Проектная мощность Отрадненского ГПЗ составляла 1,1 млрд куб. м газа в год. Эти заводы принимают растворенный и природный газ восточной и юго-восточной группы месторождений и представляют собой, если можно так сказать, монстров нефтегазовой промышленности. Но, тем не менее, они не решают задачи полного использования растворенного газа, добываемого в области.
Известны первые инженерные разработки и технологии извлечения метана из растворенного нефтяного газа непосредственно на промыслах, его сжижения и выработки электрической и тепловой энергии газодизельной энергоустановкой. «Поволжский авиационно-технологический институт» (А.Г. Маришин) создал проект «Универсальный комплекс по получению метана в жидком виде из попутного нефтяного газа, истощенных месторождений природного газа». Производительность от 70 до 1050 млн куб. м сырьевого газа в год.

Оригинальная разработка, завоевавшая первое место в конкурсе НИОКР РГУ нефти и газа, выполнена молодыми учеными Павлом Гущиным и Евгением Ивановым: «Создание плазмохимических модульных установок переработки природного и попутного нефтяного газа в синтез-газ, водород и жидкие углеводородные топлива» [Oil and Gas. Eurasia, № 7, 2007 г., с. 36].

Данный проект направлен на создание достаточно больших установок по утилизации попутного нефтяного газа с последующей реализацией на промыслах нефтегазовых компаний, а также для получения чистого водорода в качестве энергоносителя для водородной энергетики.
Предложенные «достаточно большие установки» целесообразно минимизировать по мощности, привязав к условиям малодебитных месторождений Самарской области.

Некоторые организационные вопросы

Развитие малой энергетики на основе попутного (растворенного) газа потребует согласования технико-экономических условий его использования с недропользователями.
Специализированные предприятия, которые могли бы развивать малую энергетику на основе использования попутного газа, на наш взгляд, можно создавать в различных организационно-хозяйственных формах:
в виде муниципальных предприятий;
в виде независимых ООО;
в виде дочерних структур неф­тегазодобывающих компаний.
В первом и втором вариантах газ придется покупать у компаний или получать в счет снижения налогов на компанию, на что, по-видимому, могли бы пойти губернские власти. Более эффективными могут быть дочерние структуры компаний, которым легче согласовать и использовать организационные, технические и, главное, финансовые вопросы. Но в любом случае необходимо разработать стимулы для таких специализированных предприятий.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!