Наращивая мощности. Интервью Игоря Крутикова журналу «Газпром»

2 марта 2021

Материал опубликован в № 1–2 корпоративного журнала «Газпром», беседу вела Ольга Живая

На вопросы журнала отвечает генеральный директор ООО «Газпром добыча Ноябрьск» Игорь Крутиков

Игорь Викторович, последние несколько лет пристальное внимание было направлено на создание Якутского центра газодобычи. Что лично для вас значит этот проект?

Это прежде всего огромный опыт: в Якутии за несколько лет с нуля построен современный производственный комплекс по добыче углеводородов, где кроме газовой части мы добываем конденсат и гелий, а также совместно с «Газпромнефть-Заполярье» осваиваем нефтяные залежи.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) было запущено в эксплуатацию в декабре 2019 года, но его обустройство активно продолжалось весь 2020 год. Строились производственная инфраструктура и жилые комплексы для персонала, завозилось новое оборудование, выполнялась пусконаладка, готовились к вводу в строй объекты второй очереди: установки предварительной подготовки газа № 2 и мембранного выделения гелиевого концентрата, электростанция собственных нужд, 34 площадки кустов газовых скважин. С момента официального запуска объекта добычная мощность Чаянды значительно увеличилась: за 12 месяцев объем ежесуточной поставки газа в магистральный газопровод «Сила Сибири» возрос в 2,9 раза.

Систему сбора газа и газового конденсата образует «умная» инфраструктура. Она включает скважины, оснащенные телемеханикой и телеметрией. В добыче газа используются опробованные нами ранее малолюдные технологии: она ведется дистанционно, технологическим процессом управляет оператор с автоматизированного рабочего места на главном щите, современные системы мониторинга в режиме онлайн передают параметры добычи. Таким образом, обеспечиваются высокая автоматизация и безопасность процесса.

Гелий

Расскажите, пожалуйста, о добыче гелия.

В работе уникального и масштабного производственного комплекса — установки мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК) — применены настоящие нанотехнологии. Так, на объекте установлены кассеты с мембранными элементами: природный газ последовательно проходит через мембраны, в результате происходит выделение концентрата гелия. Мембранное газоразделение для извлечения гелия — инновационный для отечественной и мировой газовой промышленности метод, запатентованный ПАО «Газпром». Процесс извлечения гелия из природного газа с использованием двухступенчатой мембранной установки в промышленных масштабах еще нигде не применялся. Этот метод позволяет рационально использовать гелий как стратегический ресурс.

Сама технология подготовки гелия такова: осушенный газ направляется в блок мембранного разделения I ступени. Здесь происходит разделение сырья на товарный газ с содержанием 0,05 объема гелия, который через МГ «Сила Сибири» попадает на Амурский газоперерабатывающий завод, и на пермеат (обогащенный гелием газ) с содержанием гелия 9,75%. После прохождения остальных ступеней УМГВК содержание гелия увеличивается до 36‒37%. После сжатия пермеат следует по гелиепроводу, длина которого составляет порядка 7 км, к нагнетательным скважинам, через которые закачивается в пласт для подземного хранения и отложенного использования.

Это обусловлено тем, что запланированные к выработке объемы этого инертного газа превышают рыночную потребность. Добытое сырье можно долгосрочно хранить в геологических формациях Чаянды с целью регулирования объемов поставки.

Кроме того, на УМВГК используются газоперекачивающие агрегаты (ГПА) уникальной конфигурации, изготовленные на базе газотурбинного двигателя и двухкорпусных центробежных компрессоров. Их задача — обеспечить аномально высокие степени повышения давления: в 66,4 раза. Высокое давление необходимо для закачки гелия в пласт.

Как на ЧНГКМ решены вопросы энергетической независимости объектов?

Для удаленных месторождений, где потребность в электроэнергии не может быть полностью удовлетворена за счет сторонних источников энергоснабжения, эта тема всегда актуальна. Электростанция собственных нужд (ЭСН) мощностью 72 МВт на Чаянде готова к вводу. Ее задача — покрыть растущие потребности объекта в электрической и тепловой энергии. По проектным расчетам электрическая нагрузка производственной инфраструктуры ЧНГКМ к 2047 году должна превысить 66 МВт.

В ближайшем будущем ЭСН будет питать объекты Чаяндинского месторождения — опорную базу, УКПГ-3, полигон твердых бытовых и промышленных отходов, водозаборные и очистные сооружения, УППГ-2, УППГ-4, а также обеспечивать теплоснабжение площадки УКПГ-3. Электростанция собственных нужд состоит из трех энергомодулей, в которых расположены по два энергоблока мощностью 12 МВт каждый. В качестве топлива для выработки энергии будет использоваться чаяндинский природный газ. Добавлю, что ЭСН оснащена современным оборудованием отечественного производства. Эксплуатация объекта доверена «Газпром энерго».

Экотехнологии

Вопросам охраны природы в добыче нефти и газа сегодня придается огромное значение. В связи с этим какие новые «зеленые» технологии были применены на Чаяндинском месторождении?

Чаяндинская экология в полном порядке. Экотехнологии были применены, в частности, при строительстве полигона твердых бытовых и промышленных отходов и на канализационных очистных сооружениях. Территория полигона, составляющая 14 га, поделена на несколько ячеек. Основание полигона представляет собой многоуровневую систему защиты. Она включает песчаную подушку, геотекстиль, слой гидроизоляции, теплоизоляционные экраны из пеноплекса — это своеобразная защита для сохранения вечной мерзлоты.

Кроме того, на этом объекте предусмотрена термическая установка для утилизации отходов производства. Сжигание при температуре до 1200 °С позволяет тонну стоков превратить в 100‒150 г пепла. При этом все химические элементы в процессе термической деструкции обезвреживаются. Все, что остается после процесса деструкции, вывозится на полигон твёрдых бытовых и промышленных отходов. Это одна из новейших и лучших технологий не только в России, но и в мире.

Вторая уникальная установка находится на площадке КОС и предназначена для очистки ливневых стоков. Они поступают сюда со всех площадок ЧНГКМ по специальным трубопроводам, накапливаются в резервуарах, а затем направляются на очистку и обезвреживание ультрафиолетовыми лампами.

В декабре 2020 года на Чаянде состоялся запуск объектов второй очереди. Что дальше, есть ли у проекта продолжение?

Чаяндинское месторождение находится в стадии развития, там еще есть над чем работать. В ближайшие годы мы продолжим активно участвовать в его обустройстве. Так, в 2022 году на установке комплексной подготовки газа № 3 планируется ввести в строй компрессорный цех № 2 центральной дожимной компрессорной станции (ЦДКС) в составе трех ГПА. Это необходимо для приема газа с Ковыктинского месторождения. В 2023 году на Чаяндинском месторождении планируется запуск УППГ-4 и 11 площадок кустов газовых скважин, в 2024 году на ЦДКС УКПГ-3 появятся еще два газоперекачивающих агрегата, будет построено шесть площадок кустов газовых скважин. Все это позволит вывести Чаяндинское месторождение на полную проектную мощность.

Инновации

Какие новые инженерные решения и с каким результатом были внедрены на промыслах ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в 2020 году?

Поиск лучших решений на газовом производстве — это непрерывный процесс. На ямальских промыслах мы внедряем инновации для повышения эффективности эксплуатации газовых скважин из осложненного фонда. Речь идет об оснащении скважин концентрическими лифтовыми колоннами (КЛК). Технология такова: концентрическим лифтом оборудуется имеющаяся скважина. В колонну большего диаметра (основная колонна) встраивается колонна меньшего диаметра (центральная колонна). Эксплуатация скважины осуществляется одновременно по двум колоннам. При необходимости удаления жидкости с забоя скважины основная колонна отключается. В результате продлевается срок эксплуатации скважины и увеличивается накопленный отбор газа.

В настоящее время две скважины Губкинского и 10 скважин Комсомольского промысла оборудованы КЛК и запущены в опытно-промышленную эксплуатацию. Специалисты уже могут говорить о подтвержденной эффективности проведенных мероприятий: скважины вышли на режим со стабильным дебитом.

Способ эксплуатации скважин с обводненным контуром по концентрическим лифтовым колоннам входит в число перспективных технологических решений. Применение этой технологии позволяет эксплуатировать скважину на оптимальных режимах, продлевает срок ее стабильной эксплуатации, исключая работы по технологическим продувкам. И дает прирост добычи на месторождениях, находящихся в позднем цикле эксплуатации.

Мероприятия проводятся в рамках действующего на предприятии проекта технического перевооружения обвязки газовых скважин. Его реализация будет продолжена в дальнейшем. Так, в 2021 году на Комсомольском газовом промысле планируется монтаж КЛК на трех скважинах, в 2022 году концентрические лифтовые колонны установят на скважинах Еты-Пуровского и Западно-Таркосалинского месторождений.

Еще один важный проект был реализован на Вынгаяхинском газовом промысле. После испытаний оборудования и автоматизированных систем в конце 2020 года была запущена в эксплуатацию дожимная компрессорная станция Еты-Пуровского месторождения. Особенностью возведенного на Еты-Пуре технологического комплекса являются малошумные и экологичные газоперекачивающие агрегаты с электроприводом (ЭГПА), они использованы вместо обычных авиационных или судовых. Если газотурбинные двигатели работают на топливном газе, то ЭГПА в качестве энергии расходуют электричество, благодаря чему нет выбросов в атмосферу.

На Еты-Пуровской ДКС применены малолюдные технологии: в частности, предусмотрено два щита управления. Основной находится непосредственно на ДКС, а вспомогательный — на Вынгаяхинском газовом промысле. Это позволяет обеспечить удаленный доступ для контроля над процессами, происходящими на станции. Наш новый опыт в дальнейшем может быть использован на Чаяндинском месторождении. На установках предварительной подготовки газа там в перспективе также рассматриваются ЭГПА.

Дожимные мощности в 2020 году удалось прирастить не только на Вынгаяхе, но и на газовых месторождениях в Камчатском крае. Какие еще задачи стоят перед компанией в этом регионе?

На Камчатке мы продолжим реализовывать проектные решения, обеспечивающие плановый уровень добычи газа. На Кшукском месторождении, где в ноябре 2020 года была введена в эксплуатацию ДКС, до 2026 года планируется построить две скважины: поисково-оценочную № 72 и разведочную № 71. На Нижне-Квакчикском месторождении в декабре 2020 года была введена I ступень ДКС, закончена реконструкция установки комплексной подготовки газа и газосборной сети. К 2022 году планируется ввести II ступень ДКС.

В ближайшем будущем геологоразведочные мероприятия для изучения потенциала планируются на пяти лицензионных участках. Будут продолжены полевые сейсморазведочные работы 3D, затем по итогам геофизических исследований планируется строительство поисково-оценочных скважин.

Какими способами продлевается жизнь месторождений, приближающихся к заключительной стадии разработки?

Там требуется внедрение новых технологий и решений, позволяющих в условиях падающей добычи углеводородов при низком пластовом давлении продолжать их разработку и эксплуатацию. Эти мероприятия мы активно проводим: помимо технологии КЛК, в нынешнем году будет опробована еще одна инновация для повышения эффективности добычи — механизированный способ эксплуатации обводненных скважин для вовлечения в разработку защемленного газа. Экспериментальный проект уже внедряется на одной из скважин Западно-Таркосалинского газового промысла.

Ранее на Вынгапуровском газовом промысле мы вполне успешно реализовали пилотный в ПАО «Газпром» проект по внедрению малогабаритных компрессорных установок (МКУ). Оборудование газосборной системы месторождения МКУ дает возможность продлить срок эксплуатации скважин и месторождения. Технология, сконструированная на основе наших знаний и опыта, доказала свою эффективность на опытно-промышленной площадке Вынгапура. Этот опыт будет использован и на других промыслах предприятия. В частности, на Западно-Таркосалинском пять агрегатов МКУ планируется установить в 2026–2027 годах, а на Комсомольском газовом промысле — уже в 2024-м. Поиск и внедрение новых технических решений — процесс непрерывный. В нем я вижу залог развития предприятия и его стабильность.