2013 год – год экологии в ОАО «Газпром» и в России. Запланирован большой ряд мероприятий в области охраны окружающей среды, энерго- и ресурсосбережения, выполнение которых отслеживается на всех уровнях. Но есть задачи, не имеющих прямых, очевидных связей с указанными мероприятиями, решение которых, тем не менее, позволяет эффективно снижать уровни значимых экологических аспектов.
Влияние газодобывающих предприятий на окружающую среду связано с ведением их технологических процессов. Именно они определяют: количество образующихся загрязняющих веществ; уровни потерь различных реагентов; необходимые энергетические затраты; водопотребление и водоотведение, и т.д. Строгое соблюдение технологических регламентов, своевременный ремонт и наладка оборудования позволяют лишь удержать вполне определенный, пороговый для каждого технологического процесса уровень взаимодействия с окружающей средой, но не более того. Тем не мене мы все время декларируем необходимость радикального снижения этого взаимодействия.
ТАБЛИЦА 1. Ресурсы технически извлекаемого газа в мире, трлн.куб.м
Но как этого достичь? Ответ достаточно очевиден! Путем принципиального, инновационного изменения имеющихся или внедрения новых технологических процессов. Но это возможно только с соблюдением одного важного ограничения – затраты на разработку и внедрение новых технологий должны быть разумными и окупаться в минимальные сроки. А это и есть один из краеугольных камней фундаментальных принципов устойчивого развития, признанных на первой межправительственной конференция по окружающей человека среде в Стокгольме (1972г.) и последующих конференциях в Рио-де-Жанейро (1982, 1992, 2012гг.) и в Йоханнесбурге (2002г.).
Представим наши скромные наработки, позволяющие реализовать это направление в начале газовой цепочки. Прежде всего, рассмотрим контроль за разработкой газоконденсатных месторождений, который «обеспечивает экономное использование невозобновляемых ресурсов», и позволяет гарантировать оптимальную эксплуатацию месторождения в течение всего жизненного цикла. А для этого необходим постоянный мониторинг технологических параметров, регулярная актуализация геолого-технологической модели и генерация управляющих воздействий. Чтобы реализовать указанные воздействия в условиях тундры Крайнего Севера Западной Сибири нужно полностью контролировать и управлять всеми процессами на газовых скважинах и на территории всего месторождения.
РИС. 2. Сравнительные характеристики двух типов испытания скважин – обычные и ускоренные
Проблему удалось решить, используя телеметрию и телемеханику, вся аппаратура которых на кустах газовых скважин питается от гибридного экологически чистого источника энергии (параллельно работающих круглый год ветра, солнца и тепла добываемого газа) [1]. Схематично данное решение показано на рис. 1.
Такое решение исключило строительство дорогостоящих кабельных линий энергетики и связи и соответствующее воздействие на окружающую среду. Одновременно появилась возможность решить целый ряд инновационных технических, технологических и исследовательских задач.
Прежде всего, проведение групповых исследований кустовых газовых скважин, полностью исключающий выпуск газа в атмосферу. Основа технологии - использование данных телеметрических систем, а управление процессом испытаний - с помощью кустовой телемеханики. При испытаниях исследуемые скважины разделяют на пары, имеющие максимальную степень наложения контуров питания. Одновременно исследуют две группы скважин из указанных пар. Одну группу на режимах обратного хода, с уменьшением дебита до полной остановки, а другую на режимах прямого хода, с увеличением дебита до предельно допустимой величины. Затем изменение дебита меняют на противоположное. При этом суммарный дебит каждой пары скважин и общий дебит куста удерживают практически постоянным. В результате отбор газа с куста скважин не снижается, и этот газ в атмосферу не выпускается, а подается потребителям (в отличие от стандартной технологии) [2].
РИС. 3. Расположение контрольных точек для проведения высокоточных измерений вариаций гравитационного поля на ЗГНКМ
Для повышения эффективности дренирования сеноманских и нижнемеловых залежей Ямбургского и Заполярного НГКМ широко используются скважины с горизонтальным окончанием ствола. Методы их испытания существенно отличаются от традиционных, используемых для испытания вертикальных и наклонно-направленных скважин.
Нами разработана технология ускоренного исследования газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации. Основное отличие от традиционного метода - исследование производится непрерывно, без остановки скважины между режимами, и в течение отрезков времени, которые на один – два порядка меньше периода работы скважины в газосборный коллектор. Это позволяет в разы сократить время работ на проведение испытаний и соответствующие потери газа на собственные, технологические нужды с соответствующим уменьшением выбросов парниковых газов на месторождении [3]. Весь сэкономленный газ подается потребителю. Схематически указанное отличие в испытании указанных двух типов скважин представлено на рис. 2. Реализация в практике этой технологии уже позволила сэкономить более 200 млн. м3 добытого природного газа.
Кроме газодинамических испытаний скважин очень важно контролировать влагосодержание их продукции. Это необходимо для оптимизации процессов подготовки газа к дальнему транспорту. Чтобы ускорить процесс измерений и минимизировать при этом потери добываемого газа, нами разработаны и запатентованы технология и оборудование для измерения влагосодержания флюида непосредственно на устье скважины с отбором минимально возможного объема исследуемого газа. Эта аппаратура позволяет определяет влажность газа, наличие воды в капельной фазе и проводит экспресс-анализ минерализации пластовой воды [4, 5].
Только за период с 2002 по 2008гг. на Ямбургском, Северо-Уренгойском и Восточно-Таркосалинском месторождениях было проведено свыше 3 тысяч исследований с помощью этих компактных устройств.
РИС. 4. Подъем газоводяного контакта на Заполярном газоконденсатном месторождении
В 2008 году, развивая достигнутые успехи, разработано устройство для определения влагосодержания флюида в виде пара, что позволило существенно повысить точность проводимых измерений. Новая технология измерений базируется на исследовании минимально возможной изолированной пробы газожидкостной смеси, приведенной в равновесное состояние, с использованием сорбционно-емкостных элементов и контролем плотности при заданных термобарических условиях [6].
Кроме результатов газодинамических испытаний скважин и параметров добываемого из них флюида для моделирования разработки месторождений необходимо знать характер движения подошвенных вод в залежи. Для этого в 2003 году на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении были начаты высокоточные гравитационные наблюдения с целью отработки технологии мониторинга его разработки. По всей площади месторождения была создана сеть из базисных и режимных опорных пунктов. Ее дополняет необходимая сеть геодезических пунктов, которые показаны на рис. 3.
Базисные пункты расположены на кустах эксплуатационных скважин и предназначены для получения эмпирических зависимостей изменения силы тяжести от объемов отбора газа и продвижения подошвенных вод.
РИС. 5. Принцип выявления начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе
Режимные пункты расположены в зонах отсутствия скважин и обеспечивают контроль за отработкой и обводнением периферийных участков месторождения. В результате удалось минимизировать число наблюдательных скважин с соответствующим уменьшением объемов бурового шлама, который потребовалось бы захоронить в шламовых амбарах.
Зато, какой результат! За восемь лет исследований было выполнено более 1400 серий высокоточных измерений силы тяжести в 150 точках с кратностью от 2 до 5 раз. Всего проведено более 6000 замеров. Определены фактические зависимости изменения силы тяжести от степени выработки запасов газа и получена четкая картина движения пластовых вод, показанная на рис. 4.
Представленный выше комплекс новых методов контроля разработки газовых месторождений, минимизирующих техногенное воздействие на окружающую среду удостоен премии Правительства РФ в области науки и техники за 2012 год. Полученный экономический эффект от его внедрения превысил два миллиарда рублей. Но контроль за разработкой – это самое начало газовой цепочки добывающего предприятия. А значит и далее, по цепочке, есть высокоэффективные инновационные разработки. Покажем и часть из них.
Разработаны и запатентованы три технологии проведения гравитационного мониторинга разработки газовых месторождений на Крайнем Севере Западной Сибири [7, 8, 9]. Правила и порядок проведения и обработки получаемых результатов при проведении высокоточных гравитационных измерениях вариаций гравитационного поля в районе расположения месторождения подробно изложен в монографии [10].
На Крайнем Севере серьезной проблемой является предупреждение гидратообразования в газосборных шлейфах. Ее решают подачей ингибитора гидратообразования (метанола) в шлейф. Для минимизации расхода метанола (с соответствующим снижением воздействия на окружающую среду) нами была разработана инновационная технология предупреждения гидратообразования, реализуемая интеллектуальной АСУ ТП. Ее суть заключается в том, что метанол подают в шлейф только тогда, когда начинается процесс гидратообразования, и в необходимых количествах. Для этого контролируют ход реальных процессов с их параллельным моделированием. Сама логика выявления начала процесса гидратообразования показана на рис.5 и описана в [11].
Эффект искусственного интеллекта достигнут благодаря тандемной итерации процесса решения задачи моделирования: классический подход, уточнение полученного решения методами нечеткой логики, и, в завершение, экспертной системой.
Поскольку в условия Крайнего Севера АСУ ТП работает не стабильно, а цена отказов очень высока, нами решены задачи и защищены патентами технологии оперативного выявления таких отказов и парирования потенциальных несоответствий [12]. Только на снижении расхода метанола мы ежегодно экономим свыше 4 млн. руб. Соответственно уменьшается и нагрузка на окружающую среду.
Передав по шлейфам добытый флюид на УКПГ, сразу же встает вопрос регенерации метанола (желательно, глубокой) и закачки образующихся промстоков в пласт, удовлетворяя самым высоким экологическим требованиям. Решили и эту задачу.
На УКПГ-1С Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения, при комплексной реконструкции цеха регенерации метанола, в малогабаритную ректификационную колонну удалось установить блок массообменных тарелок с суммарной эффективностью свыше 15 теоретических тарелок. Для этого использовали простейшие ситчатые тарелки с переливом. Одни из самых не эффективных, с низким КПД, но занимающие очень мало места в колонне. Попутно решили проблемы работы с эмульсиями, выделением аномально большого содержания конденсата в добываемом газе, а так же и отложения солей в теплообменниках. Результат прекрасный – в промстоках содержание метанола на порядок ниже допустимого, при которых допускается закачивать промстоки в пласт. Попутный результат – дополнительно добытый конденсат. Вырос межремонтный период эксплуатации установки и снижена стоимость самого ремонта. Существенно сократилось образование отходов в процессе проведения планово-предупредительных ремонтов. Эта технология так же защищена патентом на изобретение [13].
Чтобы не строить такие установки регенерации на каждом промысле, используют имеющееся резервное оборудование, на котором повышают концентрацию метанола в ВМР до уровня, при котором ВМР не замерзает зимой в самые сильные холода. Вот эту смесь транспортируют по трубопроводам или в цистернах на вышеуказанную, единственную установку глубокой регенерации. А уже с нее, товарный, регенерированный метанол развозят обратно по промыслам или на центральный склад. Эта технология, оптимизирующая транспортную логистику перемещения ВМР и регенерированного метанола по всему месторождению, так же защищена патентом на изобретение [14]. Патенты на последние технологии получены в этом году, поэтому точный экономический эффект от их внедрения пока не определен, но он значителен.
И завершая беглый обзор внедренных в ООО «Газпром добыча Ямбург» инновационных техники и технологий, влияющих на уровень значимых экологических аспектов, коснемся самой подготовки природного газа к дальнему транспорту. В частности, разработанная и внедренная мультикассетная сепарационная кольцевая насадка [15] позволила обеспечить соответствие всех параметров подготовки газа к дальнему транспорту и минимизировать уносы диэтиленгликоля. Благодаря этим насадкам, при планово-предупредительных ремонтах абсорберов было минимизировано образование отходов. И все это реализовано на самых крупных в мире установках комплексной подготовки газа Ямбурга и Заполярного.
Самое главное – радикально снижена техногенная нагрузка на окружающую среду.
ЛИТЕРАТУРА
1. Патент на ПМ № 49109 (РФ). «Устройство для контроля и регулирования процесса добычи газа в газовых и/или газоконденсатных скважинах» / Андреев О.П., Салихов З.С., Францев П.Н., Лыков А.Г., Деревягин А.М.
2. Патент № 2338877 (РФ). «Способ группового проведения исследований кустовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации» / Андреев О.П., Ахмедсафин С.К., Зинченко И.А., Кирсанов С.А.
3. Патент № 2386808 (РФ). «Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным окончанием ствола» / Андреев О.П., Зинченко И.А., Кирсанов С.А.
4. Патент № 2255218 (РФ). «Способ экспрессного определения влагосодержания в продукции газовых скважин» / Шапченко М.М., Кирсанов С.А., Варламов В.П., Жигалин В.А.
5. Патент № 2263781 (РФ). «Устройство для определения влажности в продукции газовых скважин» / Шапченко М.М., Зинченко И.А., Кирсанов С.А., Варламов В.П., Жигалин В.А.
6. Патент № 2354823 (РФ). «Комбинированный способ определения влагосодержания продукции газовых скважин и устройство для его осуществления» / Кирсанов С.А., Зинченко И.А.
7. Патент № 2307927 (РФ). «Способ контроля разработки газового месторождения» / Андреев О.П., Зинченко И.А., Моисеев Ю.Ф., Кривицкий Г.Е., Безматерных Е.Ф.
8. Патент № 2307379 (РФ). «Способ мониторинга разработки газовых месторождений» / Ахмедсафин С.К., Райкевич А.И., Зинченко И.А., Кривицкий Г.Е., Безматерных Е.Ф., Кирсанов С.А., Моисеев Ю.Ф.
9. Патент № 2420767 (РФ). «Способ гравиметрического контроля разработки газовых месторождений в районах с сезонной изменчивостью верхней части разреза» / Андреев О.П., Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., Безматерных Е.Ф., Кривицкий Г.Е.
10. О.П. Андреев, Д.Н. Кобылкин, С.К. Ахмедсафин, С.А. Кирсанов, Е.Ф. Безматерных, Г.Е. Кривицкий. Гравиметрический контроль разработки газовых и газоконденсатных месторождений. –М:. «Недра», 2012. 376с.
11. Патент № 2329371 (РФ). «Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений крайнего севера» / Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Ахметшин Б.С., Вить Г.Е., Талыбов Э.Г.
12. Патент № 2454692 (РФ). «Способ повышения достоверности поступающей информации в автоматизированной системе управления технологическими процессами, функционирующей в условиях Крайнего Севера» / Арабский А.К., Дьяконов А.А., Гункин С.И., Завьялов С.В., Вить Г.Е., Куклин С.С., Соснин М.Л., Талыбов Э.Г-О.
13. Патент № 2474464 (РФ). «Способ регенерации водометанольного раствора на нефтегазоконденсатном месторождении» / Андреев О.П., Арабский А.К., Мазанов С.В., Краев В.М., Соммер В.И.
14. Патент № 2465949 (РФ). «Способ повышения качества регенерации метанола из водометанольного раствора» / Андреев О.П., Арабский А.К., Мазанов С.В., Краев В.М., Соммер В.И.
15. Европейский патент ЕР 1716904 (А1). «Мультикассетная сепарационная кольцевая насадка» / Андреев О.П., Арабский А.К., Салихов З.С., Саньков А.З., и др.
