Производственная деятельность газоконденсатодобывающего предприятия ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания»

1. Общие сведения о Средневилюйском месторождении

2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

2.1 Геологическое строение

2.2 Газоносность месторождения

2.3 Параметры продуктивных пластов

2.4 Геофизические исследования на месторождении

2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

2.6 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

3. Сбор и подготовка газа

3.1 Система сбора газа

3.2 Система подготовки газа и конденсата

3.3 Переработка газа

3.4 Транспортировка газа

4. Планирование и проведение геолого-технических мероприятий

4.1 Буровые работы

4.2 Геофизические исследования

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Охрана окружающей среды

5.2 Охрана труда

6. Инвестиционная программа Заключение Использованная литература

Нефтяная и газовая промышленность является одной из самых крупнейших в мире. Сложно представить современный мир без одних из самых главных энергоносителей.

Наша практика проходила в компании ОАО «ЯТЭК». ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» — основное газодобывающее предприятие Республики Саха (Якутия), обладающее лицензиями на разработку Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений.

«Якутгазпром» был создан в 1967 году. До 1991 года предприятие входило в систему ОАО «Газпром». После разграничения государственной собственности Российской Федерации и Республики Саха (Якутия) государственное предприятие «Якутгазпром» стало предприятием республиканской собственности. В 1994 году решением Правительства Республики Саха (Якутия) произошло акционирование предприятия с передачей 51% акций ОАО «Саханефтегаз». В дальнейшем доля была увеличена до 93%. С 2002 по 2006 гг. основным акционером, контролирующим деятельность предприятия через ОАО «Саханефтегаз», являлось ОАО НК «ЮКОС». Впоследствии, до приобретения пакета акций текущими акционерами, контроль осуществляли ЗАО АК «Алроса"(50%) и Правительство Республики Саха (Якутия) (40%) через ОАО «Сахатранснефтегаз». В результате дополнительной эмиссии акций в 2005;2007 гг. ОАО «Якутгазпром» сменило собственника.

С 15 сентября 2010 года ОАО «Якутгазпром» преобразован в ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания». ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» обеспечивает добычу природного газа и газового конденсата, а также подготовку газа для поставки в магистральные газопроводы. С момента создания ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» является единственным предприятием по добыче газа, потребляемого в центральном регионе Республики Саха (Якутия), имеющем локальную газораспределительную сеть. Доля ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» в добыче природного газа на территории республики составляет порядка 65%, при этом обеспечивается порядка 90% потребностей города Якутска. Запасы категории по природному газу оцениваются — 154.4 миллиардов кубических метров, по газовому конденсату — 9.1 миллионов тонн.

Годовой объем добычи составляет 1,6 миллиардов кубических метров газа и 85 тысяч тонн газового конденсата. По объемам добычи природного газа ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» входит в десятку крупнейших газодобывающих региональных компаний России. За весь период ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» поставило потребителям более 40 миллиардов кубических метров природного газа.

Основная цель ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» — обеспечение надежного газоснабжения потребителей Центрального региона Республики Саха (Якутия) для удовлетворения текущих и перспективных потребностей.

1. Общие сведения о Средневилюйском месторождении

Средневилюйское месторождение находится на территории Вилюйского улуса Республики Саха (Якутия) в 50 км к востоку от г. Вилюйска (рис. 1.1). Лицензия на Средневилюйское ГКМ (ЯКУ № 10 566 НЭ) выдана ОАО Якутгазпром в 1998 г.

Непосредственно на площади месторождения расположен базовой поселок Кызыл-Сыр, в котором находятся: почтовое отделение связи, магазины, школы, больница, поликлиника, аэропорт, предназначенный для судов малой авиации, речная пристань.

Транспортная связь осуществляется водным путем — летом, зимниками — зимой, и воздушным путем — круглогодично. По территории района проходит Вилюйский тракт, связывающий пос. Кызыл-Сыр с городами Якутскоми Вилюйском. Но основной транспортный путь — водный, по р. Вилюй и р. Ленадо Якутска протяженностью около 600 км. Малая авиация связывает пос. Кызыл-Сыр прямой линией с городами Якутском и Вилюйском.

Большая часть месторождения находится в пойме р. Вилюй, что значительно осложняет его промышленное освоение из-за паводкового затопления. Река Вилюй делит месторождение на две части.

2. Геолого-геофизическая характеристика месторождения

Месторождение отличается сложным геологическим строением, большой неоднородностью коллекторов, их литологическим замещением непроницаемыми разностями. По сложности геологического строения месторождение относится ко II группе.

2.1 Геологическое строение

Глубокими скважинами на Средневилюйском ГКМ за период с 1963 года по 1997 год вскрыты отложения верхнепалеозойского, мезозойского и четвертичного возраста. Стратиграфическое расчленение их произведено согласно последней действующей схеме, разработанной стратиграфами ПГО «Ленанефтегазгеология» в 80х годах (Гроусман ВВ. и др., 1986 г, 1989 г.) и принятой Межведомственным стратиграфическим совещанием в городе Новосибирске, и отражено на сводном геологическом.

Верхний палеозой. В центральной части Вилюйской синеклизы, где расположено Средневилюйское ГКМ, отложения палеозоя полностью не вскрыты. Наибольшая вскрытая толщина их в самой глубокой Средневилюйской скважине № 27 составляет 3594 м. Скважина № 27 полностью вскрыла пермские отложения и самые верхи каменноугольных.

Верхнекаменноугольные (Сз) отложения в скважине № 27 представлены юрской толщей, сложенной чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и каменных углей. Породы сильно уплотнены и заглинизированы, коллекторы отсутствуют. Вскрытая толщина 446 м.

Пермская Система представлена двумя отделами: в нижней Перми выделяются юнкюрская (410 м.), чочоская (520 м.), харбалахская (447 м.) и кубалангдинская (392 м.) толщи, сложенные переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и каменных углей в различных пропорциях. Породы также сильно уплотнены, коллекторы в них не выявлены. Толщина нижней Перми 1769 метров. В верхней Перми выделяются хомустахская (песчаники с прослоями алевролитов, аргиллитов, и каменных углей), харыйасская (чередование песчаников с прослоями аргиллитов и алевролитов), кюндейская (песчаники, переходящие в пачки алевролитов и аргиллитов) и тарагайская (чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов и каменных углей) толщи.

Мезозой. В мезозойском комплексе выделяются отложения триаса, юры и мела.

2.2 Газоносность месторождения

В разрезе, вскрытом разведочными скважинами, промышленная газоносность установлена в нижнеюрских (пласт J₁-I), триасовых (пласты Т₁-Ха, Т₁-Х и Т₁-IV) и пермских (пласт Р₂-I, II) отложениях.

Юрские отложения. Разрывным нарушением залежь разбивается на два блока — приподнятый и опущенный. Продуктивный пласт (J₁-I) состоит из трех слоев, условно названных сверху вниз по разрезу — пласт J₁-I₁, пласт J₁-I₂, пласт J₁-II. В пределах приподнятого блока находится залежь, не имеющая промышленного значения. В пределах опущенного блока залежь приурочена к двум куполам — западному и восточному с единой гидродинамической системой. Газо-водяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1681,5 м по подошве газо-насыщенной части пласта.

Залежь газа пласта J₁-I контролируется подошвой непроницаемой глинистой покрышки и поверхностью ГВК с элементами тектонического экранирования. Залежь классифицируется как пластовая, сводовая, подстилаемая по всей площади водой.

Триасовые отложения. Пласт Т₁-Х_а имеет локальное распространение только в пределах восточного купола опущенного блока. Газо-водяной контакт принят по нижним дырам интервала перфорации в скважине № 30 на абсолютной отметке минус 2787 м. Залежь газа пласта Т₁-Х_а — пластовая, сводовая, литологически экранированная, контролируется кровлей проницаемой части пласта, поверхностью ГВК и границей лито-фациального замещения пласта-коллектора. Размеры залежи — 4,5×1,5 км, высота — 18 м.

Пермские отложения. Газовая залежь приурочена к пласту Р₂-I, располагающемуся в верхней части разреза пермских отложений. Пласт Р₂-I условно разбивается на пласты сверху вниз пласт Р₂-I_а, пласт Р₂-I_б и пласт Р₂-II.

Разрывным нарушением газовая залежь делится на два блока — приподнятый и опущенный. Залежь газа классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Размеры залежи — 2,2×4,5 км, высота — 69 м.

В пределах опущенного блока газо-водяной контакт принят на абсолютной отметке минус 3154 м по подошве газонасыщенной части пласта в скважине № 18.

Залежь газа контролируется кровлей проницаемой части пласта, границей лито-фациального замещения пласта-коллектора и разрывным нарушением. Залежь классифицируется как пластовая, сводовая, с элементами литологического и тектонического экранирования. Размеры залежи — 10×5,5 км, высота — 87 м.

Газо-водяной контакт для запасов категории С₂ принят для всей площади газоносности на абсолютной отметке минус 3333,1 м по подошве эффективной части пласта в скважине № 28.

В пределах опущенного блока, по данным интерпретации материалов ГИС, пласт Р₂-I в полном объеме (Р₂-I_а, Р₂-I_б, Р₂-II) распространен только на восточном куполе.

На западном куполе установлен только пласт Р₂-I_а, обладающий пониженными коллекторскими свойствами. В связи с вышеуказанным на западном куполе полученные притоки газа решением ГКЗ РФ приняты непромышленными для условий Мастахского месторождения. Граница раздела условно проведена по прогибу, отделяющему восточный и западный купола, через скважину № 106 и середину расстояния между скважинами № 103 и 109.

2.3 Параметры продуктивных пластов

Изучением петрофизических зависимостей в процессе геологоразведочных работ и разработки месторождений вплоть до 1994 года постоянно занималась специализированная тематическая партия, базировавшаяся непосредственно в п. Кысыл-Сыр. Этими результатами пользовались все интерпретаторы при оперативной обработке материалов ГИС, при выдаче заключений по пробуренным скважинам. До 1994 года в разработке петрофизических зависимостей принимали участие и научные организации: ВНИИГаз, ВНИГНИ. С 1994 года в связи с общим сокращением геологоразведочных работ петрофизические исследования по скважинам Средневилюйского месторождения не проводились.

Охарактеризованность продуктивных пластов Средневилюйского месторождения керном можно представить в следующей таблице:

Таблица 1.

Определение петрофизических свойств горных пород на образцах керна в атмосферных условиях выполнялось по общепринятым методикам. Исследования включали определения открытой пористости Кп^отк., абсолютной и эффективной проницаемости Кпр^абс, Кпр^эфф, остаточной водонасыщенности Кво, относительного сопротивления при полном и частичном водонасыщении электролитом породы. Отбор образцов производился равномерно через 20−30 см, где вынос керна был не менее 30% от интервала долбления.

Измерение физических свойств проводилось на диспергированных образцах цилиндрической формы, размерами 25×25 и 30×30 мм вдоль и перпендикулярно напластованию. При подготовке к измерениям образцы отмывались от остаточных солей, высушивались при температуре 105 °C до постоянного веса и насыщались раствором NaCl нужной концентрации. Контроль за концентрацией проводился при помощи резистивиметра Пр-1.

Открытая пористость (Кп^отк) определялась по методу насыщения пластовой водой (моделью) с применением аналитических весов АДВ — 200 м. Эффективная пористость (Кп^эфф), учитывающая объем пор, занятых остаточной водой, рассчитывалась по формуле: Кп^эфф = Кп (1-Кво). Абсолютная газопроницаемость (Кпр^абс) определялась на установке ГК-5 с применением сжатого воздуха. Измерения проницаемости производились при 3^х перепадах давления. Для плотных пород давление не превышало 0,6 МПа.

Эффективная газопроницаемость (Кпр^эфф) при остаточной водонасыщенности определялась на этой же установке. Давление газа, проходящего через образец, по величине не превышало давления, развиваемого центрифугой.

2.4 Геофизические исследования на месторождении

На территории месторождения до постановки глубокого бурения проводились следующие работы:

— геологическая съемка 1:1000 000? 1950;52 гг.;

— сейсморазведка MOB и КМПВ? 1951;52 гг.;

— аэромагнитная съемка 1:1 000 000, 1:200 000? 1953;57 гг.;

— гравиметрическая съемка 1:500 000,1−200 000,1:100 000? 1953;62 гг.;

— съемка методом теллурических токов 1:200 000? 1962 г.

— сейсморазведка MOB в комплексе с колонковым бурением — 1960;63 гг.

По всем геофизическим материалам на территории месторождения отмечалось наличие крупной положительной структуры — Средневилюйской. В 1963 году эта структура была подготовлена к глубокому бурению на нефть и газ по двум условным сейсмическим горизонтам: III и I.

После 1970 года (после принятия запасов в ГКЗ) на Средневилюйском месторождении продолжалась разведка отложений Перми. В 1983;85 гг. на месторождении в небольших объёмах проведены сейсморазведочные работы МОГТ и высокоточная гравиразведка с целью создания эталона для выявления АТЗ (аномалии типа «залежь») геофизическими методами. В результате было выявлено несколько субмеридиальных разломов, обрамляющих Средневилюйскую структуру на глубоком погружении. В тектоническом отношении Средневилюйское ГКМ приурочено к одноименной структуре 3-го порядка, осложняющей западную часть Хапчагайского мегавала.

Средневилюйская структура была подготовлена к бурению сейсморазведочньми работами MOB в 1963 году по условным сейсмическим горизонтам. В 80х годах на Средневилюйском месторождении в небольших объемах проведены сейсморазведочные работы МОГТ и высокоточная гравиметрическая съемка масштаба 1:50 000. Работы эти проводились в основном с целью создания эталона для выявления АТЗ (аномалий типа залежь) геофизическими методами. Работы МОГТ выполнены с использованием сейсмостанций «Прогресс», по методике 12-кратного профилирования, по фланговой системе наблюдений, выносом ПВ до 250 м, база группирования СП до 100 м, количество СП — до 22. Обработка полевого материала осуществлялась на ЭВМ ЕС-1055, «Команд» и ПС-2000. Горизонт ТП является основным, наиболее прослеживаемым отражающим горизонтом в разрезе месторождения. Он приурочен к пограничным слоям триаспермь и структурный план его близок к структурным планам основных, продуктивных горизонтов нижнего триаса. Обычно ему соответствуют 2−3 фазная, нередко интерференционная волна с видимым периодом 0,04−0,06 с.

Данная поправка обусловлена разнообразием регистрирующей аппаратуры и параметров полевой регистрации; различием подходов вышеуказанных исследователей к учету неоднородностей верхней части разреза, различием в графах обработки и фазовой корреляции, применением не идентичных скоростных законов. При определении величины поправки для отдельных участков структуры за основу взята фактическая глубина границы триас-Пермь в разрезах скважин.

Для выделения тектонических нарушений на сейсмопрофилях МОГТ служили следующие критерии: рассогласованность осей синфазности, дифракция, осложнения в прослеживаемости вышележащих границ, изменчивость динамических особенностей для различных волн вдоль профилей, степень влияния поверхностных и глубинных условий. Трассирование выделенных тектонических нарушений по площади производились с учетом характера волновой картины в зонах предполагаемых нарушений.

2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

После 1970 года притоки вод из водоносной части горизонтов T1-II и T1-III были получены в скважинах №№ 25, 28, 30, 88, 91. Данные по этим скважинам хорошо вписываются в общую картину гидрогеологических особенностей Средневилюйского месторождения, подробно освещенную в отчете 1970 года. Кратко отметим эти особенности. Верхняя часть разреза месторождения повсеместно проморожена. Толщина мерзлоты изменяется от 430 м. до 570 м. В общем, отмечается уменьшение ее по направлению к своду структуры, к руслу Вилюя. Средние значения (расчет от подошвы мерзлоты) геотермического горизонта равны 2,6°С на 100 м, а геотермической ступени 38 м на 1 °C.

В разрезе выделяются: среднеюрско-меловой, среднетриасово-нижнеюрский, нижнетриасовый и пермский водоносные комплексы; разделенные газоводоупорами сунтарской, мономской и неджелинской свит.

Состав вод сверху вниз по разрезу изменяется от гидрокарбонатно-натриевого до хлоридно-натриевого. Гидрокарбонатные воды содержатся в меловых, юрских и верхней части триасовых отложений (в своде структуры). Хлоркальциевые воды приурочены к триасовым и пермским отложениям. Минерализация вод обоих генетических типов увеличивается сверху вниз по разрезу от единиц г/л до 69 г/л. Увеличение ее внутри каждого водоносного комплекса идет, в общем, постепенно. Резкое возрастание минерализации («скачки») наблюдается после водоупоров сунтарской, мономской и неджелинской свит. Минерализация вод основных продуктивных горизонтов T1-II и T1-III колеблется от 34 г/л до 43 г/л. Воды практически бессульфатны, в них отмечено содержание брома, йода, аммония, нафтеновых кислот и большого количества растворенных газов. Газовый состав вод представлен в основном метаном и его гомологами. Краевые и подошвенные воды залежей газонасыщены до предела, давление насыщения — Рг равно пластовому — Рпл. При удалении от залежей газонасыщенность вод резко уменьшается.

Приведенные напоры вод (в абсолютных м. водяного столба) «скачкообразно» после водоупоров увеличиваются сверху вниз по разрезу и для продуктивных отложений составляют:

­ нижний триас: +120 м, +140 м;

­ нижняя юра: +70 м, +80 м;

­ средняя и верхняя юра: -30 м, -45 м.

При этом пьезометрические поверхности водоносных комплексов по региону практически горизонтальны, что говорит об относительно застойном характере пластовых вод. Застойный характер пластовых вод обуславливал хорошую сохранность газовых залежей и горизонтальное положение газоводяных контактов.

2.6 Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Запасы газа и конденсата приняты на государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ Протокол № 2105 от 20.12.2000 г, заседания Центральной Комиссии министерства природных ресурсов РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (секция нефти и газа).

Полученная в ходе работ модель была полностью адаптирована к утвержденным показателям (Таблица 2).

Таблица 2.? Подсчет запасов газа и конденсата Средневилюйского месторождения

3. Сбор и подготовка газа

3.1 Система сбора газа

Газоносная площадь Средневилюйского ГКМ пересечена с запада на восток рекой Вилюй. Система сбора газа — коллекторно-лучевая, представлена 42 эксплуатационной скважиной, большая часть из которых (25 единиц) размещена на левобережье. Газ со скважин левобережья транспортируется на правый берег и далее до УКПГ по двум коллекторам Ду 426 и Ду 159. Пропускная способность системы сбора рассчитана на 4 млрд. м³ в год, т. е. с запасом по отношению к реальным объёмам добычи.

Способ прокладки шлейфов и коллекторов газа — подземный, без теплоизоляции. Суммарная протяжённость шлейфов составляет более 93 км, а метанолопроводов — около 104 км.

Температура газа на устьях скважин — около 25^оС, однако после его редуцирования температура на входе в УКПГ снижается до 3… минус 4^оС летом и до минус 3… минус 12^оС зимой. Это обстоятельство предопределяет объективную необходимость подачи антигидратного реагента (метанола) во все шлейфы и коллекторы, причём в большом количестве. Описанная действующая система сбора газа представляется достаточно высокоэффективной и не нуждается в серьёзной реконструкции.

3.2 Система подготовки газа и конденсата

Система подготовки газа и стабилизации газового конденсата представлена двумя УКПГ. УКПГ-1 введена в строй в 1986 году, а УКПГ-2 в 1998 году. В состав каждой УКПГ входит одна технологическая линия проектной производительностью 5 млн. м³/сут. Подготовку газа и извлечение газового конденсата осуществляют по технологии низкотемпературной сепарации (НТС) на температурном уровне около минус 25^оС.

Входной газ после редуцирования до давления 9,6…9,8 МПа поступает в первичный газосепаратор С-102 (горизонтальный аппарат, Ру=16 МПа и Ду=2400 мм), в котором отбивается жидкая фаза, состоящая из углеводородов, водометанольного раствора (ВМР) и мехпримесей. Газ первичной сепарации редуцируется до давления от 3,8 МПа (летом), до 6 МПа (зимой) и с температурой около минус 25^оС поступает в низкотемпературный газосепаратор С-103 (вертикальный аппарат, Ру = 8 МПа, Ду = 2000 мм), в котором происходит отделение сконденсировавшихся потоков ВМР и углеводородов. Газ из С-103 поступает в расширительную камеру РК-101, в которой отбивается жидкость, унесенная из С-103 в капельном виде, затем на замерной узел УЗГ и далее — в магистральный газопровод (МГ).

Таким образом, в условиях низкой температуры входного газа и большого располагаемого перепада давления реализована предельно упрощённая схема подготовки газа без редуцирования холода: товарный газ поступает в МГ с температурой, равной температуре в концевом сепараторе.

Выделенный в первичном сепараторе С-102 конденсат нагревают в подогревателе П-1 до температуры 95оС, дросселируют и подают в сепаратор С-101(1), работающий под давлением 1,1…1,2 МПа. Конденсат после С-101 дросселируют и подают в дегазатор Е-101, работающий под небольшим избыточным давлением. Газ из Е-101 направляют на факел, а конденсат — через трап — в резервуар РВС-2, где он окончательно стабилизируется при температуре окружающей среды и атмосферном давлении.

ВМР, выделенный во входном сепараторе С-102, поступает в ёмкость дегазации Е-103, частично дегазируется и далее направляется в резервуарный парк.

Аналогичные стадии проходит конденсат из низкотемпературного сепаратора С-103: нагрев в подогревателе до 65^оС, дегазация в сепараторе С-101(2) под давлением 1,1 МПа, выветривание в ёмкости Е-102 и окончательная стабилизация в резервуаре РВС-2.

Стабильный конденсат из РВС-2 подают на установку переработки газового конденсата (УПГК). Газ из промежуточных дегазаторов С-101 охлаждают в воздушных холодильниках ВХ-1. В результате охлаждения происходит конденсация углеводородов (ШФЛУ), которые отделяют в сепараторе С-3. ШФЛУ с содержанием ПБФ до 20% поступает на установку извлечения пропанобутановой фракции, а отбензиненный газ — местному потребителю.

3.3 Переработка газа

Нестабильный газовый конденсат, поступающий с установки комплексной подготовки газа, передается на установку по переработке газового конденсата, которая предназначена для получения компонента моторных топлив (низкооктановой бензиновой фракции) и топочного котельного топлива путем атмосферной перегонки газоконденсатного сырья. Бензиновая фракция не является конечным продуктом и используется как основа для приготовления товарных неэтилированных автобензинов марки Нормаль-80 и А-76. Топочное котельное топливо является конечным продуктом и в дальнейшем используется стационарными котельными установками малой производительности.

Основной объем выпуска стабильного конденсата (55%) используется предприятиям ГУП Жилищно-коммунального хозяйства Республики Саха (Якутия) для выработки тепловой энергии.

3.4 Транспортировка газа

Запасы природного газа по категории С1 составляют 164,6 млрд. куб. м. В настоящее время природный газ подается со Средневилюйского месторождения в г. Якутск по двухниточному газопроводу общей протяженностью 936 км (по трассе 466 км). Проектная производительность системы составляет 4,2 млн. куб. м в сутки. Добыча природного газа с месторождения — 1,3 млрд. куб. м. К 2000 г. планируется добыть около 2 млрд. куб. м.

Основные виды выпускаемой продукции: природный газ, топливо котельное газоконденсатное, бензин стабильный газовый, сжиженный природный газ, нефть. Основные потребители — АК «Якутскэнерго» (г. Якутск), АК «Алмазы России-Саха» (г. мирный), АО «Ленагаз» (г. Якутск), предприятия Вилюйского и Кобякского улусов.

4. Планирование и проведение геолого-технических мероприятий

4.1 Буровые работы

газ конденсат бурение скважина В основном, пробуренные на Средневилюйском ГКМ эксплуатационные скважины имели следующую конструкцию:

— удлиненное направление диаметром 426 мм спускалось на глубину 50 метров для перекрытия четвертичных отложений, сложенных рыхлыми неустойчивыми породами и плывунами, приуроченными к межмерзлотным таликам, цементировалось до устья;

— кондуктор диаметром 324 мм спускался на глубину 600 метров для перекрытия зоны многолетнемерзлых пород, склонных при расщеплении к интенсивным обвалам стенок скважины и кавернообразованию, цементировался до устья;

— промежуточная колонна диаметром 244,5 мм спускалась на глубину 1500 метров для перекрытия поглощающих горизонтов верхней юры, интервалов кавернообразования, приуроченных к пластам углей и аргиллитов, а также перекрытия продуктивных горизонтов нижней юры, цементировалась до устья;

— эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм (146 мм) спускалась на глубину 2600 метров для перекрытия проницаемых пластов в разрезе скважины и эксплуатации продуктивного горизонта Т1-lll нижнего триаса, цементировалась в две ступени до устья.

Основной проблемой при бурении скважин на Средневилюйском ГКМ являлось наличие в разрезе скважин интервалов, характеризующихся низкими пластовыми давлениями и интенсивным поглощением буровых и тампонажных растворов. С наличием этой проблемы были связаны существенные недоподъемы цемента при цементировании обсадных колонн на первых разведочных скважинах, пробуренных на данной площади. В дальнейшем для повышения качества цементирования были использованы: управляемая гидродинамическая кольматация проницаемых интервалов, тампонажные растворы с добавками вспученного вермикулита; двухступенчатое цементирование эксплуатационных, а в ряде случаев и промежуточных обсадных колонн. Все это позволило обеспечить подъем цемента до устья скважины.

При бурении эксплуатационных скважин использовался роторный способ бурения. Основные особенности использованной на эксплуатационных скважинах технологии бурения приведены ниже.

Бурение под удлиненное направление велось роторным способом трехшарошечными долотами для средних пород диаметром 490 мм с центральной промывкой.

Бурение подкондуктор велось роторным способом трехшарошечными долотами для мягких и средних пород диаметром 393,7 мм с центральной промывкой.

Для промывки использовался глинистый буровой раствор, приготовленный из бентонитовой глины. Буровой раствор обрабатывался кальцинированной содой, гипаном, УЩР и имел следующие параметры: плотность — 1120…1140 кг/м3; условная вязкость — 60…70 сек; водоотдача — до 8 смЗ/30 мин; СНС — 35/50 дПа; Содержание песка — до 2%; РН — 8…9. Бурение под промежуточную колонну велось роторным способом трехшарошечными гидромониторными долотами для средних пород диаметром 295,3 мм с центральной промывкой.

Бурение под эксплуатационную колонну велось роторным способом трехшарошечными гидромониторными долотами для средних пород диаметром 215,9 мм. Бурение с отбором керна велось роторным способом с использованием керноотборного снаряда «Недра» бурильными головками диаметром 212,7 мм для твердо-крепких пород.

Из опыта бурения скважин на Средневилюйском ГКМ установлены следующие основные зоны возможных осложнений:

* обвалы стенок скважины, связанные с расщеплением многолетнемерзлых пород в верхней части разреза;

* осыпание углей в интервалах отложений верхней юры;

* поглощения бурового раствора в проницаемых интервалах юрских и триасовых отложений;

* разбухание глин и аргиллитов при бурении в юрских и триасовых отложениях;

* возможные газопроявления при бурении в юрских и триасовых отложениях.

4.2 Геофизические исследования

Геофизические исследования скважин проводила специализированная геофизическая экспедиция (партия), базировавшаяся непосредственно в п. Кысыл-Сыр с 1963 года. При подсчете запасов в 1970 году комплекс ГИС в продуктивных горизонтах Т1-III и T1-II включал в себя:

— в масштабе 1: 500 — стандартный каротаж (ПС и КС), РК (ГК и НГК), кавернометрию;

— в масштабе 1: 200 — БКЗ с 5−6 последовательными градиент-зондами с ПС, боковой каротаж (БК), микрозонды (МКЗ), каверномер, РК (ГК и НГК).

В 70х годах для газоконденсатных месторождений Вилюйской синеклизы был разработан обязательный комплекс ГИС, включающий в себя кроме вышеперечисленных методов еще и индукционный (ИК), акустический (АК), боковой микрокаротаж (БМК). Контроль за качеством цементажа обсадных колонн осуществлялся путем регистрации диаграмм акустической цементометрии (АКЦ). Перфорация эксплуатационных колонн проводилась перфораторами ПК-103, ПКС-105 и (редко) ПКС-89.

Условия проведения исследований:

— t до 56^оС;

— диапазон изменения плотности бурового раствора 1,15−1,25 г/см³;

— диапазон изменения сопротивлений бурового раствора в продуктивном интервале различных скважин 0,7−2,8 Ом;

— буровые растворы в основном пресные, глинистые.

Схема обработки материалов ГИС включает в себя следующие операции:

— корреляцию горизонтов T1-II-III в разрезах скважин;

— выделение пластов, характеризующихся качественными признаками коллектора;

— определение коэффициентов пористости, сравнение их с критическим значением Кп и окончательная разбраковка выделенных пластов на «коллекторы» и «неколлекторы» на уровне количественного критерия (выделение эффективных толщин);

— определение удельных сопротивлений пластов-коллекторов, расчет удельных сопротивлений тех же пластов при 100% заполнении их порового пространства пластовой водой и расчет коэффициента увеличения сопротивлений Рн;

— разделение пластов-коллекторов на продуктивные и водоносные путем сравнения расчетного Рн с критическим значением этого параметра (выделение эффективных газонасыщенных толщин);

— расчет Кг продуктивных пластов.

Качественное выделение пластов-коллекторов выполнялось по данным микрозондов (МКЗ), кавернометрии (KB). Потенциальные пласты-коллекторы с гранулярным типом пористости в горизонтах T1-III-II характеризуются проникновением в них фильтрата бурового раствора с образованием глинистой корки на стенках скважин. Наличие глинистой корки достаточно четко фиксируется на диаграммах микрозондов и кавернометрии. Одновременно потенциальные пласты-коллекторы характеризуются отрицательными относительно линии глин аномалиями ПС.

Определение коэффициента пористости. В предыдущем Подсчете запасов 1970 года из-за ограниченного комплекса ГИС пористость для горизонтов T1-III-II определялась только по удельному сопротивлению зоны проникновения с использованием зависимости Рп = f (Кп) c уравнением регрессии Рп = 1,003/Кп 1,976.

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Охрана окружающей среды

Принципы и правовые средства обеспечения безопасности окружающей среды при разработке месторождения включают:

охрану почв, земель, водных и водно-болотных объектов, растительного и животного мира;

сохранение источников питьевой воды и вопросы питьевого водоснабжения;

сохранение биологического разнообразия;

защиту человека и окружающей природной среды от вредного воздействия факторов техногенного характера;

вопросы собственности на природные объекты (природно-территориальные комплексы, играющие средообразующую роль, и другие ценные природные объекты), в том числе используемые в качестве природных ресурсов, которые являются достоянием настоящих и будущих поколений;

экономический механизм охраны окружающей природной среды, в том числе введение системы экологических фондов, финансирование мероприятий по решению природоохранных проблем, вопросы возмещения причиненного окружающей природной среде вреда, систему штрафов за экологические правонарушения и пр.;

комплексное управление в области охраны окружающей природной среды;

государственный контроль и надзор в области охраны окружающей природной среды, в т. ч. санитарно-эпидемиологический надзор, и др.;

оценку воздействия намечаемой хозяйственной деятельности на окружающую природную среду;

требования органов местного самоуправления и основного природопользователя, возникающие при подготовке и проведении оценки воздействия объекта на окружающую природную среду;

экологическую сертификацию;

экологическое страхование;

экологический аудит;

лицензирование отдельных видов деятельности в области охраны окружающей природной среды;

ответственность за экологические правонарушения;

выполнение обязательств Российской Федерации по международным договорам и соглашениям;

экологические образование и культуру;

информационное взаимодействие органов государственной власти различного уровня, юридических и физических лиц.

Обеспечение экологической безопасности при осуществлении хозяйственной деятельности базируется на соблюдении Российского законодательства и требований экологических нормативов и стандартов, регламентирующих отношения в сфере охраны и использования природных ресурсов, а также обеспечения безопасности обслуживающего персонала и населения от возможных вредных воздействий, связанных с разработкой и эксплуатацией месторождения.

Правовые основы экологической политики при разработке проектных решений базируются на основных положениях политики ОАО «Газпром» в области охраны окружающей природной среды, безопасности и здоровья работников на производстве (постановление Правления ОАО «Газпром» от 20.04.2000 г. № 14) и включают следующие направления экологической деятельности:

соответствие законам, государственным и отраслевым нормативно-методическим документам в области охраны окружающей природной среды;

сохранение природной среды в зоне размещения объектов газовой промышленности, разумное и рациональное использование природных ресурсов;

обеспечение промышленной экологической безопасности строительства и эксплуатации объектов добычи, транспорта, переработки и хранения углеводородного сырья;

обеспечение безопасности труда и сохранения здоровья работников отрасли;

участие в обеспечении экологической безопасности регионов, в которых размещены объекты газовой промышленности.

Основным отраслевым правовым механизмом природоохранной деятельности является система нормирования природопользования, базирующаяся на внедрении конкретных природоохранных норм, стандартов, правил и программ, обеспечивающих выполнение природоохранного законодательства. Нормирование природопользования в отрасли осуществляется установлением предельно допустимых антропогенных воздействий на компоненты окружающей природной среды, обеспечивающих охрану окружающей среды и здоровье человека, сохранение генетического фонда, рациональное использование природных ресурсов.

В число обязательств природопользователя входят:

обязательство ведения работ в соответствии с проектом, под авторским надзором Проектировщика, недопущение несанкционированных Министерством природных ресурсов Российской Федерации (далее — МПР России) отклонений от проекта;

замены оборудования, машин и приборов, по мере выбытия по причине физического и морального старения, на более экологически совершенные;

соблюдения полос отвода при строительстве и эксплуатации промысла, выплаты штрафов за экологические нарушения;

недопущения к производству работ подрядчиков и субподрядчиков, не прошедших аккредитацию в Администрации, не имеющих экологического паспорта;

ведения ведомственного контроля (мониторинга) состояния окружающей среды, своевременного обнаружения и ликвидации аварий, разливов, утечек углеводородов и химреагентов, рекультивации нарушенных земель, выплаты штрафов, предупреждения о всех случаях территориального органа МПР России и местной Администрации;

регламентация правил экологического поведения работников, применения санкций за браконьерство, ввоз собак, бесконтрольный разъезд транспорта вне дорог и т. д., включения этих правил в трудовой договор с работниками;

экологической подготовки и переподготовки персонала, назначения лиц, ответственных за экологическую безопасность объектов;

создания рабочих мест за счет приоритетного приема местных кадров, в первую очередь лиц, потерявших доходы ввиду прекращения традиционных промыслов в связи с реализацией проекта;

полной рекультивации участков, нарушенных после закрытия промысла;

представления всей имеющейся экологической информации по запросам Администрации, органа местного самоуправления, МПР России, обеспечение возможности проведения инспекций.

В число обязательств Администрации входят:

сдача в аренду или на других условиях участков для создания приписных охотничьих хозяйств, выделение участков рек и озер для промыслового и любительского рыболовства, резервирование лимитов на отлов рыб ценных пород и лицензий на отстрел промысловых животных, выделение участков для строительства активного и пассивного отдыха (рекреации) персонала предприятия-заказчика и привлекаемых им подрядных организаций;

представление в пользование Заказчику услуг инфраструктуры (транспортных сооружений, системы энергои теплоснабжения и пр.) на пионерном этапе развития промысла;

снабжение Заказчика местной продукцией, в первую очередь рыбного и охотничьего промысла и т. п.

Представительный местный орган власти утверждает договор на комплексное природопользование и, при необходимости, принимает решение о проведении местного референдума и общественной экологической экспертизы. Представительный орган территории в лице депутатов вправе контролировать экологическое состояние месторождения, соблюдение проектных решений и прочие вопросы путем запросов экологической информации и проведения депутатских инспекций, организуемых по собственной инициативе или по запросам общественности. Общественность участвует в решении экологических вопросов разработки месторождения через создание инициативных групп, общественных экологических организаций и через выборные (представительные) органы власти.

Предприятие-природопользователь и привлекаемые им подрядные организации обязаны обеспечить беспрепятственный доступ на объекты и к экологической документации депутатов, представителей общественных организаций и работников местной Администрации. Местная Администрация принимает, а представительный орган, при необходимости, утверждает нормативные акты, действующие в пределах подведомственной им территории, обязательные для выполнения всеми природопользователями. Нормативная база природоохранной деятельности включает в себя: законы, постановления, нормативные и инструктивно-методические акты органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации; государственные стандарты, строительные нормы и правила, строительные нормы, санитарные правила и нормы; нормативно-методическую документацию по отдельным аспектам природоохранной деятельности федерального и регионального значения.

5.2 Охрана труда

Основным принципом политики ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» в области охраны труда является признание и обеспечение приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам производственной деятельности.

В ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» установлена единая система организации управления охраной труда с учетом функции отдельных структурных подразделений и субъектов управления при реализации нормативно-правовых актов Российской Федерации в части охраны труда.

Непосредственное управление охраной труда в филиалах и их подразделениях осуществляют соответствующие руководители, в соответствии с Трудовым Кодексом Российской Федерации, Уставом ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания», положениями о структурных подразделениях и должностными инструкциями.

Затраты по промышленной безопасности и охране труда в ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» в 2007 году составили 4.038 миллионов рублей, в 2008 году — 7.493 миллионов рублей. Предполагается в 2009 году, согласно уточненному, после первого полугодия 2009 г., плану, затраты по промышленной безопасности и охране труда довести до 8.2 миллионов рублей.

Основной задачей в области охраны труда является безусловное выполнение мероприятий, направленных на приведение условно-аттестованных рабочих мест в соответствие нормативным требованиям по охране труда.

6. Инвестиционная программа

Природный газ является основным сырьевым источником, обеспечивающим выработку электрической и тепловой энергии в Центральном промышленном регионе Республики Саха (Якутия). При этом все мы понимаем, насколько зависит от бесперебойности газоснабжения жизнедеятельность, как всей республики, так и каждого ее жителя.

Реализация инвестиционной программы позволит решить Компании такие проблемы как высокую изношенность технологического и технического оборудования, предельные нагрузки на него в зимнее время, несоответствие установленного на промыслах технологического оборудования климатическим условиям эксплуатации и т. д.

Основные задачи, которые обозначает в инвестиционной программе — это обеспечение рационального, эффективного и безопасного использования природных ресурсов республики, повышение качества природного газа и обеспечение его бесперебойной поставки в магистральные газопроводы, модернизация промысла, создание резерва мощностей по добыче природного газа.

Согласно инвестиционной программе возможности по добыче на период пиковых нагрузок могут составить до 12,6 миллионов кубических метров газа в сутки, фонд действующих скважин увеличится до 42 единиц, возрастут объемы и ассортимент переработки газа и газового конденсата. Помимо этого, будет сформирован резерв добычных возможностей для реализации Программ газификации населенных пунктов Центрального региона Республики и строительства перспективных, крупных перерабатывающих комплексов; появятся возможности для развития и расширения сети перерабатывающих предприятий сельскохозяйственной продукции; будет сведен к минимуму уровень аварийности на объектах газоснабжения; повысится экологическая и промышленная безопасность производства; стабилизируется финансовое состояние Компании и увеличатся налоговые поступления в бюджеты всех уровней.

Таблица 3.

Заключение

В результате производственной практики изучили производственную деятельность газоконденсатодобывающего предприятия ОАО «ЯТЭК» и получили навыки работы в производственном коллективе. Рассмотрели основные принципы и технологии, используемые в этих отраслях промышленности.

На сегодняшний день ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» — единственный производитель наиболее востребованных моторных топлив в Якутии. При этом, топливо, производимое ЯТЭК, на 10% дешевле завозного, поскольку исключает высокую транспортную составляющую. Дизельное топливо ЯТЭК соответствует международным экологическим стандартам малосернистого дизельного топлива Евро-3. Оно изготавливается из газового конденсата с использованием присадок «СуперЦетан» и «СуперХолод», не содержащих железо. Поставка стабильного газового конденсата осуществляется для нужд отрасли ЖКХ Республики Саха (Якутия) на выработку тепловой энергии.

Главная задача «ЯТЭК» бесперебойное и безаварийное снабжение газом центральной Якутии.

Средневилюйское ГКМ является базовым месторождением республики САХА" (Якутия) и предназначено исключительно для снабжения газом Центрального промышленного региона и г. Якутск.

Территорию месторождения пересекает почти в меридиональном направлении р. Вилюй, которая разделяет месторождение на две части: левобережную и правобережную. Основные запасы газа сосредоточены в трех залежах нижнего триаса, представленного терригенным комплексом (песчаниками и алевролитами).

Использованная литература

1. Материалы, выданные предприятием ОАО «ЯТЭК».

2. Перемышцев Ю. А. Отчет о научно-исследовательской работе «Уточненный проект разработки Средневилюйского ГКМ».

3. Гриценко А. И., Алиев З. С. Руководство по исследованию скважин. — М.: НАУКА, 1995. — 524 с.

4. Мстиславская Л. П. Основы нефтегазового дела. Учебник.? М.: Центр ЛитНефтеГаз, 2010. — 256 с.

5. Милосердова Л. В. Геология, поиск и разведка нефти и газа: Учеб. пособие. — М.: МАКС Пресс, 2007. — 320 с.