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.
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.
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].
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.
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.
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
- 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.
- 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.
- Патент № 2386808 (РФ). «Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным окончанием ствола» / Андреев О.П., Зинченко И.А., Кирсанов С.А.
- Патент № 2255218 (РФ). «Способ экспрессного определения влагосодержания в продукции газовых скважин» / Шапченко М.М., Кирсанов С.А., Варламов В.П., Жигалин В.А.
- 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.
- Патент № 2354823 (РФ). «Комбинированный способ определения влагосодержания продукции газовых скважин и устройство для его осуществления» / Кирсанов С.А., Зинченко И.А.
- Патент № 2307927 (РФ). «Способ контроля разработки газового месторождения» / Андреев О.П., Зинченко И.А., Моисеев Ю.Ф., Кривицкий Г.Е., Безматерных Е.Ф.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
Автор: О.П. Андреев, А.К. Арабский, О.Б. Арно, С.А. Кирсанов
