PickPickPick Пятница, 29.03.2024, 08:18
Приветствую Вас Гость | RSS
Монтаж устройств газоснабжения
Главная | | Регистрация | Вход
Меню сайта

Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Форма входа

Главная » 2019 » Май » 7 » Потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении составляет 5-8 млрд куб м
20:10
Потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении составляет 5-8 млрд куб м

Потенциал добычи туронского газа на Южно-Русском месторождении, по предварительным оценкам, составляет от 5-6 миллиардов до 8 миллиардов кубометров в год, говорится в журнале “Газпром” .

“Уточняться этот показатель будет по результатам опытно-промышленной эксплуатации скважины №174, а запасы туронских залежей – по итогам доразведки лицензионного участка”, – говорится в журнале.

В этом году на месторождении будут проведены сейсморазведочные работы 3D в объеме 500 квадратных километров, а с 2014 года планируется начать разведочное бурение, в ходе которого в течение нескольких лет предполагается построить 6-8 скважин. Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе (лицензия принадлежит ОАО “Севернефтегазпром” – совместному предприятию “Газпрома”, а также немецких E.ON Ruhrgas и Wintershall), запущено в промышленную эксплуатацию еще в конце 2007 года и уже в 2009 году выведено на проектную мощность по добыче 25 миллиардов кубометров газа в год. Как сообщалось ранее, это месторождение было определено в качестве основы ресурсной базы экспортного газопровода “Северный поток” – прежде всего благодаря запасам газа, которые оцениваются более чем в 1 триллион кубометров. ”Правда, до последнего времени только две трети этого объема относили к категории активных запасов – это сеноманские залежи, которые, собственно, и введены в разработку. Значительная доля запасов газа приурочена к туронским пластам, опыта разработки которых в нашей стране просто не было.

По ряду причин (низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта, проницаемость и газонасыщенность, отсутствие технологии добычи) турон оставался вне внимания бизнеса (институтов и специалистов-разработчиков). И поэтому, хотя туронские залежи и причислялись к промышленно значимым, они являлись таковыми лишь условно”, – говорится в журнале. Туронские пласты располагаются выше сеноманских, на глубине примерно 800-850 метров. Находящийся здесь газ по составу практически идентичен сеноманскому – метана в нем около 85-95% и нет тяжелых примесей. Хотя эти пласты слабо изучены, известно, что они могут содержать залежи газа, сопоставимые по объему с очень крупными и даже гигантскими месторождениями сеномана. Запасы туронского газа Южно-Русского месторождения оцениваются как минимум в 300 миллиардов кубометров, а, например, Харампурского (также расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, лицензия принадлежит дочернему предприятию “Роснефти” – ООО “РН-Пурнефтегаз”) – свыше 800 миллиардов кубометров. Сосредоточенные в туроне запасы оказались трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане. Так, сеноманский коллектор представляет собой спрессованный под большим давлением песчаник, что и определяет высокую газоотдачу пласта. Туронский – тоже песчаник, но со значительными примесями плотных пород, глин, алевролитов, которые серьезно снижают коллекторские свойства пласта, затрудняют движение газа, поэтому притоки газа незначительны. И его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10-18 тысяч кубометров в сутки – а это ниже уровня рентабельности.

Заместитель гендиректора – главный геолог ОАО “Севернефтегазпром” Александр Дорофеев отметил, что когда компания только начала заниматься туроном, предполагали даже, что это сеноманский газ, который перетек в другие пласты под воздействием тектонических нарушений. “Но, изучив состав сырья и условия его залегания, определили, что это самостоятельные залежи, требующие соответствующего подхода в рамках программ разведки и освоения. Думаю, что сегодня, с учетом полученного нами опыта, нужно обращать значительно больше внимания на пласты, располагающиеся выше сеномана, – прежде всего в Западной Сибири, в районе уже разрабатываемых месторождений”, – сказал он. По проекту разработки Южно-Русского месторождения предполагалось, что широкомасштабное освоение туронских залежей должно стартовать не ранее 2023-2025 годов. Однако задача снабжения сырьем газопровода “Северный поток” заставила значительно раньше искать решения по освоению и разработке туронских залежей месторождения. Около двух лет назад был начат активный поиск технологий, выполнено экономическое обоснование и сформировано технического задание на бурение экспериментальной туронской скважины №174. Строительство скважины завершилось в мае 2011 года – тогда же на Южно-Русском был получен первый туронский газ, а в начале декабря ее подключили к действующей на промысле газосборной сети. Дебит скважины превышает проектный уровень – 200 тысяч кубометров в сутки. Затраты на ее строительство и эксплуатацию не сильно отличаются от себестоимости расположенных здесь сеноманских скважин, так как она пробурена на готовом основании действующего куста, где уже создана вся необходимая промысловая инфраструктура. Пока скважина №174 работает в экспериментальном режиме, а окончательные выводы относительно эффективности выбранного способа вскрытия туронского пласта должны быть сделаны до конца 2012 года. Но значительная часть данных по скважине уже получена – на ее основе “Севернефтегазпром” и ТюменНИИгипрогаз готовят технологическую схему полномасштабной разработки туронских залежей Южно-Русского месторождения.

Советник генерального директора ООО “ТюменНИИгипрогаз” по разработке газовых месторождений Алексей Лапердин считает проблемой то, что турон удален от рынков сбыта и разработка исключительно этих пластов – отдельно от сеноманских – может оказаться нерентабельной. Впрочем, возможности полномасштабного освоения собственно турона пока не рассматриваются – в “Газпроме” считают более правильным начать его разработку в рамках уже действующих проектов добычи сеноманского газа, используя для этого имеющуюся инфраструктуру. Лицензия ОАО “Севернефтегазпром” на геологическое изучение и добычу углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр действует до 2043 года. По проекту разработки туронские залежи предполагалось ввести в эксплуатацию после 2025 года. Но теперь эти сроки могут быть пересмотрены в сторону сокращения. Любое месторождение проходит три фазы освоения: активная разработка и интенсивный рост объемов отбора сырья; выход на “полку” и стабилизация уровня производства на максимальном уровне; переход в стадию падающей добычи и, в самом конце, консервация. Вывод на “полку” сеноманских залежей Южно-Русского месторождения состоялся в 2009 году, а удерживать достигнутый уровень производства в 25 миллиардов кубометров газа, по предварительным расчетам, удастся около 8-10 лет. Затем пластовое давление, а вместе с ним и добыча постепенно начнут падать.

Однако сроки максимальных объемов производства могут быть значительно увеличены за счет поэтапного ввода в эксплуатацию туронских залежей, что, собственно, и предполагается сделать. Замещение высвобождающихся объемов сеноманского газа туронским позволит дольше использовать действующие мощности Южно-Русского, которые рассчитаны на добычу и поставку в ЕСГ 25 миллиардов кубометров. Наличие и использование готовой инфраструктуры повысит рентабельность разработки туронских залежей. Первый заместитель генерального директора – главный инженер ОАО “Севернефтегазпром” Анатолий Сорокин отметил, что в ближайшее время предприятие сможет перевести предварительно оцененные запасы газа категории С2 (прогнозные) в С1 – разведанные и готовые к промышленному освоению. Появление эффективной технологии их разработки позволяет это сделать и другим добычным предприятиям “Газпрома”. ”Учитывая, что туронскими пластами в России еще никто всерьез не занимался, мы можем ожидать весьма значительного прироста объема разведанных запасов газа не только на нашем месторождении, но и на других перспективных участках. Наш опыт позволит вдохнуть вторую жизнь во многие месторождения ЯНАО”, – считает Сорокин. Интерес к туронским залежам проявляют “Газпром добыча Ноябрьск”, “Газпром добыча Ямбург” и “Роснефть”. В этом нет ничего удивительного – только в Западной Сибири можно насчитать более двух десятков месторождений, в недрах которых выявлены туронские и сенонские залежи газа, суммарные запасы которых оцениваются как минимум в 3 триллиона кубометров (сенонские отложения аналогичны туронским, располагаются на глубине 720-770 метров). Причем после детального изучения в регионе сенон-туронских пластов цифра эта может увеличиться в разы. За пределами России следы туронского газа пока не обнаружены, хотя месторождения, схожие с Южно-Русским по строению и условиям разработки, существуют.

Просмотров: 255 | Добавил: ramides1983 | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Поиск

Календарь

Архив записей

Друзья сайта
  • Официальный блог
  • Сообщество uCoz
  • FAQ по системе
  • Инструкции для uCoz


  • Copyright MyCorp © 2024Сделать бесплатный сайт с uCoz