Месторождения высоковязкой нефти занимают все больше места в структуре мировых запасов и в дальнейшем будут считаться главным источником углеводородов для будущих поколений. Дальновидные компании уже сейчас вкладывают значительные средства в проекты по добыче такого сырья. Например, ЛУКОЙЛ в 2018 году на 25% увеличил добычу высоковязкой нефти на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Новые технологические проекты, в том числе модернизация уникальных для России нефтяных шахт Ярегского месторождения, открывают дорогу к освоению территорий с общими остаточными запасами категории А + В1 почти 300 млн тонн.
Технологии пароциклическй обработки позволяют ЛУКОЙЛу эффективно осваивать залежи тяжелой нефти
Фото: Лукойл
Нежданная нефть
Вообще-то в районе Ухты на так называемой «линии Стрижова» в 1932 году искали газ. Но из первой пробуренной скважины №57 на поверхность с глубины около 200 м удалось поднять лишь насыщенный тяжелой нефтью песчаник, а заложенная позднее скважина №62 выдала на гора пару тонн вязкой нефти. Дальнейшее разведочное бурение подтвердило крайне низкую продуктивность традиционных способов добычи: за весь 1933 год было получено лишь 673 тонны нефти. Но несмотря на столь незначительные объемы, было принято решение о систематической разведке месторождения. Отчасти этому способствовали уникальные свойства ярегской нефти. Уже первые анализы показали, что она пригодна для производства незамерзающих топлив и масел. На дворе 30-е, время активного освоения Арктики...
В 1934 году запасы нефти в районе промысла №3 были оценены в 5 млн тонн. В то же время опытная разработка с поверхности с 1935 по 1944 год принесла всего около 38,5 тыс. тонн нефти. За это время на пробном участке площадью 43 га было пробурено 69 скважин, то есть каждая скважина дала в среднем по 500 тонн, а коэффициент извлечения нефти (КИН — соотношение объема добычи к общим запасам пласта) составил менее 0,02. Для сравнения — КИН ниже 0,1 считается «крайне низким», а средний коэффициент составляет 0,4.
Почти с самого начала для добычи нефти на Яреге начали пробовать шахтный метод — первая шахта из трех построенных была заложена в октябре 1937 года. Условия для этого были почти идеальными: неглубокое залегание, низкое пластовое давление и отсутствие попутного газа. Но даже при таком удачном сочетании объем необходимых средств оказался настолько велик, что потребовалась государственная оценка месторождения. Можно сказать, что тогда впервые проявилась уникальность Яреги — процедура госоценки в СССР до этого не проводилась.
Результаты, впрочем, долго были не слишком впечатляющими. За все время, пока разработка велась на «естественном» режиме (с 1939 по 1974 год), добыть удалось 7,5 млн тонн нефти. Ради этого было пробурено более 116 тыс. подземных скважин общим метражом 10,6 млн м, пройдено 650,5 км горных выработок. Средний коэффициент извлечения нефти еле дотянул до 0,04...
Подогрели, отобрали
Из-за низкой рентабельности на Яреге хотели уже поставить крест. Но в 1968 году начались опытные работы по тепловому воздействию на пласт, а в 1972 году термошахтная разработка начала применяться в промышленных масштабах. В основе метода лежит очевидное соображение: если нефть при низкой температуре слишком вязкая, нужно ее подогреть. Сказано — сделано. Через плотную сетку скважин в пласт с поверхности или из надпластовой галереи нагнетается перегретый пар с температурой 150–200°С. При этом образуется три температурные зоны. В зоне пара, непосредственно примыкающей к нагнетательной скважине, происходит первичная дистилляция нефти. Образовавшиеся легкие фракции вытесняются паром далее по пласту. В зоне горячего конденсата разогретая нефть, разбавленная легкими фракциями, вытесняется образовавшейся при остывании пара горячей водой. И, наконец, в зоне с начальной температурой, до которой не добралось воздействие пара, происходит дальнейшее вытеснение нефти из коллектора пластовой водой.
Непосредственно процесс добычи происходит под землей. В нижней части пласта прокладывается рабочая галерея. Из нее бурится множество горизонтальных и пологовосходящих добывающих скважин. Нефть, вытесняемая из пласта паром и водой, попадает в них, под действием силы тяжести стекает в рабочую галерею и уже оттуда насосом поднимается на поверхность. Далее ее путь ничем не отличается от судьбы нефти, добытой «традиционным» способом — она попадает на узел приема и подготовки, отделяется от воды и отправляется в нефтепровод.
Применение тепловых методов воздействия на пласт сразу же повысило КИН до 0,5–0,7. Но одновременно оно потребовало строительства и поддержания мощной и дорогостоящей наземной инфраструктуры, прежде всего множества паронагнетательных установок. И в 1990-е годы, когда цены на нефть упали, работы по проекту были остановлены.
Бурить всегда, бурить везде
Новый старт разработке Ярегского месторождения был дан в 2003 году, когда за нее взялось нефтешахтное управление «Яреганефть», входящее в структуру ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В 2015 году проект развития месторождения получил статус стратегического. И уже в 2017 году уровень добычи достиг 1 млн тонн в год, а в 2018 году — 1,6 млн тонн.
Залог успеха в нефтянке — много и хорошо бурить. По итогам 2018 года проходка в разведочном и эксплуатационном бурении на Яреге составила 23,3 тыс. м (7,6% от общей по «ЛУКОЙЛ-Коми»). При этом применяются самые современные и продвинутые технологии. В состав Ярегского месторождения входят собственно Ярегская, Лыаельская и Вежавожская площади (на последней добыча не ведется). Для разработки Ярегской площади в качестве основной используется подземно-поверхностная система термошахтной разработки — пар закачивается на границу блока, и тепловой фронт перемещается от нее к добывающей галерее.
Бурение подземных скважин производят с установки VLD-00833 Series 1000 Valley Longwall Engineering, способной пробить ствол протяженностью до 800 м в точно заданном направлении. Использовавшаяся до этого техника обеспечивала протяженность всего в 300 м. Станок австралийского производства изначально был предназначен для обустройства дегазационных и разведывательных скважин в угольных пластах, но в нефтяной шахте чувствует себя как дома. Именно после того, как в 2014 году эта установка начала работу, на Ярегской площади начался уверенный рост добычи.
Трудную нефть надо уметь извлекать уже сейчас
Ярегское месторождение — единственное в России, где промышленная добыча происходит шахтовым методом
Фото: Лукойл
На Лыаельской площади применяется технология SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage, термогравитационное дренирование пласта). Здесь скважины бурятся уже с поверхности. В зависимости от взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин SAGD бывает двух типов. При классическом способе оба ствола бурятся с одной кустовой площадки, причем нагнетательная скважина располагается выше добывающей примерно на 5 м. В нагнетательную подается пар с уже известным результатом, и нагретая нефть с легкими фракциями под воздействием силы тяжести опускается в горизонт добывающего ствола.
При реализации технологии встречного SAGD производится разбуривание блока с двух кустовых площадок, удаленных друг от друга в среднем на 1 км, в зависимости от длины горизонтальных участков скважин. С одной площадки производится бурение добывающих скважин, следом бурятся паронагнетательные скважины с таким расчетом, чтобы горизонтальное окончание паронагнетательной скважины располагалось непосредственно над горизонтальным окончанием эксплуатационной скважины. Расстояние между ними должно составлять также около 5 м при протяженности горизонтальных участков 1 км. Поэтому при бурении паронагнетательной скважины используется прибор, измеряющий магнитное поле и ориентирующий ствол относительно уже проложенной добывающей.
Еще одна проблема, которую приходится решать,— где брать огромные объемы пара для закачки в пласт (речь идет о сотнях тонн в час). Только в 2017 году в рамках первого этапа проекта развития Ярегского месторождения были введены в действие парогенераторы общей мощностью 575 т пара в час. Так, на Лыаельской завершилось строительство самого мощного и крупного из действующих подобных объектов в регионе — ПГУ «Лыаель» мощностью 400 т пара в час, состоящего из четырех блочно-модульных парогенераторных установок (ПГУ). Каждая из них включает два паровых котла наружного исполнения производительностью 50 т пара в час и давлением 3,8 Мпа, которые обеспечивают паром паронагнетательные скважины Лыаельской площади.
Отложенные миллионы
На Ярегской площади в прошлом году в эксплуатацию был пущен комплекс парогазовых котлов, предназначенный для дальнейшего увеличения добычи в рамках реализации нового этапа разработки Ярегской площади. Комплекс суммарной мощностью 125 т пара в час позволяет добиться более высокого давления, чем действовавшая прежде котельная. Помимо этого, в строй вошла первая очередь парогенераторной установки «Север-расширение» мощностью 50 т пара в час. Ранее в рамках проекта «Ярега-1» были построены и запущены ПГУ «Центр» и «Север», где сейчас ведутся работы по увеличению мощности.
Чтобы произвести пар, нужно две вещи — вода и тепло. Первое обеспечивает уникальная для нашей страны водоподготовительная установка ВПУ-700 мощностью 700 кубометров в час. Она была запущена в промышленную эксплуатацию в 2017 году вместе с пунктом подготовки и сбора нефти (ППСН) «Ярега», с которым составляет единый производственный комплекс. На ППСН поступающую на поверхность нефтесодержащую жидкость разделяют на нефть и подтоварную воду, которая проходит несколько ступеней очистки и подается на выпарную установку. В процессе выпаривания образуется дистиллят и концентрированный раствор. Первый идет на парогенераторы, второй закачивается в отработанные скважины. Строительство ВПУ-700 не только дало ответ на вопрос, где брать такое количество воды, но и решило серьезную экологическую проблему очистки и сброса подтоварной воды. Тогда же, в 2017 году, заработал энергоцентр «Ярега» мощностью 75 МВт, снабжающий парогенерирующее хозяйство энергией.
Сейчас на очереди строительство объектов второго этапа. В апреле 2019 года на территории цеха по подготовке и перекачке нефти введены в строй два новых резервуара (РВС) входной группы. Возводятся технологический и буферный резервуары, насосная внутренней перекачки нефти и подтоварной воды, блок центробежных сепараторов, компрессорная. В течение двух лет здесь также планируется ввести в эксплуатацию ряд резервуаров, центробежные сепараторы, насосные блоки и другие объекты для подготовки нефти до товарных кондиций. Запуск новых объектов будет способствовать увеличению объемов подготовки нефти.