Новое яро-яхинское месторождение

Влияние добычи на окружающую природу

Строительство и эксплуатация месторождения негативно влияет:

• на атмосферу;
• водные ресурсы;
• промерзшие грунты;
• растительный покров;
• животный мир.

Во время работы месторождения атмосфера будет загрязняться выбросами от вентиляции, дымом выхлопных труб электрогенераторов, продуктами горения огневых регенераторов, факелов скважин и т. п.

Водные ресурсы будут загрязняться как промышленными отходами, так и бытовыми в виде сточных вод.

При строительстве или прокладке трубопроводов возможно оттаивание вечномерзлых грунтов, что может привести к их просадке.

Воздействие на растительный покров происходит как во время строительства, так и при эксплуатации месторождения. Возможно как механическое повреждение растительного покрова механизмами или транспортом, так и загрязнение, связанное с буровым раствором, производственными сточными водами или ГСМ.

«Газпром добыча Ямбург» стал экологом года. Впереди новые месторождения

По итогам регионального конкурса «Эколог года 2017» за работу «Обеспечение экологической безопасности ООО «Газпром добыча Ямбург» при освоении месторождений углеводородов» газодобывающему предприятию вручен диплом победителя. Его итоги подвели в рамках четвертого Ямальского экологического форума в Салехарде. Мероприятие организовал ученый совет автономного округа при поддержке правительства и Общественной палаты ЯНАО.

Как сообщили ИА «Север-Пресс» в службе по связям с общественностью и СМИ «Газпром добыча Ямбург», проект продемонстрировал членам жюри широкую палитру масштабной природоохранной деятельности газодобывающего предприятия, добывающего углеводороды на Крайнем Севере. Работая в условиях особых экологических обязательств, компания рационально использует природные ресурсы, следит за сохранением ранимой экосистемы и традиционного уклада жизни коренных жителей Ямала.

При освоении нефтегазоконденсатных месторождений проводят постоянный производственный экологический мониторинг, используют эффективные запатентованные природоохранные технологии. Благодаря этому компания снижает техногенное воздействие на окружающую среду.

Ежегодно снижается потребление топливно-энергетических ресурсов на собственные технологические нужды: за последние 4 года такие затраты газа уменьшились на 308 миллионов кубометров за счет поддержания энергоэффективности агрегатов, установок и оборудования.

Компания продолжает перевод техники на компримированный природный газ: газобаллонным оборудованием оснащены 287 единиц техники, что составляет 41 процент от всего парка эксплуатируемого автотранспорта. Полностью исключен сброс загрязненных сточных вод в природные объекты. В течение нескольких лет скважины строят без захоронения отходов бурения. С начала производственной деятельности рекультивировали более 22 тысяч гектаров тундры.

Планы предприятия предполагают дальнейшее движение на северо-восток с последовательным освоением акваториальных месторождений Обской и Тазовской губ — Каменномысское-море, Северо-Каменномысского, Обского, Чугорьяхинского, Антипаютинского и Тота-Яхинского. Решить поставленную задачу в «Газпром добыча Ямбург» планируют, минимизировав негативное воздействие на окружающую среду, реализовав принцип «нулевого» сброса отходов в море.

НАШ КАНАЛ В TELEGRAM

Месторождения Ямал

К одним из самых богатых залежей полезных ископаемых относится Русское и Новое месторождения Ямала. Где расположено около 32 месторождений основной земельной кладовой газа и нефти.

Среди них 26 находятся на земной поверхности, 4 в районе водной территории Обской кубы, и 2 месторождения в одном из крупнейших бассейнов северо-ледовитого океана Карского моря.

Данная территория находится на западной стороне Сибири, что относиться к северу РФ. На которых также имеется несколько крупных месторождений:

• Юрхаровское.
• Сузунское.
• Уренгойское.
• Мессояхское.
• Пякяхинское.
• Яро-Яхинское.
• Ярудейское
• Губкинское.
• Северо Губкинское.

В России добыча углеводородов производится в районе Ямало-Ненецкого автономного округа, что относится к Яро-Яхинскому месторождению. Находящиеся на расстояние 540 км от г. Салехард.

Недалеко от этого района также имеются такие месторождения, как Губкинское, открытое в Пуровском районе Тюменской области получившего свою известность уже в конце зимнего периода 1965 года.

Особо крупной станцией по добыче природного газа и нефти является Тазовский район, где расположено Юрхаровское месторождение находящееся в северо-западной стороне РФ. Именно здесь имеются самые глубокие скважины, глубина которых составляет не менее 200 метров ниже уровня земли. Откуда ежедневно добывается огромное количество полезных ископаемых с применением специализированной техники.

Производство зимников

Это связано с тем, что во время повышения температуры, проехать по глиняным дорогам бывает просто невозможно. Мессояхское транспортная компания занимается обустройством дорог, благодаря которым доехать до склада для хранения нефтепродуктов стало гораздо проще.

При транспортировке нефтепродуктов используются специальные контейнеры, которые позволяют хранить горючие смеси.

Именно они считаются самыми незаменимыми для транспортировки полезных ископаемых в период сильных заморозков.

Временная переправа также строится и в районе Мессояхского месторождения, оно находится неподалёку от Тазовского посёлка.

Преимущества жд перевозки жидких углеводородов

В связи, с развитием нефтедобывающей промышленности доставка грузов в 90% осуществляется в специальных крытых вагонах, имеющих крышу для предотвращения попадания атмосферных осадков.

Переправа по железной дороге, является на данный момент самым востребованным видом перевозок, по сравнению с автомобильными перевозками, где используется зимник Мессояхское или Пякяхинское зимник.

Так как посредством жд возможно осуществить переправу полезных ископаемых на довольно большие расстояния более чем 200 тыс км. Что очень удобно для крупных городов России, таких как Москва, Екатеринбург и Нижневартовск.

Газпром нефть осваивает Север

Извлекаемые запасы Новопортовского месторождения превышают 230 млн тонн нефти и 270 млрд куб. м газа. Газпром нефть планирует начать круглогодичную добычу сырья на месторождении в 2014 году. На первом этапе добыча на этом месторождении составит 400-500 тыс.

тонн нефти в год, а уже к 2018 году компания планирует выйти на максимальный уровень добычи — в 7,9 млн тонн в год. Весь проект опытно-промышленной эксплуатации Новопортовского месторождения Газпром нефть оценивает в 22 млрд руб., в 2012 году компания инвестирует в него около 8 млрд руб.

Газпром нефть сейчас активно ведет геолого-разведочные и опытно-промышленные работы на крупных месторождениях севера ЯНАО: Самбургском, Яро-Яхинском, Новопортовском и Мессояхской группе месторождений.

Мессояхская группа включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки. В настоящее время здесь пробурены 53 поисково-разведочные скважины.

Извлекаемые запасы нефти обоих месторождений составляют около 620 млн тонн, 1,2 трлн куб. м газа и 78 млн тонн конденсата. Максимальный уровень добычи углеводородов оценивается в 34 млн тонн н.э. в год.

Ввод в промышленную эксплуатацию первой очереди Самбургского месторождения состоялся в апреле 2012 года. Запасы природного газа на нем составляют 1263,7 млн баррелей н.э., запасы жидких углеводородов — 918,4 млн баррелей н.э. Плановые объемы добычи — 1,5 млн тонн нефти и 4 млрд куб. м газа в год.

Таким образом, реализация проекта по разработке Новопортовского месторождения, а также Самбургского, Яро-Яхинского и Мессояхских позволит компании увеличить свой ресурсный потенциал в районе полуострова Ямал и на севере ЯНАО, а также существенно нарастить объемы добычи углеводородного сырья.

Стратегией Газпром нефти до 2020 года предусмотрен рост добычи углеводородов на 100 млн тонн н.э., причем большая часть этого прироста ожидается благодаря перечисленным выше проектам в ЯНАО, а также проектам в Оренбургской области.

Кроме того, руководство Газпром нефти не отрицает возможности приобретения новых активов в ЯНАО: компания заинтересована в ресурсах углеводородов на полуостровах Ямал и Гыдан. Опыт, приобретенный в ходе реализации проектов по разработке Новопортовского и Мессояхских месторождений, поможет Газпром нефти в возможном дальнейшем освоении месторождений на территории Заполярного круга.

В ходе реализации проекта по разработке Новопортовского месторождения Газпром нефть также получит опыт в транспортировке нефти морским транспортом в тяжелых ледовых условиях, а также сможет создать инфраструктуру транспортировки нефти и газа, к которой впоследствии можно будет присоединить и другие проекты компании.

Рекомендация по акциям Газпром нефти — «держать».

Целевая цена — 151 руб.

Характеристики месторождения

Это месторождение расположено на севере Западной Сибири между реками Таз и Пур. Местность относится к району Крайнего Севера.

Лето короткое с температурами до +30 градусов. На территории месторождения много речушек, болот и озер, поверхность земли покрыта кустами, деревьями, мхом и лишайниками. Почва представляет собой вечномерзлые грунты, которые могут в летнее время оттаивать на 0,5–1,5 метра.

В соответствии с проектом скважины на месторождении должны буриться как одиночным, так и кустовым методом. Во втором случае с одного основания бурят от трех до семи скважин.

Сбор газа со скважин должен производиться с помощью газопровода, длина которого 270 км. Одновременно с трубой для получения

По проекту в центре месторождения располагается комплекс подготовки газа. Подготовленный газ по 20-километровым трубам подается в газопровод Заполярное – Уренгой.

Проектные расчеты показали, что производить переработку газоконденсата на месте неэффективно. Это связано с отсутствием людских ресурсов, необходимого оборудования и трудной транспортировкой продуктов переработки. Более целесообразно оказалось транспортировать конденсат по трубопроводу в районы, где уже имеются соответствующие установки.

Результаты бурения первых горизонтальных скважин

На 01.01.2018 г. на нефтяную оторочку пробурено 15 скважин. По результатам бурения первых ГС основной проблемой является высокая начальная обводненность. 

Для снижения рисков, связанных с высокой начальной обводненностью, принято решение о необходимости применения технологии MDT (модульный динамический испытатель пластов) при бурении основного ствола. После бурения транспортной секции скважин в утвержденном интервале проводки (3135–3137 м) и установки эксплуатационной колонны выполнялось бурение 150–200 м основного ствола по U-образной траектории. После этого в трех-четырех точках проводили замер MDT и отбор проб. На основании анализа данных MDT выбирался интервал проводки, позволяющий минимизировать обводненность и ГФ. 

Фактические данные о начальной обводненности, атакже результаты MDTдали возможность пересмотреть представления о строении переходной зоны между нефтяной оторочкой и подстилающей водой. На основании данных MDT в первом горизонтальном стволе скв. Y0323 между поверхностью ГНК и зеркалом свободной воды (ЗСВ) выделены три основные зоны: 

1) предельного насыщения (притоки чистой нефти); 

2) пониженного насыщения (смешанные притоки нефть+вода и вода+нефть); 

3) предельной водонасыщенности (притоки воды) (рис. 1). 

Рис. 1. Строение переходной зоны нефть – вода пласта БТ7-8

С учетом принятой концепции геологического строения пласта БТ7-8 на размер переходной зоны между ВНК и ЗСВ влияют три фактора: 

1)средние ФЕС каждого слоя над уровнем ЗСВ; 

2) структурный фактор; 

3) степень вторичных изменений (рис. 2). 

Рис. 2. Схема строения переходной зоны нефть – вода в пласте БТ7-8

Прогноз первых двух факторов в межскважинном пространстве сводится к задаче структурного и геологического моделирования, что при высокой плотности сетки разведочных скважин позволяет получать достаточно устойчивый результат. Прогноз степени вторичных изменений коллектора вмежскважинном пространстве с учетом невысокой охарактеризованности керном по площади пласта БТ7-8 сводится к задаче интерполяции. Очевидно, что устойчивость прогноза степени вторичных изменений коллектора по площади нефтяной оторочки значительно ниже. 

Для определения величины переходной зоны выполнен анализ результатов испытаний и данных MDT, выделена условная поверхность зоны предельной нефтенасыщенности. Толщина условной переходной зоны с учетом принятого уровня ЗСВ варьируется от 0 до 16 м. По керновым данным (капилляриметрии) высота переходной зоны изменяется от 2 м (при коэффициенте проницаемости kпр = 254,410-3 мкм2) до 17 м (kпр = 0,4610-3 мкм2). Выше выделенной поверхности сосредоточено более половины всех запасов нефти нефтяной оторочки. На рис. 3 приведена карта толщин зоны предельной нефтенасыщенности. Ее средняя толщина при бурении в 2018–2020 гг. составит 4 м.  

Рис. 3. Карта толщин зоны предельной нефтенасыщенности

Проведены сейсмические работы 3D

В настоящее время практически на всех значимых месторождениях Западной Сибири проведены сейсмические работы 3D, результаты которых показывают, что реальное геологическое строение залежей, во многих случаях, является намного более сложным, чем представлялось ранее, на стадиях разведки и, даже, первых этапах разработки. Объемная сейсморазведка дала принципиально новые возможности решения проблем геологического моделирования, одной из которых является проблема «наклонных контактов». Эта проблема в полной мере проявилась на Яро-Яхинском месторождении, где в скважинах отмечается перепад гипсометрического положения контактов газ-нефть (вода) до 13,0 м (пласт БТ₆), а водо-нефтяного контакта – до 30,0 м (пласт БТ₁₀). Ранее, при подсчете запасов по этому месторождению разное положение контактов представлялось даже не наклоном поверхностей ГНК и ВНК, а их сложной, малообъяснимой конфигурацией. Попытки решения этой проблемы традиционными методами, а именно: разделением единого резервуара на два и более самостоятельных, а так же конструирование неких геологических тел клиноформного типа на основе прослеживания тонких, не выдержанных по площади аргиллитовых или алевролитовых прослоев, выделяемых на разных стратиграфических уровнях в скважинах, успеха не принесли. Очевидным стал вывод, что адекватные геологические модели залежей могут быть построены только с использованием латеральных флюидоупоров, в качестве которых традиционно рассматриваются два типа экранов – литологические и тектонические. Поскольку залежи на месторождении содержатся в достаточно мощных резервуарах (по пласту БТ_7-8  до 60,0 и более м), выдержанных по площади и сложенных преимущественно песчаными породами, литологическое экранирование представляется маловероятным. В связи с этим нами рассмотрено влияние  тектонического фактора, как наиболее вероятного, определяющего распределение УВ в залежах.

Яро-Яхинское месторождение в тектоническом отношении приурочено к Яро-Яхинскому локальному поднятию, осложняющему одноименный структурный нос, расположенный в пределах восточного борта Нижнепурского мегапрогиба.

В процессе своего исторического развития территория, на которой находится  Яро-Яхинское локальное поднятие, претерпела сложные тектонические трансформации. Так, на современном структурном плане по отражающему горизонту А, отождествляемому с кровлей фундамента (рис.1),  Яро-Яхинское локальное поднятие не выражено, на его месте отмечается моноклинальный склон юго-западного простирания, осложненный небольшими террасами. В центральной части площади (район скважин 41,51,21,53,43) склон пересекается достаточно контрастным структурным погружением, которое отделяет южную приподнятую зону (район скважин 42,38,10,17) от небольшого локального поднятия в северной части площади работ (район скважин 49,52,44,57). Указанное структурное погружение обусловлено тектонической раздробленностью фундамента — наличием опущенных блоков, разделенных тектоническими разломами и образующих грабенообразную структуру. В осадочном чехле границы подвижных блоков фундамента отражаются зонами деструкции (дробления пород). Сказанное иллюстрируется композитными временными разрезами (рис. 2,3), на которых видны амплитудные дизьюнктивные нарушения, обусловившие блоковое строение фундамента и зоны деструкций в осадочной толще пород.

Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту А.Рис.2. Композитный временной разрез по линии скважин 38-56-30-1106-21-401-501-44-57.Рис.3. Фрагмент амплитудного куба в целевом интервале с наложением результатов Ant Tracking.

Возможные меры по ослаблению негативного влияния на экологию

В частности, предлагалось создать комплексную систему мониторинга. Эта система поможет оценить воздействие нежелательных факторов на атмосферу, воду, землю и ее покров, а также на животный мир.

Кроме того, должны быть осуществлены меры по защите природы:

1. Для уменьшения загрязнения воздуха, например, надо принять решения, улучшающие технологические процессы в части герметизации и горения факелов, автоматизации регулирования процессов.
2. Для уменьшения потребления водных ресурсов при гидравлических испытаниях применять воду повторно. Для уменьшения загрязнения водных ресурсов исключить сброс сточных вод, провести полную герметизацию процесса обработки газа и газового конденсата.
3. Для предупреждения оттаивания грунтов предлагается строительство производить в зимнее время, использовать теплоизоляцию для труб, транспортируемый газ охлаждать до отрицательной температуры.
4. Для предотвращения излишнего нарушения растительного покрова работы должны проводиться в пределах разрешенного участка, при прохождении трубопроводов через речки надо использовать балочное крепление, а после выполнения работ необходимо производить рекультивацию почвы.

Выполнение мероприятий по сохранению воздуха, воды, растительного мира позволяет надеяться на то, что и животный мир почувствует меньше неудобств от соседства с месторождением. Дополнительные меры для сохранения животного мира включают установку загородок, устройств для отпугивания животных.