Разработка "зеленой" цепи поставок природного газа предприятия ООО "Газпром добыча Ноябрьск"

2) Управление аварийно-восстановительных работ(УАВР)

Управление аварийно-восстановительных работ самое молодое подразделение вспомогательного производства ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Его история начинается с 1 апреля 2001 г. когда на базе ремонтно-механического, энергоэксплуатационного цехов и участка по ремонту технологических трубопроводов создается Ремонтно-эксплуатационное управление, в 2005 году реорганизованное в УАВР.

Но это история настоящего времени. А 30 лет назад - в 1977 г. в поселке Ново-Аганске был создан энергоэксплуатационный цех (ЭЭЦ) ГПУ «Вынгапургаз» под руководством Александра Ивановича Федченко. В 1978 г. ЭЭЦ перебазировался на место будущего Ноябрьска. В этом же году была запущена котельная и дизельная электростанция.

В марте 1987 года создается ремонтно-механический цех (РМЦ). Начинался он с двух станков, токарного и фрезерного. По приглашению начальника быстро растущего цеха Бориса Михайловича Ильяшенко мастером РМЦ переходит работать тогда машинист ДКС Вынгапуровского промысла, а ныне начальник УАВР Владимир Сергеевич Гавшин.

Сегодня в состав УАВР входят три цеха: по восстановлению технологического оборудования, по восстановлению коммуникаций производственных подразделений, по аварийному ремонту технологических трубопроводов, а также лаборатория неразрушающего контроля.

Профессионалы УАВР, владеющие сразу несколькими профессиями, всегда востребованы. Грамотный инженерно-технический корпус и «золотые руки» рабочих обеспечивают безаварийную работу ООО «Газпром добыча Ноябрьск». [15]

3) Управление по эксплуатации вахтовых поселков(УЭВП)

Начиная с 1977 года, со старта освоения Ноябрьского региона газовиками, управление пережило целый ряд реорганизаций и переименований. В разное время - ремонтно-строительный участок, ремонтно-хозяйственный цех, малое государственное предприятие, ремонтно-строительное управление. В январе 2007 г. на базе РСУ и Цеха по эксплуатации зданий и сооружений создано Управление по эксплуатации вахтовых поселков. Но костяк коллектива и замечательные традиции сохранились со времен первопроходцев до настоящего времени.

Основными задачами УЭВП являются текущий ремонт и обслуживание зданий и сооружений на промыслах и в подразделениях предприятия. С этими задачами успешно справляются квалифицированные работники двух цехов. Это их умелыми руками создаются комфортные условия для работы и отдыха работников Общества, выполняется ремонт зданий и сооружений жилого фонда, производственных объектов, объектов соцкультбыта и хозяйственного назначения.

Сегодня Управление имеет одну из лучших в Ноябрьске производственно-эксплуатационную базу. [15]

4) Управление материально-технического снабжения и комплектации(УМТСиК)

История управления материально-технического снабжения и комплектации своими корнями уходит в юбилей «Газпром добыча Ноябрьск». 31 мая 1977 года приказом № 273 была создана основная база ГПУ «Вынгапургаз» Всесоюзного производственного объединения «Тюменгазпром» в поселке Ново-АганскНижневартовского района Тюменской области.

В июле 1982 года организован Ноябрьский участок МТС и комплектации. А в ноябре 1997 г. в составе предприятия «Газпром добыча Ноябрьск» создано Управление МТС и комплектации.

В состав УМТСиК входят две отлично оборудованные базы материально - технического снабжения, расположенные в г. Ноябрьске и п. Пурпе. Основной задачей подразделения является обеспечение основного производства оборудованием, техникой, комплектующими и материалами.

Все большие стройки газовых промыслов «Газпром добыча Ноябрьск» стали возможны благодаря непосредственному участию коллектива УМТСиК. От гвоздей и спецодежды до негабаритных конструкций, которым предстоит воплотиться, например, в новуюДКС - всё проходит через специалистов УМТСиК. Опытные профессионалы управления, способные в оптимальные сроки обеспечить производство всем необходимым, всегда готовы к решению новых задач. [15]

5) Цех технологической связи

История цеха технологической связи ООО «Газпром добыча Ноябрьск» неразрывно связана с периодом освоения газовых кладовых Западной Сибири. 1 ноября 1978 года организован Вынгапуровский территориальный узел связи предприятия «Тюменгазсвязь».

В 1981 г. Вынгапуровский территориальный узел связи был расформирован, а на его базе организованы Цех связи Вынгапуровского газового промысла и Служба связи компрессорных станций, переданные в подчинение производственному отделу служебной связи и телемеханики предприятия «Сургутгазпром».

В 1997 году в составе предприятия «Газпром добыча Ноябрьск» создан цех технологической связи. Основной задачей цеха является обеспечение бесперебойной и безаварийной работы средств связи ООО «Газпром добыча Ноябрьск». И нужно отметить, что связисты НГД с поставленной задачей справляются блестяще. В случае необходимости они в любое время дня и ночи готовы прийти на помощь и незамедлительно наладить устойчивую телефонную связь.

В цехе технологической связи и сегодня трудятся ветераны производства, которые в первые годы освоения Вынгапуровского газового месторождения и строительства Ноябрьска мужественно преодолевали многочисленные трудности северного бытия: Л.П. Томачинская, В.П. Калайтанов, Л.П. Ерош, С.А. Лихачева, Т.М. Мельник, Г.М. Бушенкова, В.К. Вильхивский, О.М. Ткаченко, А.С. Козубенко, М.В. Заика, И.Н. Мамонтов и другие. [15]

6) Управление автоматизации, информатизации, телекоммуникаций и метрологии.

Управление автоматизации, информатизации, телекоммуникаций и метрологии (УАИТиМ) преобразовано из цеха телемеханики, автоматизации и КИП с 01 июля 2007 года. В своем прежнем качестве подразделение проработало почти 10 лет с ноября 1997 г. За это время развитие автоматизированных систем управления, информационных и телекоммуникационных технологий пошло далеко вперед, что повлекло за собой и структурные преобразования.

Сегодня в состав управления входят: центральная метрологическая лаборатория, отдел системного сопровождения автоматизированных систем управления технологическими процессами, отдел поддержки информационно-вычислительных ресурсов, отдел развития и поддержки корпоративной сети, отдел администрирования серверного оборудования и ПО, отдел прикладных информационно-управляющих систем, участок технического обслуживания и ремонта технических средств и программно-аппаратных средств автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Задачи перед сотрудниками управления стоят глобальные. Современное предприятие сегодня невозможно представить без автоматизированных систем управления технологическими процессами, производственно-хозяйственной и финансово-экономической деятельностью, развития сетевых и телекоммуникационных ресурсов, систем и средств защиты информации, Интернет и Интернет-технологий.

Молодой и дружный коллектив управления с этими и другими задачами справляется отлично. Каждый сотрудник «Газпром добыча Ноябрьск» знает к кому нужно обращаться в случае программных сбоев или неисправности вычислительной и оргтехники. Любая проблема специалистами управления решается оперативно и профессионально. А без высококвалифицированных специалистов центральной метрологической лаборатории, отметившей в 2007 году свой 20-летний юбилей, невозможна точная работа ни одного контрольно-измерительного прибора в подразделениях «Газпром добыча Ноябрьск».

7) Управление организации ремонта, реконструкции и строительства основных фондов (УОРРиСОФ)

История управления капитального строительства и обустройства неразрывно связана с началом освоения Вынгапуровского газового месторождения. В августе 1978 года начался набор кадров в отдел капитального строительства ГПУ «Вынгапургаз». В 1979 году в составе ОКСа уже работали проектно-сметная и производственная группы, а также группа комплектации.

В ноябре 1997 года в составе предприятия «Газпром добыча Ноябрьск» создано управления капитального строительства и обустройства на правах цеха с производственно-техническим, проектно-сметным отделами и отделом комплектации. Сегодня в состав УОРРиСОФ входят еще отделы: по обустройству месторождений, по землеустройству и планово-экономический.

Основными задачами УОРРиСОФ является организация строительства, реконструкции и обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию производственных мощностей, объектов жилищного и культурно-бытового назначения.

Выполнение этих задач на всех этапах строительства от проектирования до «красной ленточки» обеспечивают отличные специалисты. Грамотное планирование и подготовка строительных работ, выбор надежного подрядчика, контроль и технический надзор за строительством и монтажом оборудования, заказ на поставку всех видов технологического, транспортного и комплектующего оборудования - всё это обеспечивает своевременный ввод новых объектов в эксплуатацию. [15]

2.1.4 Перспективы развития ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Руководство ООО «Газпром добыча Ноябрьск» ставит перед собой цель - удерживать лидерские позиции среди передовых дочерних компаний ОАО «Газпром». Первоочередная задача перспективного развития производства - это наращивание сырьевой базы предприятия, работа ведется по нескольким направлениям:

· участие в аукционах на получение права пользования недрами;

· открытие новых месторождений в результате проведения геологоразведочных работ;

· оказание операторских услуг по разработке газовых месторождений и подготовке попутного нефтяного газа.

Для решения задач по поддержанию уровней добычи разрабатываемых месторождений и перспективному недропользованию готовится программа перспективного развития ООО «Газпром добыча Ноябрьск», которая будет базироваться на технико-экономических расчетах эффективности освоения ресурсного потенциала месторождений и перспективных площадей. Начиная с 1998 года в пределах Восточно-Тэрельского лицензионного участка Обществом выполняются геологоразведочные работы. Результатом стало открытие трех месторождений углеводородов: Ленского, Нинельского, Кутымского. Расширился регион деятельности Общества в части проведения геологоразведочных работ, по решению ОАО «Газпром» предприятию переданы новые лицензионные участки на территории Свердловской области. В марте 2008 года ООО «Газпром добыча Ноябрьск» выиграло аукционы на получение права пользования недрами Михайловского и Кедровского участков, также расположенных в Свердловской области. С 1 июня 2008 года в составе ООО «Газпром добыча Ноябрьск» создан филиал в г. Екатеринбурге - Дирекция по разведке и обустройству месторождений. Приобретено право на изучение недр в восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа (Верхне-Худосейский лицензионный участок). В будущем предприятие продолжит наращивать запасы углеводородов, развивать сырьевую базу в ЯНАО, ХМАО, Свердловской области.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск» приступило к сотрудничеству с ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в части проектирования, разработки и обустройства сеноманских залежей газа Муравленковского и Новогоднего месторождений, что позволит в дальнейшем обеспечить сырьем производственные мощности Общества. [15]

2.1.5 Инновационные проекты ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Современный подход эффективного и рентабельного функционирования газодобывающего предприятия заключается в совершенствовании методов и средств контроля и управления процессами добычи и подготовки газа. Достигается это путем создания и внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами. За последнее время на предприятии «Газпром добыча Ноябрьск» было реализовано несколько проектов, результатом внедрения которых стала экономия капитальных вложений и расходов на обслуживание технологического оборудования, снижение себестоимости продукции.

Проект объединенного промысла Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений стал особым достижением в этой сфере. Коллектив «Газпром добыча Ноябрьск» удостоен отраслевой премии в области науки и техники за работу «Создание интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами Вынгаяхинского месторождения с комплексным регулированием режимов добычи и подготовки газа». Данная система управления реализует комплексные алгоритмы управления технологическими процессами, обеспечивающие оптимизацию режимов добычи и подготовки газа: автоматическое дистанционное измерение и регулирование дебита скважин, автоматическое регулирование производительности технологических линий осушки газа на УКПГ, автоматическое регулирование подачи ТЭГа в абсорберы по заданной температуре точки росы осушенного газа.

На Вынгаяхинским газовом промысле применяется инновационная система управления кустом газовых скважин («умный куст газовых скважин»), которая позволяет дистанционно получать информацию о работе скважин, отображает параметры работы скважин в реальном времени и позволяет дистанционно ими управлять. При обустройстве УКПГ Вынгаяхинского газового промысла для всех технологических процессов были применены насосы герметичные с магнитными муфтами. Впервые они были использованы на УКПГ Губкинского газового промысла. После приобретения положительного опыта насосы герметичные с магнитными муфтами стали использоваться и на других промыслах. Применение этого оборудования позволило сократить наличие вредных веществ в рабочей зоне, уменьшить влияние на окружающую среду, сократить эксплуатационные расходы. Общество «Газпром добыча Ноябрьск», впервые в ОАО «Газпром», произвело крупномасштабную реконструкцию газодобывающего промысла (Вынгапуровского) с заменой оборудования системы регенерации, работавшей с 1978 года. При модернизации оборудования в абсорберах использована регулярная массообменная насадка, которая позволяет подготавливать газ с более высоким качеством и с меньшими потерями химреагентов. Проведенные работы позволили значительно сократить энергозатраты, расходы на обслуживание оборудования, расход газа на собственные нужды. На основе полученного специалистами ООО «Газпром добыча Ноябрьск» уникального опыта была сформирована программа реконструкции газодобывающих объектов ОАО «Газпром».

Своеобразным прорывом в области использования фонтанных арматур стала малогабаритная фонтанная арматура, установленная на Еты-Пуровском газовом месторождении, и автоматизированная малогабаритная фонтанная арматура с дистанционным управлением на Комсомольском газовом промысле ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Данное оборудование имеет ряд преимуществ: удобство эксплуатации (ввиду малых размеров), не требует привлечения большого числа персонала, обеспечивает высокую противофонтанную безопасность, существенно снижает эксплуатационные затраты.

Впервые в газовой промышленности на Вынгапуровском газовом промысле ООО «Газпром добыча Ноябрьск» была установлена автоматическая установка пожаротушения тонкораспыленной водой. Преимущества от использования именно такой системы существенные: абсолютная безопасность для персонала, отсутствие негативного воздействия на оборудование и затрат на приобретение дорогостоящих реагентов. На Вынгаяхинском газовом промысле используется современная автоматическая установка газового пожаротушения с использованием углекислоты, ее преимущество заключается в способности быстрого охлаждения технического оборудования, жидкостей, масел и т.п.

Высокий уровень производительности был бы невозможен без использования передовых технологий. [15]

2.2 Технология добычи и подготовки газа на предприятии ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

2.2.1 Краткая характеристика видов газа

Нефть залегает в недрах земли на глубине от 300 до 7000 метров.

Природные горючие газы состоят в основном из смеси углеводородов метанового ряда. Кроме углеводородов в состав газовой смеси могут входить азот, двуокись углерода, пары воды, сероводород и иногда редкие газы - гелий и аргон.

Месторождения, на которых добывают природные газы, подразделяются на три основные группы.

1) Газовые месторождения. Все поры продуктивных пластов этих месторождений заполнены сухим газом, практически свободным от сухих углеводородов.

2) Газо-нефтяные месторождения, в пластах которых газ растворен в нефти или находится в газовой шапке.

3) Газоконденсатные месторождения. Вследствие повышенного давления, в газах этих месторождений растворено некоторое количество высококипящих углеводородов.

Газы месторождений первой группы используются в основном для топливно-энергетических нужд, а также при производстве сажи и химических удобрений.

Газы месторождений второй группы называют нефтяными, иногда попутными или нефтепромысловыми газами. Нефтяные газы характеризуются повышенным содержанием пропана, бутанов и бензиновых фракций углеводородов и пониженным содержанием метана. Эти газы служат основным сырьем газоперерабатывающих заводов и отдельных от бензинивающих установок.

Газы, добываемые в газоконденсатных месторождениях, также состоят в основном из метана, но содержат некоторое количество высококипящих углеводородов. В сепараторах выделяют конденсат, который поступает на газо- и нефтеперерабатывающий завод, где подвергается разделению на сжиженный газ, бензин и дизельное топливо.

Любой горючий газ, добываемый из недр земли, будь то природный или попутный нефтяной, по своей химической природе разнообразен. В его состав кроме углеводородов входят также пылевидные частицы, пары воды, азот, а газы некоторых месторождений содержат и кислые компоненты - сероводород, меркаптаны и диоксид углерода.

Такой состав газа обуславливает необходимость его подготовки для дальнейшего транспорта и последующего использования. Под подготовкой подразумевается очистка газа от механических примесей, отделение от него жидкости, осушка, а также извлечение из него высокомолекулярных углеводородов до такой глубины, чтобы при перекачке под высоким (до 7,5 МПа) давлением не происходила закупорка трубопровода выпавшим углеводородным конденсатом.

Если газ, насыщенный при данных условиях водяными парами, охладить или изометрически сжать, то из него будет выделяться вода. При определенных сочетаниях температур и давлений выделившаяся вода, контактируя с газом, способна образовать гидраты - белые кристаллические вещества, похожие в зависимости от условий образования на лед или спрессованный снег. Плотность их колеблется в пределах 880 - 900 кг/м3. Основной каркас (решетки) гидрата состоит из молекул воды, а межмолекулярные промежутки в форме клеток, каналов и слоев заняты молекулами углеводородных газов. При определенных условиях молекулы углеводородов не могут покинуть полость в кристаллической решетке молекул воды. Гидраты, откладываясь на внутренних стенках трубопроводов, запорной арматуры, аппаратов сначала сужают их сечения, а затем и вовсе закупоривают проход.

Осушка должна быть осуществлена до такой степени, чтобы полностью исключить гидратообразование в газопроводе.

После такой подготовки в промысловых условиях бессернистый природный газ направляют непосредственно на головные компрессорные станции (ГКС) магистральных газопроводов.

Газ, содержащий сернистые соединения, а также весь выпавший на промысловых установках газоконденсат и выделившийся в сепарационных установках нефтяной газ поступают на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

На современных ГПЗ и установках из газового и конденсатного сырья производят многие виды ценнейшей продукции, такие как сухой газ коммунально-бытового назначения, этановую фракцию ШФЛУ, стабильный газоконденсат, элементарную серу, меркаптаны.

ШФЛУ и стабильный конденсат являются в свою очередь исходным сырьем для производства следующих продуктов:

- сжиженных газов для коммунально-бытового потребления;

- пропановой, изобутановой, бутановой, изопентановой, пентановой фракций, используемых в качестве сырья для нефтехимического синтеза;

- дизельного топлива, авиакеросина, автомобильного бензина, растворителей, флотореагентов и котельного топлива.

Наша страна, обладая огромными запасами углеводородного сырья, имеет развитую нефтегазодобывающую промышленность. Наряду с этим нефтяная отрасль значительно отстает в использовании нефтяного газа.

На нефтяных месторождениях Западной Сибири только в 1985 - 1990 годах было сожжено на факелах более 57 млрд м3 нефтяного газа. Уничтожение такого громадного количества газа наносит большой экономический ущерб, а в нефтедобывающем регионе ухудшается экологическая обстановка. Достаточно сказать, что при выбросе вредных веществ при сжигании газа в 8 - 10 раз увеличивается загрязненность воздуха, чем при выработке из него товарной продукции. Из-за неполноты конверсии сероводорода в элементарную серу, связанной с несовершенством технологии, заводами, перерабатывающими серосодержащий газ, наносится существенный вред окружающей среде.

Природные и попутные газы содержат пары воды, которые, превратившись в жидкость или твердое вещество (лед, кристаллогидрат), могут вызывать серьезные затруднения при транспортировке и переработке газа; поэтому воду из газа необходимо удалять, или иначе требуется осушать газ.

При заданных значениях температуры и давления количество водяных паров в единице объема газа не может быть больше предельной (максимальной) величины. Если снизить температуру газа, содержащего максимальное количество водяных паров, то часть их конденсируется.

Температура, при которой происходит конденсация водяных паров, содержащихся в газе или воздухе, называется точкой росы. Таким образом, точка росы соответствует максимальному содержанию водяных паров при данном давлении. Или иначе, точка росы - это температура, охлаждаясь до которой, газ при данном давлении и постоянном влагосодержании становится насыщенным водяными парами.

Осушка - это также наиболее эффективный способ борьбы с гидратообразованием в процессах транспорта и переработки газа. Точка росы осушенного газа должна быть на 5-7 ОС меньше самой низкой величины температуры отбензинивания и транспортирования газа.

Осушка газа необходима также потому, что содержащиеся в газе водяные пары при уменьшении температуры конденсируются и собираются в пониженных местах, образуя застойные зоны. Образовавшаяся жидкость препятствует движению газа и уменьшает пропускную способность газопровода. Кроме того, если в газе содержится даже в небольших концентрациях диоксид углерода или сероводород, то, растворяясь в воде, они образуют слабые кислоты, вызывающие интенсивную коррозию трубопроводов, арматуры, оборудования.

Осушка газа производится абсорбционным или адсорбционным способом. [33]

2.2.2 Технология основных видов деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Основными видами деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» являются добыча и подготовка газа. Рассмотрим их более подробно (речь идет о газовых и газоконденсатных месторождениях (ГКМ)).

2.2.2.1 Добыча газа

Процесс добычи газа начинается с проведения геолого-разведочных работ с целью выявления мест скопления углеводородов. Но единственный способ узнать наверняка - пробурить скважину.

Природный газ заключен в мельчайшие поры, которыми обладают некоторые горные породы. Глубина, на которой находится природный газ, колеблется от 1000 метров до нескольких километров.

Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими или эксплуатационными. Вообще разновидностей скважин существует множество -- они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и так далее.

Добывающие скважины располагаются по всей территории месторождения, чтобы давление спадало равномерно.

Глубина скважины может достигать 12 км. Такая глубина может быть использована для исследования литосферы.

Бурение скважин происходит по принципу бурение «лесенкой», т.к. давление породы на стенки скважины должно распределяться равномерно

Ствол скважины укрепляют специальными обсадными трубами и цементируют.

Природный газ поднимается на поверхность за счет естественной энергии -- стремления в зону с наименьшим давлением.

Главной особенностью добычи газа по сравнению с добычей твердых полезных ископаемых является то, что газ остается скрытым в герметичных конструкциях на всех этапах -- с момента извлечения из пласта скважины и до момента, когда попадает к потребителю. [19]

2.2.2.2 Подготовка газа

Под подготовкой газа подразумевается его очистка от механических примесей, отделение от него жидкости, осушка, а также извлечение из него высокомолекулярных углеводородов до такой глубины, чтобы при перекачке под высоким (до 7,5 МПа) давлением не происходила закупорка трубопровода выпавшим углеводородным конденсатом. [33]

Поскольку газ, полученный из скважины, содержит множество примесей, которые могут испортить оборудование, его сначала отправляют на обработку. Газ очищают от них несколько раз: непосредственно при выходе из скважины, а затем еще при транспортировке и на КС.

Недалеко от некоторых месторождений строятся установки комплексной подготовки газа (УКПГ), где обеспечивается сбор и обработка природного газа и газового конденсата в соответствии с требованиями отраслевых (ОСТ) и государственных (ГОСТ) стандартов.

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

1) Низкотемпературная сепарация или абсорбция;

2) Абсорбционная или адсорбционная сушка;

3) Масляная абсорбция (для обработки газового конденсата). [25]

При поступлении из скважины газ попадает в сепаратор. Сепарация газа -- процесс разделения твердой, жидкой и газовой фаз потока с последующим извлечением из него твердой и жидкой фаз. Сепарация газа предназначена для предохранения от попадания влаги и твердых частиц в промысловые газосборные сети и технологическое оборудование газовых и газоконденсатных месторождений. Недостаточный уровень сепарации газа приводит к низкой гидравлической эффективности промысловых газопроводов, существенному перерасходу энергии, затрачиваемой на компримирование газа, росту эксплуатационных затрат, возможности образования газогидратных пробок в промысловых системах сбора и транспорта газа, снижению эффективности работы технологического промыслов. В конструкциях газовых сепараторов отделение газа от жидких и твердых примесей основано на выпадении частиц при малых скоростях потока в результате воздействия сил тяжести или инерционных (центробежных) сил, возникающих при криволинейном движении потока. [24]

После сепарации газ нужно осушить, поскольку содержащаяся в нем влага также портит оборудование и может создать в трубе пробки -- так называемые кристаллогидраты, которые внешне похожи на мокрый спрессованный снег. Газ осушают, пропуская его через адсорбенты, либо охлаждая газовый поток. Охладить газ можно при помощи холодильных установок или путем дросселирования -- понижения давления в месте сужения трубопровода. Кроме того, перед тем, как запустить газ в трубу, из него извлекают сероводород и углекислый газ.

В состав УКПГ входят:

1) блок предварительной очистки (сепарации);

В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.

2) технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;

3) дожимные компрессорные станции (ДКС);

Обеспечивают рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.

4) вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, резервуарный парк хранения диэтиленгликоля (ДЭГ) или триэтиленгликоля (ТЭГ) и т.д.). [25]

Поскольку природный газ не имеет запаха, перед подачей потребителям его одорируют, т.е. добавляют специальное вещество, имеющее сильный неприятный запах (т. н. одорант), для придания ему характерного запаха. Ввод одоранта в поток газа осуществляется на одоризационных установках и способствует установлению его утечек.

Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений и сухой отбензиненный газ ГКМ (используются в качестве бытового и промышленного топлива) и газовый конденсат (сырье для газоперерабатывающих заводов).[19]

2.2.3 Построение упрощенной технологической схемы добычи и подготовки газа на предприятии ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

На основе подробно изученных и описанных выше процессов добычи и подготовки газа представим их в виде упрощенной технологической схемы.

2.3 Экологическая политика ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

При осуществлении своей деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» руководствуется принципами и стратегическими целями Экологической политики головной компании, утвержденной постановлением Правления ОАО «Газпром» от 25.09.2008 г. №45, основанной на Конституции Российской Федерации, федеральных законах и иных нормативных правовых актах Российской Федерации, международных договорах Российской Федерации в области охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов. [17]

Экологическая политика ООО «Газпром добыча Ноябрьск» представлена в Приложении 1.

Согласно Экологическому отчету ОАО «Газпром» - 2011, в течение 2011 г. в дочерних обществах ОАО «Газпром» образовалось 442 тыс. т отходов, что превышает на 33 тыс. т (8,1 %) аналогичный показатель 2010 г. На долю отходов IV и V классов опасности в объеме образования отходов приходится 91 % (401,6 тыс. т).

Одним из видов деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» является разведка месторождений и бурение скважин. Поэтому для исследования мы рассматриваем отходы, образующиеся в результате бурения скважин.

Общую динамику образования отходов определяет количество отходов бурения, которые составляют около 30 % от общего объема отходов в ОАО «Газпром». Так, в 2011 г. по сравнению с 2010 г. основной вклад в увеличение объема образования отходов ОАО «Газпром» внесли газодобывающие компании за счет работ по бурению (ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск»). В газодобывающих компаниях образовалось суммарно 135,5 тыс. т отходов бурения, 97 % представлены отходами IV класса опасности. [18]

Обращение с отходами бурения

Утилизация многотоннажных отходов бурения при строительстве и эксплуатации скважин - основная проблема для нефтегазового комплекса Группы. Для решения этой проблемы компании применяют безамбарные методы бурения. В 2011 г. ООО «Газпром добыча Ноябрьск» при разработке (бурении скважин) Еты-Пуровского месторождения был применен метод безамбарного бурения, с последующей переработкой отходов (буровой шлам, буровой отработанный раствор, буровые сточные воды) количестве 10,65 тыс. тв строительный материал по отечественным запатентованным технологиям. Полученный строительный материал после переработки был размещен в амбаре газофакельной установки и на откосах дорог, что позволило их укрепить, предотвращая оседание и исключив приэтом дополнительные расходы по завозу грунта (песка). [18]

Отходы, полученные в результате подготовки газа.

· Силикагель, отработанный при осушке газа. Этот отход непригоден для использования. Крупнопористый кусковой силикагель (диоксид кремния), содержащий воду и механические примеси, образуется в результате замены сорбента по истечении срока годности и/или досрочном выходе из строя при техническом обслуживании и ремонте установок адсорбционной осушки газа на промыслах

· Отходы от первичной очистки природного газа на газовых месторождениях: шлам, содержащий минеральные соли, песок, глину (не более 65%), пыль минеральную (35% и более) и смолы (от 0 до 5%); образуется в результате очистки циклонов первичной очистки природного газа на установках промысловой подготовки газа.

· Отходы от первичной очистки природного газа на ГКМ: шлам, содержащий породу, песок, глину (не менее 29,3%); сульфиды железа (не более12,7%) и смолы (не более 40%) и газовый конденсат (15% и более); образуется в результате очистки циклонов первичной очистки природного газа на установках промысловой подготовки газа.

· Шлам очистки оборудования для сепарации природного газа на ГМ: шлам, содержащий минеральные компоненты: песок, глина, вода и минеральные соли (не менее 95, 377%), марганец (не более 0,05%), медь (не более 0,01%), цинк (не более 0, 008%), свинец (не более 0, 005%) и нефть (не более 5%); образуется в результате очистки оборудования сепарации природного газа (сепараторов, абсорберов, и др.) на установках промысловой подготовки газа на газовых месторождениях.

· Шлам очистки оборудования для сепарации природного газа на ГКМ: шлам, содержащий минеральные компоненты: песок, воду, минеральные соли, сульфиды железа (не менее 12, 7%), асфальтены (не более 45,3%), нефть (не более 7,34%), хлориды натрия и кальция (не более 11%); образуется в результате зачистки оборудования, при техническом обслуживании установок низкотемпературной сепарации природного газа на ГКМ. [28]

Глава 3. Проектирование «зеленой» цепи поставок природного газа предприятия ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

3.1 Повышение ресурсоэнергоэффективности деятельности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» за счет использования тампонажной композиции для низкотемпературных скважин Арктический цемент («Аркцемент»)

3.1.1 Описание тампонажной композиции для низкотемпературных скважин Арктический цемент («Аркцемент»)

3.1.1.1 Обоснование требований к тампонажным материалам дляарктических скважин

Освоение нефтегазовых месторождений Крайнего Севера и шельфа арктических морей России представляет значительные трудности из-за сложных геокриологических условий строительства скважин. Мощность многолетнемерзлых пород (ММП) достигает 500 м, температура -6°С. Толща ММП представлена в основном мерзлым песчаником и содержит талые водоносные и неводоносные прослои. Температура в межмерзлотных таликах близка к "нулевой".

Практика показывает, что традиционно применяемые технологии строительства скважин в условиях ММП не в полной мере обеспечивают повышение качества разобщения пластов и надежность конструкции скважин, о чем свидетельствуют интенсивные газопроявления, потеря продольной устойчивости и смятие колонн при проседании и обратном промерзании пород и жидкостей, оставленных в заколонном и межколонном пространствах. Как правило, указанные осложнения являются следствием использования низкоактивных тампонажных цементов, которые даже в сочетании с ускорителями схватывания не обеспечивают твердения и заданного набора прочности в условиях мерзлоты и, при этом, характеризуются повышенным водоотстоем раствора и усадочными деформациями камня. Попытка использования так называемых "тепловых" методов интенсификации твердения приводит к еще более опасным последствиям - возрастанию водоотстоя в результате растепления ММП и деструкции цементного камня вследствие возникшего массопереноса в кольцевом пространстве. Эти трудности в совокупности с требованиями сокращения сроков строительства скважин и повышения экологической эффективности при эксплуатации месторождений потребовали разработки таких тампонажных материалов, которые должны не только схватываться в короткий период и набирать прочность в условиях ММП, но и обеспечить высокое качество цементирования с надежной изоляцией затрубного пространства. Известные специальные цементы (белитоалюминатные, быстротвердеющие, безгипсовые и др.) недостаточно эффективны, характеризуются повышенным водоотстоем, низкой прочностью или деструкцией камня из-за перекристаллизации термодинамически неустойчивых гидратных фаз.

В результате научно-технического анализа всех аспектов цементирования скважин сделан вывод о том, что условиям ММП наиболее полно отвечают арктические гипсоцементные тампонажные смеси зарубежных фирм, которые не требуют дополнительного подогрева жидкости затворения и "продавки". Однако они также не могут эффективно использоваться в условиях геокриологического разреза месторождений России из-за повышенного водоотстоя раствора (при В/Ц = 0,38), усадки и низкой водостойкости камня, приводящих к его разрушению, особенно в водонасы-щенных зонах.

Немаловажную задачу представляет разработка облегченных смесей тампонажных композиций для крепления призабойной зоны пласта с целью повышения эффективности соляно-кислотной обработки при освоении скважин, а также водоизоляции иных материалов на основе цемента для проведения ремонтных работ при конусном подтягивании воды и подъеме газоводяного контакта (ГВК) на завершающей стадии разработки месторождений. [31]

Исходя из анализа осложнений при строительстве скважин и существующих технологий их крепления в условиях Крайнего Севера России, Аляски и северо-западных территорий Канады следует, что для качественного цементирования арктических скважин тампонажные материалы должны отвечать следующим техническим требованиям.

1. Способность схватываться в короткий период (до 10 ч) при температурах ММП без дополнительного подогрева жидкости затворения внутриколонного пространства и через 18 ч (в соответствии со стандартом АНИ) набирать прочность на сжатие не менее 3,5 МПа (0,85 МПа на изгиб) или через 2 сут не менее 2 МПа на изгиб. По данным О. Брайенацементное кольцо позволяет повысить сминающее давление на 50%, что может быть значительным резервом уменьшения толщины стенок и металлоемкости обсадных труб. Однако в случае использования высокопрочных труб для удержания верхней части колонны необходимым и достаточным условием является равенство прочности цементного камня и прочности ММП (~ 0,7 МПа на сжатие).

Максимальный период прокачиваемости, определяемый временем достижения условной вязкости 5-10 Па*с, должен составлять не менее 2 ч (для сеноманской скважины) во избежание аварийных ситуаций
(оставления "козла" или разрыва колонны). Для предупреждения преждевременного схватывания в случае непредвиденной остановки процесса цементирования тампонажный раствор должен обладать тиксотропными свойствами.

Седиментационная устойчивость и нулевой водоотстой цементного раствора. Замерзающая жидкость, не вытесненная из затрубного и межтрубного пространства скважины, а также водоотстой цементного раствора при повторном замерзании могут вызвать смятие колонны. Для этого тампонажный раствор должен характеризоваться низким В/Ц-фактором и высокой скоростью структурообразования.

Минимальное тепловыделение цемента во избежание растепления ММП и возникновения деформаций растяжения-сжатия в колонне, приводящих к образованию микрозазора в контактнойзоне с цементным камнем.

Высокая прочность сцепления с колонной и породой необходимы для того, чтобы обеспечить дальнейшее бурение в условиях колебательных, вращательных и ударных усилий, а также для предотвращения водо- и газоперетоков в процессе строительства и длительной эксплуатации скважины. В соответствии со спецификацией 10 АНИ прочность сцепления с колонной и породой, определенная по методу выпрессовывания образца из цилиндрической формы, должна быть не менее 1 и0,2 Мпа соответственно.

6. Минимальное тепловое воздействие на ММП и колонну, использование расширяющихся (или безусадочных) тампонажных растворов.

7. Морозостойкость и водостойкость цементного камня. В условиях периодического замораживания и оттаивания на небольших глубинах, вызванных сезонными колебаниями температур, тепловым воздействием в процессе бурения, консервации, освоения и последующей эксплуатации скважины с остановками на капитальный ремонт скважины (КРС), сформированный цементный камень должен быть морозостойким. Морозостойкость цементного камня оценивается по пределу прочности на изгиб, так как разрушение образцов вызывается главным образом отталкивающими(разрывающими) усилиями образующегося льда после 1 и 3 циклов (по температурному режиму АНИ, спецификация 10), который наблюдается в скважинах при проведении дальнейших работ. Низкая морозостойкость свойственна глиноземистому цементу и гипсоцементным смесям вследствие перекристаллизации новообразований в первом и низкой водостойкости гипса - во втором случае. Эти процессы еще более усиливаются при возникновении массопереноса, обусловленного градиентом температур и давлений. Низкие водостойкость и морозостойкость цементного камня приводят к нарушению контакта с породой и колонной, возникновению межпластовых перетоков и потере устойчивости колонны. Коэффициент водостойкости цементного камня должен быть более 0,8.

Большинству указанных выше требований отвечают арктические тампонажные материалы зарубежных фирм на основе глиноземистого вяжущего ("CementFondy") и гипсоцементных смесей (типа "Permafrost") с температурой твердения до -7ч -9°С. Однако если вышеуказанные материалы (каждый в отдельности) характеризуются водоотделением, низкими водо- и морозостойкостью, то, как показывают наши исследования, совместное их использование приводит к образованию термодинамически устойчивой при пониженных температурах расширяющейся водостойкой фазы - эттрингита.

Известные отечественные разработки в области гипсоцементных или цементогипсовых тампонажных смесей, хотя и удовлетворяют вышеуказанным требованиям по водоотделению, водо- и морозостойкости, но схватываются и твердеют при температурах не ниже -2°С и пригодны для цементирования кондукторов скважин в Среднем Приобъе, но не в условиях арктических газовых и газоконденсатных месторождений с температурой ММП до -6°С, Разработанные технологии приготовления пластифицированных цементогипсовых тампонажиых растворов с соотношением портландцемента к полугидрату гипса 9:1 так же не дали положительного результата из-за так называемого "ложного схватывания", препятствующего продавке раствора в скважину, и значительной гигроскопичности полугидрата гипса, способствующей резкому ухудшению физико-механических свойств.

Тампонажный материал пониженной плотности (1,4-1,5 г/см3) должен отвечать требованиям ГОСТ 1581-96 по прочностным показателям (0,7 МПа) при 0 ± 2°С и характеризоваться:

низкой теплопроводностью, снижающей интенсивность теплопередачи от ствола скважины в ММПи создающей за счет аккумуляции тепла (в том числе гидратационного) благоприятные условия для формирования бездефектной структуры камня;

закупоривающими свойствами для предупреждения поглощения раствора и снижения степени загрязнения пласта ("тампоны", используемые для перекрытия ММП, не должны развивать опасные давления при замораживании и, для этого, должны включать компенсирующие добавки).

Тампонажный материал для крепления призабойной зоны арктических скважин должен не только удовлетворять требованиям ГОСТ 1581-96 по прочностным показателям, но и обеспечить более благоприятные условия освоения скважин после их вторичного вскрытия.

3.1.1.2 Арктический цемент ("Аркцемент"): подбор состава, физико-механические свойства и фазовый состав продуктов гидратации

Арктический цемент («Аркцемент») разработан в РХТУ им. Д.И. Менделеева на кафедре Композиционных и вяжущих материалов.

Для разработки тампонажного материала - модифицированной гипсоцементной смеси использовали следующие компоненты:

портландцементный клинкер Воскресенского цементного завода "Гигант";

полуводный гипс Воскресенского АО "Минудобрения";

гипсовый камень с учетом его перехода при помоле в полугидрат;

- глиноземистый шлак (цемент) Пашийского металлургическо-цементного завода;

- техническую соль (NaCl), СаСЬ, NaClи КСl;

- суперпластификаторы: С-3, модифицированный технический лигносульфонат и полифункциональную добавку - хингидрон [77].

Современными методами физико-химического анализа установлено, что портландцементный клинкер цементного завода "Гигант" представляет собой среднеалитовый и среднеалюминатный клинкер. Химический и фазовый составы клинкера представлены в табл. 4.1 и 4.2.

Петрографическими и электронно-микроскопическими исследованиями установлено, что клинкер характеризуется отчетливой кристаллизацией минералов. Алит представлен большей частью кристаллами в виде удлиненных призм, гексагональных пластинок, часто сросшихся между собой. У некоторых кристаллов края слегка разрушены. Размер основной массы кристаллов 25-30 мкм, встречаются и крупные кристаллы с размером 75-80 мкм. Белит наблюдается в виде округлых кристаллов. Большая часть кристаллов белита имеет штриховку поверхности. Преимущественный размер кристаллов 15-20 мкм. Промежуточная фаза по отражательной способности в аншлифе неоднородна: различается "темное" и "светлое" промежуточное вещество. Причем преимущество составляет содержание промежуточной фазы с высокой отражательной способностью, по данным электронной микроскопии она имеет вид угловатых слабозакристаллизованых кристаллов, расположенных в межалитовом пространстве. Минералогический состав клинкера приблизительно совпадает с данными количественного рентгенофазового анализа: алит - 65, белит - 15, промежуточное вещество - 20%.

Полуводный гипс представляет собой продукт переработки отхода производства минеральных удобрений и является воздушным вяжущим. Химический состав полуводного гипса (в пересчете на прокаленный продукт). По данным рентгенографического (табл. 4.3) и петрографического анализа данный материал содержит в основном полуводную модификацию сульфата кальция с небольшой примесью двуводного гипса.

Используемый гипсовый камень представляет собой породу, содержащую преимущественно CaS04x2H20 с небольшими включениями кальцита и зерен кварца.

Техническая соль по данным рентгенофазового анализа - это хлорид натрия с примесями кварца, магнетита и небольшого количества карбоната натрия.

В качестве водоредуцирующих добавок использовали выпускаемые в промышленных масштабах суперпластификаторы: С-3, ЛСТМ, ЛСТ.

Суперпластификатор С-3 является продуктом поликонденсации (3-нафталиновых сульфокислот с формальдегидом и содержит олигомерные цепочки с различной молекулярной массой. Выпускается в виде 32-40% -го водного раствора или в сухом порошкообразном виде.

Пластификаторы ЛСТМ и ЛСТ - это продукты переработки целлюлозы, содержащие в своем составе очищенные или модифицированные лигносульфонаты. Выпускаются также в виде сухого порошка или 40%-го водного раствора.

Варьируя соотношением портландцементного клинкера, гипсовой составляющей (в пересчете на полугидрат), глиноземистого шлака, количеством противоморозной добавки и суперпластификатора, определили минимальное водоцементное отношение, при котором растекаемость раствора удовлетворяла бы требованиям ГОСТ 1581-96. При этом изучение влияния суперпластификаторов показало, что по своим водоредуцирующим свойствам С-3, ЛСТМ и хингидрон (ХГ) различны. Однако несмотря на то. что эффективность снижения водоцементного фактора у С-3 и ХГ больше, чем у ЛСТМ, стоимость и масштаб производства последнего имеют преимущество перед С-3 и ХГ. В связи с этим дальнейшее испытание проводили с ЛСТМ.

При изучении влияния добавок, снижающих температуру замерзания тампонажных растворов, установлено, что наиболее эффективной противоморозной добавкой является хлорид кальция. Однако следует отметить, что эта добавка в чистом виде очень гигроскопична и использование ее при совместном помоле компонентов крайне затруднительно ввиду быстрого комкования цемента. В этом плане предпочтительнее использование технической соли, которая хоть и содержит хлорид натрия, но является крупнозернистым материалом и имеет гораздо меньшую склонность к поглощению влаги из воздуха. Оптимальная дозировка технической соли, обеспечивающая схватывание гипсоцементной смеси при -7 С, составляет 4-6% от массы гипсоцементной смеси. В процессе проведения лабораторных испытаний установлены оптимальные составы модифицированной гипсоцементной смеси "Аркцемента" (табл.4.4)

Оптимальное содержание ЛСТМ составило 0,3 % сверх массы вышеприведенных составов смеси (табл.4.4). Физико-механические свойства лабораторных проб этих смесей приведены в табл. 4.5.



Данные табл.4.5 показывают, что по мере увеличения количества полуводного гипса и глиноземистого шлака в смеси прочность цементного камня снижается, а сроки схватывания сокращаются.

В табл.4.6 приведены сравнительные характеристики физико-механических свойств гипсоцементных смесей зарубежных фирм, а также усредненных проб выпущенной опытно-промышленной партии модифицированной гипсоцементной смеси Аркцемент и испытанной как в заводских условиях (Аркцемент-4), так и в лаборатории тампонажного управления Бурового Предприятия "Тюменбургаз" (Аркцемент-5). Из полученных результатов видно, что разработанный Аркцемент по прочностным свойствам превосходит зарубежные аналоги и в отличие от них характеризуется нулевым водоотстоем - усадкой. При этом коэффициент водостойкости Аркцемента равен 1 по сравнению с гипсоцементными смесями зарубежных фирм, у которых этот показатель находится в пределах от 0.62 до 0.66.

В связи с тем, что структура и свойства вяжущей композиции определяются процессами гидратации и в первую очередь составом новообразований, проведены физико-химические исследования образцов смеси Аркцемента, твердевших при 20 и -7С. Результаты рентгенофазовою и дифференциально-термического анализа представлены на рис. 4.1, из которого видно, что дифракционные линии мономинералов порландцемент-значительно уменьшились по сравнению с исходными минералами: алитовой фазы (d = 3.05,2.56 и 1.75 А), алюмината и алюмоферрита кальция (d = 2.63 и 1.94 А) и по отсутствию дифракционных линий полугидрата гипса, можно сказать, что гидратация смеси Аркцемента происходит как при 20, так и при -7°С. На рентгенограммах хорошо фиксируются линии с d = 9.61, 5.57 и 3.86 А, характерные для эттрингита - C3ACS3H31. По наличию рефлекса с d = 7.1 и 1.81 А можно судить о присутствии нескольких гидросиликатных фаз. Количество этих гидратов по мере увеличения времени гидратации возрастает. Следует отметить отсутствие дифракционных линий гидроалюминатов кальция и высокую интенсивность эффектов эттрингита. Наряду с эттрингитом в условиях нормальной температуры появляется и моносульфатная форма гидросульфоалюмината кальция. Значительное содержание эттрингита подтверждается и соответствующими эндоэффектом при 160°С и потерей массы образца при этой температуре (28%). С понижением температуры фазовый состав новообразований не изменился, однако судя по дифракционному максимуму с d = 9.71 А, отмечается еще большая интенсификация образования эттрингита. Это подтверждается и большей потерей массы образца (до 30%). На кривых ДТА и РФА отсутствуют эндотермический эффект и дифракционный максимум, характерный для извести. Это обусловлено тем, что растворимость извести при пониженной температуре выше, чем при обычной, что способствует ее связыванию в кристаллические новообразования.

Электронно-микроскопические (ЭМ) снимки образцов цементного камня, приведенные на рис. 4.2, свидетельствуют о том, что как при 20°С, так и при -7°С образуется плотная гидросиликатная масса с включениями призматических кристаллов эттрингита. При этом, судя по сдвигу рефлекса эттрингита в сторону большего межплоскостного расстояния до (d = 9.71 А), можно предположить, что кристаллы эттрингита имеют больший размер по сравнению с их величиной при 20 С. Этот факт обусловлен тем, что гидратация при пониженных температурах протекает с меньшим пересыщением жидкой фазы, а значит создаются более благоприятные термодинамические условия для роста более крупных и менее дефектных кристаллогидратов. Полученные данные объясняют сравнительно хорошие прочностные показатели цементного камня, сформированного при пониженной температуре.