Как новые экологические требования помогают Сургутнефтегазу... экономить

К юбилею акционерного общества «Сургутнефтегаз» его самое молодое подразделение – НГДУ «Талаканнефть» – подходит с очень хорошими результатами. В этом году нефтяники планируют добыть в Якутии без малого 9 млн тонн нефти. Мощность центрального пункта сбора нефти НГДУ «Талаканнефть» – 8,8 млн тонн, именно поэтому уже сегодня в якутском подразделении сургутской компании началась подготовка к расширению производственной базы.

– Для того чтобы увеличить объемы добычи, мы планируем расширить производственную мощность ЦППН до 10 млн тонн в год, – обозначил перспективу начальник НГДУ «Талаканнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» Василий Парфирьев.

Такое заявление было сделано на большом пресс-туре, посвященном Году экологии. В путешествии по объектам принимала участие не только пресса. В экологичности всех этапов производства сургутской нефтедобывающей компании в Якутии на месте убеждались – и убедились – представители органов власти – субъекта, муниципалитета и района, на территории которых ведет деятельность Сургутнефтегаз, а также ученые-экологи – специалисты Восточно-Сибирского института биологических проблем криолитозоны Российской академии наук. Вопросов у экскурсантов было много: Сургутнефтегаз использует, пожалуй, самые передовые и экологичные технологии в мире, причем годами испытанные на территории Западной Сибири.
– Для работы в Восточной Сибири мы взяли самые лучшие технологии и оборудование, – заверила гостей начальник управления экологической безопасности и природопользования ОАО «Сургутнефтегаз» Любовь Малышкина.

Лего для нефтяника

На территории Восточной Сибири Сургутнефтегазу сегодня принадлежат 24 лицензионных участка. Освоена из них пока лишь четвертая часть – промышленная эксплуатация ведется на шести месторождениях Якутии, последнее из которых – Южно-Талаканское – было запущено в прошлом году. С этих шести месторождений нефть попадает на центральный пункт сбора нефти – сердце НГДУ «Талаканнефть». Далее «черное золото» проходит подготовку до товарной кондиции и поступает в систему трубопроводов Транснефти.

Любовь Малышкина: 
«Все технологии, которые мы внедрили и внедряем в Якутии, были отработаны в Западной Сибири. На вооружение взяты самые лучшие»

– Сначала мы бурим эксплуатационные скважины, с которых нефть поступает на дожимные насосные станции – их у нас здесь на сегодняшний день четыре. На ДНС происходит предварительная подготовка нефти и отделение ее от подтоварной воды и попутного газа. Это делается для того, чтобы нефть было легче транспортировать и можно было использовать трубопроводы меньшего диаметра. Далее сырая нефть попадает на центральный пункт сбора нефти. Основное оборудование, применяемое здесь, – это американские аппараты «Хитер-Тритер», очень эффективные. Сейчас у нас 23 таких аппарата, – рассказывает Василий Парфирьев. – Нефть хранится в резервуарах емкостью 20, 10 и пять тысяч кубометров. И уже отсюда через коммерческий узел учета нефть поступает в трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан».

Выжать досуха

Аппараты «Хитер-Тритер» Сургутнефтегаз применяет с конца 1990-х годов.
– Не секрет, что в чистом виде нефть сейчас никто не добывает. К примеру, в Западной Сибири количество воды в составе сырой нефти достигает 90 процентов. Раньше на дожимных насосных станциях из добываемой продукции происходило выделение только газа. И значит, далее транспортировалось в десять раз больше жидкости, чем транспортируется сейчас. В настоящее время при использовании трехфазных аппаратов «Хитер-Тритер» локально – сразу в местах добычи, – мы можем разделять продукт на три составляющие: газ, сырую нефть и воду. Это позволило уменьшить металлоемкость трубопроводов, сократив их диаметр, а также снизить количество аварий. На центральный пункт по сбору нефти поступает нефть, количество воды в которой составляет всего 5-6%, – объясняет начальник НГДУ.
– Аппараты работают параллельно и при необходимости их парк можно расширить. Кроме того, они очень компактны – занимают в два раза меньше места, чем оборудование и емкости для резервуарной подготовки нефти, – дополняет Любовь Малышкина.
Данное оборудование можно перевозить с места на место. К примеру, упал объем нефтедобычи на старом месторождении, но в это же время вводится в эксплуатацию новое. И аппараты меняют место дислокации. Однако для расширения производственной базы на Талакане Сургутнефтегаз планирует закупить новое оборудование.
Товарный парк НГДУ «Талаканнефть», несмотря на свою молодость, уже претерпел несколько этапов реконструкции. На сегодняшний день мощности ЦПСН составляют 8,8 млн тонн нефти в год. Объект находится на своем пике производительности.
– В следующем году мы начинаем расширение данного объекта, для того чтобы могли двигаться дальше в части уровня добычи. В частности, установим еще четыре аппарата и дополнительный резервуар на 20 тысяч кубометров, – уточняет Василий Парфирьев.

Чтобы мерзлота не пострадала

Подтоварная вода служит не только для закачки в продуктивные нефтяные пласты. Не так давно Транснефть выдвинула добывающим компаниям новые условия по температуре продукта, попадающего в ее трубопроводы. Если раньше нефть сдавалась в систему при температуре 40 градусов, то сейчас – не более 30. Это было сделано для того, чтобы от трубопровода не пострадала многолетняя мерзлота, по которой до Тихого океана бежит труба. Что делать с горячей нефтью? Охладить.
– Вода, произведенная в процессе очистки нефти, имея температуру 4 градуса, сначала выхолаживает нефть, а затем используется в системе ее товарной подготовки. Сюда же собираются все сточные воды Талаканского месторождения. Эта вода плюс вода, использованная для подготовки нефти, проходит очистку, после чего через кустовую насосную станцию закачивается в пласт, – поясняет технологию Парфирьев.
Для выполнения требований Транснефти Сургутнефтегазу, как несложно догадаться, пришлось пойти на дополнительные траты. И немалые. Для дополнительного охлаждения нефти были приобретены специальные теплообменники. Но вместе с тем это позволило рационально использовать тепловую энергию.
– В какую сумму обошлась реализация этого требования – точно сказать не могу. Она вошла в стоимость расширения всего производства, которое сейчас начинается. Но эта модернизация также удобна и для нас: воду, участвующую в процессе, нам в любом случае нужно нагревать. И сейчас мы ее нагреваем… нефтью!

Утилизация попутного нефтяного газа на Талаканском месторождении составляет 98%. В целом по Сургутнефтегазу – свыше 99%. Основной объем ПНГ идет на газопереработку, а также на нужды собственной энергетической системы: вырабатывать электричество и тепло самим, тем более – на собственном сырье, нефтяникам гораздо выгоднее, чем инвестировать в инфраструктуру сетевого хозяйства энергокомпаний.
– Норма утилизации ПНГ, установленная законодательством, составляет не менее 95%. Но этот порог мы перешагнули гораздо раньше. Еще с 2011 года на Талаканском месторождении обеспечивается 98% утилизации. Газ, который мы не можем утилизировать с целью получения электроэнергии, закачиваем назад в пласт для поддержания внутрипластового давления, – уточняет главный эколог компании Любовь Малышкина. – Сжигание газа в факелах происходит только для поддержания аварийного режима горения или когда мы при остановке КС на ремонт не можем утилизировать газ полностью.
– Оставшиеся один-два процента – это тот газ, который мы не можем компримировать. В основном это связано с техническими условиями ремонта компрессорных станций, – подтверждает информацию начальник НГДУ. – Каждое лето на одну неделю мы останавливаем компрессорную станцию на ремонт. И весь объем, сжигаемый в факелах, приходится как раз на этот период.
Нетрудно понять, что добиться стопроцентной утилизации попутного нефтяного газа на сегодняшний день нельзя в принципе. Небольшой факел – требование промышленной безопасности: в случае внезапного выброса благодаря постоянно поддерживаемому огню в горелке он просто сгорит