Plastics_11_2015
w w w . p l a s t i c s . r u 14 СЫРЬЕ И МАТЕРИАЛЫ П Л А С Т И К С № 1 1 ( 1 5 1 ) 2 0 1 5 В структуре запасов российского газа есть углеводороды, которые с определенными оговорками можно считать аналогами североамериканского «жирного» сланцевого газа. Это традиционный газ с высоким содержанием углеводородов С2+, залегающий на больших глубинах в пластах валанжинских и ачимовских горизонтов. Распространено мнение, что именно подобным «жирным» итрудноразрабатываемым газовым ресурсам и принадлежит будущее российской газодобычи как при обеспечении потребностей внутреннего рынка, так и в экспортных поставках. Так ли это, предлагает выяснить наш эксперт, продолжая разговор, начатый в августовском номере журнала «Пластикс» [1] «Жирный» газ в России Под «жирным» газом в контексте обсуж- дения его потенциала в качестве источника нефтехимического сырья обычно понимается углеводородная смесь, залегающая в нижне- меловых и юрских формациях в коллекто- рах, приуроченных к так называемой валан- жинской свите и ачимовской пачке (отсюда расхожие выражения «валанжинский газ» и «ачимовский газ»). Как правило, основные нефтегазоконден- сатные месторождения представляют собой «слоеный пирог», в котором нефтегазона- сыщенные пласты чередуются с пустыми породами. Обычно с нарастанием глубины и, соответственно, пластового давления из- меняется состав газа. Для так называемого сеноманского газа, например, на Уренгой- ском газоконденсатном месторождении ха- рактерны глубины 1040-1230 м и содержание метана в пластовом флюиде более 98%. Это классический сухой газ, переработка кото- рого не требуется да и, пожалуй, экономиче- ски неоправданна из-за низкого содержания ценных компонентов. Напротив, ачимовские залежи Уренгойского ГКМ расположены в диапазоне 3470-3700 м, а в границах, напри- мер, Восточно-Уренгойского лицензионного участка продуктивная на газ и конденсат ачи- мовская залежь Ач 6 [2] выявлена на глубине более 3800 м. Типовое содержание метана в пластовом газе ачимовских залежей состав- ляет менее 80%. Вполне очевидно, что первым объектом, который попадает в промышленнуюэксплуа- тацию на новом месторождении, становятся сеноманские залежи. Они расположены от- носительно неглубоко, поэтому бурение до- бывающих скважин не составляет проблемы. Кроме того, в силу невысокой «жирности» такой газ не требует больших инвестиций в объекты его подготовки к транспорту. По сути, единственной проблемой становится осушка газа от воды. Однако, как правило, начальные пласто- вые давления в коллекторах сеноманского газа невелики, поэтому по мере отбора угле- водородов и падения энергии пласта есте- ственного давления газа уже недостаточно ни для промысловых операций с ним, ни для по- дачи в магистральные газопроводы. Поэтому на каком-то этапе недропользователь вынуж- ден устанавливать дожимные компрессорные станции (ДКС): или перед операциями по осушке, или перед подачей в магистраль, а иногда одновременно в нескольких местах. По мере истощения залежей ниже техно- логических пределов недропользователь ока- зывается перед выбором: либо переходить на другое месторождение и вновь вводить в экс- плуатацию сеноманскую залежь, либо в кон- туре первого месторождения идти с бурением глубже и осваивать нижележащие продуктив- ные пласты. Выбор этот не столь очевиден, как может показаться на первый взгляд. Первый путь оправдан при наличии большого количе- ства разведанных месторождений с легкодо- ступными объектами разработки. Второй — в том случае, если новых крупных месторожде- ний сеноманского газа просто нет либо они расположены в столь удаленных районах, что создание минимальной необходимой транс- портной и промысловой инфраструктуры со- пряжено с очень большими расходами. Андрей КОСТИН, руководитель информационно- аналитического центра RUPEC «Жирный» газ VS сланцевый газ
Made with FlippingBook
RkJQdWJsaXNoZXIy ODIwMTI=