Розмір тексту

3D-моделювання родовищ, зелена сейсміка, модернізація LPG-установок — інновації для збільшення видобутку газу в Україні

Попри економічну кризу, у 2020 році газовидобувники в Україні інвестували в сучасні технології, зокрема у сфері геології, розвідки та перероблення скрапленого газу. Втім, мотивація інвесторів вкладати кошти в нафтогазову галузь сьогодні як ніколи залежить від дій держави.

2020 рік був важким для економік усіх країн світу. Важко знайти галузь, де б через пандемію не відбувся спад. Нафтогазовидобуток — не виняток: вітчизняні компанії видобули менше вуглеводнів, ніж у минулі роки.

Попри складнощі, з якими зіткнулася газовидобувна галузь у 2020 році, в Україні було кілька прикладів інновацій, які змінили підходи та покращили роботу видобувників.

Бази даних та 3D-моделювання родовищ

Одні з найважливіших та найбільш інноваційних складників газовидобутку — геологія та моделювання родовищ. Фахівці в цих процесах займаються вивченням будови надр землі та створюють 3D-моделі, завдяки яким визначають місця для буріння свердловин, знаходять нові поклади газу, нарощують його запаси, а отже — наближають енергонезалежність України. Для цього геологи в газовидобувних компаніях використовують провідні технології та сучасне програмне забезпечення.

Наприклад, Група Нафтогаз запустила в Харкові Центр 3D-моделювання та візуалізації родовищ. 3D-моделі родовищ дають змогу уточнювати геологічну будову покладів вуглеводнів, підтверджувати їхній ресурсний потенціал та планувати програми розроблення. Вони допомагають ухвалювати ефективні рішення щодо буріння нових свердловин, оптимізації видобутку, реалізації нових інфраструктурних об’єктів.

Директор дивізіону «Нафтогаз Розвідка і Видобування» Олександр Романюк Директор дивізіону «Нафтогаз Розвідка і Видобування» Олександр Романюк

— Детальне вивчення покладів дає змогу мінімізувати ризики й заощаджувати кошти. Створення Центру 3D-моделювання систематизує і виводить на новий рівень нашу роботу за цим напрямом, а також слугує фундаментом для масштабної цифровізації всіх функцій геології та розроблення, — зазначає Олександр Романюк.

Нафтогаз уже має понад 25 тривимірних моделей родовищ, 20 з яких — це постійно діючі 3D-гідродинамічні моделі. Вони забезпечують найточніші прогнози щодо запасів вуглеводнів та процесів у продуктивних пластах. На завершальній стадії ще 5 постійно діючих геолого-технологічних моделей.

Крім того, у НАК «Нафтогаз України» створили базу геологічних даних про родовища і свердловини, які експлуатує дивізіон «Нафтогаз Розвідка та Видобування». Запуск цієї програми — це початок створення найбільшої в Україні цифрової бази геологічних даних.

У систему вже внесли дані про 43 родовища та понад 1 200 свердловин західного регіону. Загалом планують оцифрувати дані про понад 200 нафтогазових ділянок і 5 300 свердловин.

— Попереду опрацювання інформації про Дніпровсько-Донецьку западину. Детальний аналіз геологічних даних і 3D моделювання родовищ — це наші інструменти підвищення ефективності процесів і прийняття управлінських рішень у межах реалізації стратегії нарощування ресурсної бази, — розповідає директор дивізіону «Нафтогаз Розвідка і Видобування» Олександр Романюк.

База даних буде інтегрована з іншими системами Групи Нафтогаз. На її створення заклали 5 років.

Інфографіка. Що включає база геологічних даних про родовища і свердловини Інфографіка. Що включає база геологічних даних про родовища і свердловини

Зелені технології та інноваційне буріння

У ДТЕК Нафтогаз також застосовують сучасні методи геологічного вивчення надр, включно зі створенням постійно-діючих 3D-моделей.

Їхні фахівці у 2020 році провели масштабну сейсморозвідку за сучасною зеленою технологією з реєстрацією даних у режимі реального часу. Безкабельна технологія «зеленої сейсміки» вважається найбільш інноваційним та екологічним способом розвідки. Для з’єднання сейсмоприймачів використовується не кабель, а бездротові системи. А для установки датчиків не потрібна важка спецтехніка.
Використання безкабельної технології дає змогу ефективно працювати в умовах складного ландшафту й у важкодоступних місцях, де раніше це було зробити неможливо. Завдяки реєстрації сейсмічних даних у режимі реального часу фахівці можуть оцінювати якість даних безпосередньо під час дослідження.

Керівник Технологічного центру ДТЕК Нафтогаз Максим Дорохов Керівник Технологічного центру ДТЕК Нафтогаз Максим Дорохов

— Безкабельна зелена сейсморозвідка дає змогу підвищити точність геологічних прогнозів, прискорити підготовку нових площ до буріння і зробити видобуток газу ще більш ефективним і екологічним, — підкреслює керівник Технологічного центру ДТЕК Нафтогаз Максим Дорохов.

Безкабельна сейсморозвідка стала першим проєктом, реалізованим у межах Нафтогазового технологічного хабу. Його створив ДТЕК Нафтогаз для консолідації зусиль і вирішення завдань компаній газовидобувної галузі.

— Успішна реалізація «зеленої сейсміки» дає змогу тиражувати цю технологію на всю галузь і впроваджувати нові підходи геологорозвідувальних робіт в Україні, — переконаний генеральний директор ДТЕК Нафтогаз Ігор Щуров.

Генеральний директор ДТЕК Нафтогаз Ігор Щуров Генеральний директор ДТЕК Нафтогаз Ігор Щуров

Крім того, ДТЕК Нафтогаз — єдина компанія в газовидобувній галузі країни, що сформувала Технологічний центр для системного моніторингу, адаптації та впровадження інновацій.

— В умовах кризи на нафтогазовому ринку вкрай важливо впроваджувати сучасні технології, які підвищують ефективність видобутку газу й забезпечують подальший розвиток галузі, — додає Ігор Щуров.

У грудні ДТЕК Нафтогаз завершив буріння глибокої свердловини на Мачухівському родовищі із застосуванням унікальних для Європи інтегрованих рішень і технологій. Для цього в компанії використали бурову установку, оснащену інтелектуальною системою. Оператори в онлайн-режимі управляли траєкторією стовбуру та оцінювали розрізу для потрапляння в найбільш продуктивну зону пласту, орієнтуючись на дані постійно діючої 3D-моделі родовища. Це зробило процес буріння швидшим та менш затратним.

Нові підходи до перероблення скрапленого газу та модернізація промислів

Про перероблення скрапленого газу (англ. LPG) в Україні говорять мало, а дарма — тут теж є свої досягнення, зокрема на теренах нашої області. Так, СП «Полтавська газонафтова компанія» у 2020-му виробила більше скрапленого газу, ніж у попередні роки, завдяки модернізації LPG-установки. Підвищення ефективності вилучення пропан-бутану із природного газу всього на 1 % дало змогу компанії збільшити обсяг отриманої продукції на 17 %.

Генеральний директор СП ПГНК Віктор Гладун Генеральний директор СП ПГНК Віктор Гладун

— В умовах виснаження родовищ вуглеводнів ми вивчаємо та застосовуємо інноваційні технічні рішення, які збільшують ефективність вилучення LPG. Очікуємо, що модернізована LPG-установка дасть змогу збільшити обсяг скрапленого газу на понад 20 %, — прокоментував генеральний директор СП ПГНК Віктор Гладун.
У цій сфері ПГНК була першою серед приватних підприємств: ще у 2011 році побудувала установку поглибленого вилучення скраплених вуглеводнів. Окрім цього, компанія має власну лабораторію для проведення аналізу скрапленого газу, а також дістала підтвердження відповідності скрапленого газу власного виробництва європейському стандарту. Це гарантує високу якість пального, яке постачає компанія.

Торік розпочалася підготовка до модернізації й тимчасової замірно-сепараційної установки (ТСЗУ) Представництва «Регал Петролеум Корпорейшн Лімітед», що входить до групи компаній Smart Energy. Коли її лише запустили, це була найсучасніша в Україні подібна установка, обладнана канадським устаткуванням. Та роки роботи і зростання виробництва, розвиток технологій зумовлюють логічну потребу в оновленні ТЗСУ.

— Під час реконструкції ми довстановимо компресорний агрегат, піч для підігріву, сепараційне обладнання, розширимо місткісний парк газового конденсату та пропан-бутану. У результаті проєкту ефективність виробництва має зрости на 60 %, — прогнозує Вадим Мащиков, директор департаменту з виробництва та капітального ремонту Smart Energy.

Мотивація інвесторів залежить від дій держави

Україна друга в Європі за покладами газу. Здебільшого родовища вуглеводнів уже досить виснажені. Необхідним є застосування сучасних інновацій, які дають змогу розвідувати нові газоносні площі та видобувати важкодоступні поклади із надр.

Голова правління Асоціації нафти й газу України Андрій Закревський Голова правління Асоціації нафти й газу України Андрій Закревський

— Нині в Україні є два локомотиви інновацій: ДТЕК Нафтогаз та Укргазвидобування. Перша компанія активно застосовує швидкісне безаварійне (роторно кероване) глибинне буріння. Своєю чергою, Укргазвидобування в промислових масштабах вдається до використання багатостадійного ГРП та колтюбінгу (ред. — гнучка колона труб, яку опускають у свердловину для різних операцій), — говорить голова правління Асоціації нафти й газу України Андрій Закревський.

Крім того, зазначає фахівець, можна згадати і приклад компанії «Денімекс», фахівці якої застосовують так звану технологію важкого снаббінгу. Тобто, ремонту глибоких свердловин без повного їх заглушення.
Щоб інвестори вкладали кошти в такі технології, потрібно їх мотивувати. Якщо держава створить сприятливе підґрунтя для роботи галузі, виграють і видобувники, модернізуючи технологічні процеси, й Україна, наближаючись до омріяної газової незалежності.

За даними Державної служби геології та надр України, кожна гривня, вкладена в нафтогазовидобувний сектор, повертається у вигляді 3–4 грн у суміжних галузях. Тобто, інвестиції в модернізацію галузі — це стрибок української економіки загалом.

Завдяки раціональній державній політиці Україна зможе суттєво збільшити інвестиції у видобуток, зокрема й від міжнародних компаній. У комплексі з програмами підвищення енергоефективності це дало б змогу повністю відмовитися від імпорту нафти та газу.

Тарас ПОХИЛЬКО

Партнерський проект
Газ Полтавщини

Редактор проекту:
Катерина Кролевська

447

Полтавщина:

Наш e-mail:

Телефони редакції: (095) 794-29-25 (098) 385-07-22

Реклама на сайті: (095) 750-18-53

Запропонувати тему