Ярегское месторождение тяжелой нефти: история разработки и перспективы развития

Ресурсная база углеводородного сырья Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции имеет сложную структуру как по категорийности, так и по соотношению активных и трудноизвлекаемых запасов. Доля активных в остаточных запасах составляет 30 %, причем в Республике Коми только 25.8 % остаточных запасов нефти относится к активным. Проблема освоения месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью весьма актуальна для европейской части России, где преобладают «старые» нефтедобывающие регионы. Тяжелые нефти этих регионов часто являются основным источником восполнения минерально-сырьевой базы. Большая часть запасов тяжелой нефти сосредоточена в недрах Татарстана, Республики Коми и Ненецкого автономного округа (рис. 1).

Рис. 1. Распределение запасов тяжелых нефтей по регионам европейской части России, % (по [4])

Fig. 1. Heavy oil reserves in European Russia

В Республике Коми на долю тяжелых высоковязких нефтей приходится более 51 % запасов. Основная их часть сосредоточена на Ярегском и Усинском месторождениях. Добыча тяжелой нефти в последние годы неуклонно растет (рис. 2).

Ярегское месторождение тяжелой нефти открыто в 1932 году, оно находится в Ухтинском районе с хорошо развитой инфраструктурой. Вблизи месторождения расположен крупный Ухтинский нефтеперерабатывающий завод. В текущем году исполняется 60 лет нефтешахтному управлению

Рис. 2. Доля добычи тяжелой нефти в общем объеме добываемой нефти на территории Республики Коми

Fig. 2. Extraction of heavy oil in the Komi Republic

«Яреганефть», которое было создано в 1958 году. В результате переработки тяжёлой нефти получают различные редкие и ценные продукты — дорожные битумы; хрупкие и лаковые битумы, востребованные в авиационной, электротехнической и лакокрасочной промышленности; трансформаторные, белые технические и медицинские масла; арктическое дизельное топливо и другие. В связи с уникальными физико-химическими свойствами нефти Ярегское месторождение представляет большой интерес как в отношении геологического строения, так и технологических особенностей разработки.

Краткая геологическая характеристика месторождения

В геологическом отношении Ярегское нефтяное месторождение представлено Ярегской, Лыаельской и Вежавожской положительными структурами третьего порядка, приуроченными к сводовой части крупной Ухтинской брахиантиклинали Южного Тимана (рис. 3). Протяженность структур 13—14.9 километров при ширине 4—5.5 км, амплитуда 82—87 м. Промышленная залежь нефти залегает на глубинах 130—300 м в кварцевых девонских песчаниках, образуя единую пластовую сводовую, тектонически и ли-

Рис. 3. Ухтинский район: фрагмент схемы тектонического и нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [по 10]:

1 — границы административных районов; 2 — нефтепровод, 3 — газопровод, 4 — железная дорога, 5 — населенные пункты; границы тектонических элементов: 6 — надпорядковых, 7 — первого порядка, 8 — второго порядка; 9 — заповедник комплексный; 10 — выявленные структуры; 11 — 12 — месторождения: 11 — газовые, газоконденсатные, 12 — нефтяные. Нефтегазогеологическое районирование: 1-1 — Ухта-Ижемский НГР, 2 — Ижма-Печорская НГО, 2-3 — Велью-Тэбукский НГР, 2-6 — Тобышско-Нерицкий НГР. Элементы тектонического районирования: Г — Тиманский кряж, Г3 — Восточно-Тиманская структурная зона, Г3-1 — Вымский вал, Г3-3 — Эшмесская ступень, Г3-4 — Тобысьская депрессия, Г3-7 — Ухта-Ижемский вал, Д — Ижма-Печорская синклиза, Д1 — Нерицкая ступень, Д3-4 — Тэбукская ступень

Fig. 3. Ukhta district: a copy from the scheme of tectonic and oil and gas geological zoning of the Timan-Pechora oil and gas province:

1 — boundaries of administrative areas; 2 — oil pipeline, 3 — gas pipeline, 4 — railway, 5 — settlements; boundaries of tectonic elements: 5- super-order; 7 — the first order, 8 — the second order. 9 — comprehensive reserve; 10 — structures; 11—12 — deposits, 11 — gas, gas condensate, 12 — oil. Elements of oil and gas geological zoning: 1 — Timan PD, 1-1 — Ukhta-Izhma PR, 2 — Izhma-Pechora PD, 2-3 — Veliu-Tebuk PR, 2-6 — Tobysh-Neritskiy PR. Major structures: Г-Timansky Ridge, Г3 — East Timan Structural Zone, Г3-1 — Vymsky swell, Г3-3 — Eshme Step, Г3-4 — Tobyskaya Depression, Г3-7 — Ukhta-Izhemsky swell, Д — Izhma-Pechora depression, Д1-Neritskiy step, Д3-4 — Tebuk step

тологически экранированную залежь. Месторождение имеет сложное геологическое строение; то обстоятельство, что оно разрабатывается шахтным способом, позволяет наблюдать характер распределения нефти в разрезе. В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские, девонские отложения. В основании залегают интенсивно дислоцированный венд-рифейский складчатый комплекс фундамента [4, 7, 8, 9].

Венд-рифейские образования сложены различными тонкослоистыми сланцами, а также массивными кварцитами и метамофизованными кварцитовидными песчаниками. Сланцы преимущественно зеленовато-серые серицит-хлорит-кварцевые и темно-серые. Кварциты и кварцитовидные песчаники обычно слюдистые, с серицит-хлоритовым и регенерационным кварцевым цементом. Сланцы, главным образом графитизированные разности, содержат как мелкие, так и достаточно крупные (до 0.5—2.5 мм) зерна лейкоксена и ильменита. Кварциты и кварцито-песчани-ки беднее титаном, но содержат мелкие зерна рутила, анатаза, циркона и турмалина [9].

На эродированной поверхности метаморфических сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием залегают отложения среднего отдела девонской системы.

Эйфельский ярус (D₂ ef). Эродированная поверхность венд-рифейских метаморфических сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывается образованиями среднего отдела девонской системы [9]. Представлен он отложениями верхнего подъяруса эйфельского яруса (D 2 ef 2 ) (ранее — по уральской стратиграфической номенклатуре — афонинский горизонт (D 2 af)).

В целом базальный пласт песчаников пласта III, продуктивный на Ярегском месторождении, сложен тремя литологическими пачками терригенного состава: нижней, средней и верхней, последняя пачка относится уже к верхнему девону. Разрез нижней пачки начинается с грубозернистых разностей песчаника, включающих линзы конгломерата со слабоскатан-ными обломками кварца и метаморфических сланцев. При закономерном уменьшении крупности зёрен и улучшении сортировки материала снизу вверх по разрезу в его строении выделяются два цикла отложений: основной — нижний, грубозернистый и меньший — верхний, мелкозернистый [8].

Верхняя часть нижней пачки («надрудные алевролиты») характеризуется более сложным строением и резкой фациальной изменчивостью. Она сложена обычно серыми, плотными, горизонтально-слоистыми и узловатыми алевролитами и тёмными тонкослоистыми аргиллитами с прослоями плотных тонкозернистых, редко глинистых мелкозернистых песчаников. Максимальная общая мощность нижней пачки на объекте доходит до 30 м.

Практически все песчаники обладают высокими ёмкостно-фильтрационными свойствами. Открытая пористость их достигает 36—40 %, а газопроницаемость — до 10 мкм ² и более.

Выше залегают отложения живетского яруса (D2 zv)(Старооскольский горизонт (D2 st). Сложены они мономинеральными (кварцевыми), хорошо сортированными, косослоистыми, преимущественно мел ко- и тонкозернистыми песчаниками с подчинённым участием разнозернистых, прослоев аргиллитов, алевролитов и с линзами, прослоями олигомиктовых (лей-коксен-кварцевых) разностей, залегающих в верхней части разреза старооскольского горизонта.

Характерной особенностью кварцевых песчаников старооскольского горизонта является сравнительно однообразный гранулометрический состав, весьма малая глинистость, практическое отсутствие сидеритового материала и слабая сцементированность. Состав цемента серицитовый, реже глинистый (као-линитовый), нередко он практически отсутствует, поэтому в водоносной части прослои встречаются в виде рыхлого песка. Песчаники имеют типичную псаммитовую структуру с беспорядочной и параллельно-слоистой текстурой. Песчаники отличаются хорошо выраженной косой, преимущественно крутопадающей (до 35°) слоистостью, которая характерна главным образом для средней и верхней частей. Но велика роль и горизонтальной слоистости, преобладающей в низах разреза. Средняя толщина отложений старооскольского горизонта на Ярегском месторождении — 36 м (0—65 м).

Отложения верхнего девона на Ярегской площади имеют большое распространение и большую мощность, представлены нижнефранским и средне-франским подъярусами (D 3 f D 3 f 2 ). Джьерский горизонт (D g dzr) (ранее пашийский) на Ухтинской складке включает часть разреза поддоманиковых отложений от подошвы верхней пачки III пласта до кровли II пласта. Он расчленяется на три толщи. Первая из них включает залегающие в основании разреза верхнего девона песчаники верхней пачки III пласта и перекрывающие пласт надпластовые аргиллиты, вторая включает базальты, диабазы, туфы и туффиты, и третья — песчано-глинистые отложения с пластами Б и II, венчающие разрез горизонта.

Надпластовые аргиллиты, непосредственно перекрывающие песчаники продуктивного пласта III, представляют собой горизонтально-слоистые глинистые отложения с прослойками и линзами песчаников и конгломератобрекчий. Толщина надпластовых аргиллитов составляет в среднем около 8 м.

Вышезалегающая туфобазальтовая (туфодиабазовая) толща (или «туфоидные слои») сложена различными туффитами с подчиненными прослоями туфо-брекчий, туфопесчаников и туфоидных глин. Среди них встречаются пластовые тела диабазов и базальтов, реже встречаются диабазовые дайки. Средняя толщина туфоидных слоев на Ярегском месторождении около 40 м при колебаниях от 5—10 до 60 м [4].

Неизмененные диабазовые и андезитобазальтовые туфы, обычно средней крепости и плотности, имеют пеструю, зеленовато-серую, местами буроватую окраску с черными, желтыми, коричневыми и сиреневыми пятнами; неравномерно раскристаллизова-ны, хлоритизированы, участками каолинизированы; трещиноватые, по трещинам кальцит, хлорит, участками нефть. В туфах часто встречаются вулканические бомбы различных размеров и форм. Диабазовые туфы и сами диабазы в периферических зонах и апофизах иногда переполнены миндалинами и пустотами (миндальная текстура), заполненными белым и розовым кварцем, халцедоном, опалом, хлоритом, кальцитом, иногда гематитом и каолинитом.

s H s U	4 о	x	1 © X	H s s X	H s о s a. £	X	я 65 X	S « E В 1	Колонка	s Л «s Я К s к £ S'	Литологическая характеристика
о								10.6	0     0 <3     4	10.6	Почвенно-растительный слой с включениями гравия, гальки и редких валунов
								17.0		6.4	Глины с прослоями песка, с включениями гальки и валунов
								20.0	о o° o„° ° a	3.0
								24.0		4.0
Q t* < U X о m	Q « S X Pc M m	o' у о к e	d		Q			30.4		6.4	Аргиллитоподобные глины известковистые, буровато-серые
						T		33.1		2.7
					5 Q			70.6		37.5	Аргиллиты с редкими прослоями известняков и мергелей. Обильная фауна. Остатки обугленной флоры
						A		79.1		8.5	Песчаники глинистые с прослоями глин и известняков
								121.7	_	42.6	Аргиллиты с прослоями известняков и реже мергелей
					>s 1 4	II		127.6	•   *   * Vs. ♦   ♦   ♦	5.9	Песчаники глинистые с прослоями аргиллитов и известняков
						Б		139.0		5.4
							9 4 о	176.0	T      T	37.0	Размытые туффиты, туффоидные глины с пластовыми и секущими телами диабазов и базальтов
							g » =. S < §	186.0		10.0	Аргиллиты с прослоями песчаников
							Верх	188.0	V-P*Ct^O ♦.£>.♦ О ♦_£>	2.0	Песчаники лейкоксен-кварцевые, грубозернистые
	Q ’S s X tt Щ PC О	q S		5		III	о	212.0		24.0	Песчаники кварцевые мелкозернистые, косослоистые, с прослоями аргиллитов и алевролитов
		Q					§ 5	230.0		8.0	Алевролиты, аргиллиты, линзы песчаников с лейкоксеном
								242.0	• • • X • • • V 15т 'т	12.0	Песчаники лейкоксен-кварцевые от тонкозернистых до конгломератов с прослоями аргиллитов и алевролитов
x											Метаморфические сланцы с прослоями кварцитов

Рис. 4. Сводный литолого-стратиграфический разрез Ярегского месторождения (по [7]):

• 1    — включения гравия и гальки, 2 — песчаники, 3 — алевролиты и аргиллиты, 4 — известняки, 5 — мергели, 6 — фауна, 7 — туффоидный горизонт, сложенный туфами и диабазами, 8 — поверхность несогласия

• Fig. 4.    Schematic section of the Yarega deposit:

• 1    — gravel and pebbles, 2 — sandstone, 3 — siltstones and mudstone, 4 — limestone, 5 — marls, 6 — fauna, 7 — tuffoid horizon, folded by tuffs and diabases, 8 — stratigraphic discordance

Наиболее мощные слои диабазов и базальтов залегают главным образом в основании толщи в виде неправильных, среднего размера пластообразных тел с апофизами. Количество прослоев доходит до 5, обычно их 1—2. Средняя толщина диабазовых и базальтовых тел — 10—12 м при колебаниях от 0.5 до 80 м. Они имеют северо-западное и субмеридиональное простирание, неправильные очертания в плане и плоские караваеобразные формы в разрезе.

Тиманский горизонт (D g tm) (ранее кыновский D ₃ kn) средней мощностью на Ярегской площади около 85—90 м представлен толщей слабоизвестковистых аргиллитов и аргиллитоподобных глин зеленовато-серого цвета и пестро окрашенных, участками и прослоями буровато-коричневых, с подчинёнными прослоями мергелей, известняков и песчаников.

В разрезе верхней части нижнетиманского подгоризонта преобладают плотные, неяснослоистые, темно-серые аргиллиты, местами алевритистые или известковистые, содержащие обугленный растительный детрит. В верхней части этой терригенной толщи встречаются прослои кварцевых и полимиктовых тонко- и мелкозернистых песчаников (пласты Б и II местной промысловой номенклатуры). Толщина пластов 1.5—3.0 и 4—6 м соответственно. Проницаемые песчаники указанных пластов пропитаны и насыщены нефтью.

Отложения верхнетиманского подгоризонтов представлены слабоизвестковистыми аргиллитами и аргиллитоподобными глинами зеленовато-серого, участками и прослоями буровато-коричневого и шоколадного цвета, с тонкими редкими прослоями мергелей и известняков, с прослоями алевролитов и глинистых песчаников (пласт А), встречающихся в верхней части горизонта. Перекрывается пласт А пачкой пестроцветных глин с прослоями известняков, мергелей и алевролитов.

Среднефранский подъярус (D g f₂ ) в пределах Ухтинской складки выделяется в объёме саргаевского и до-маникового горизонтов. Саргаевский горизонт представлен переслаиванием зеленовато-серых и коричневато-серых, тонко- и мелкозернистых песчаников с глинисто-карбонатным цементом и слюдистых алевролитов и глин с фауной брахиопод плохой сохранности.

Разработка Ярегского месторождения показала, что структура разбита трещинами на множество блоков, на каждые 25 метров подземных выработок приходится одна тектоническая трещина. Трещины зияющие и выполненные глиной, рыхлым песком или минеральными образованиями, амплитуды смещения от 1 мм до 2 м. Более крупные нарушения сопровождаются зонами дробления и микротрещиноватостью, а смещения крыльев достигают 20 м по вертикали. Основным промышленным объектом является пласт среднего девона, представленный чередующимися кварцевыми песчаниками, алевролитами и конгломератами. Коллекторские свойства этого пласта хорошие, коэффициент пористости варьирует от 0.03 до 0.33, средние значения составляют 0.14—0.15 [6], трещиноватость пород значительно улучшает коллекторские свойства. Нефтесодержащие песчаники по своему составу содержат титановые и редкоземельные руды.

Технологические особенности и история добычи тяжелой нефти

Нефть Ярегского месторождения тяжелая, смолистая, плотность ее составляет 0.945 г/см ³ , плотность в пластовых условиях 0.933 г/см . Вязкость высокая — 12000—16000 мПа при пластовой температуре 6—8 °С, температура застывания —10 °С [5]. Содержание сернокислых смол до 70 %, масел — 73.3 %, парафина — 0.48 %, серы — 1.12 %, асфальтенов — 3.7 %. Газонасыщенность нефти в пластовых условиях достигает 10 м ³ /т. Групповой состав: метановые углеводороды — 21.2 %, нафтеновые — 45.6 %, ароматические — 33.2 %.

В связи с высокой вязкостью нефти и сложностью ее извлечения руководство СССР в 1936 году приняло решение о строительстве опытной нефтяной шахты. Проект нефтяной шахты разработали инженеры А. И. Гармаш, С. С. Гембицкий, П. 3. Звягин, А. П. Нестеренко, А. В. Кулевский, И. С. Новосильцев и другие. К строительству приступили 9 июня 1937 года [7]. Средства, вкладываемые в этот проект, были настолько значительны, что потребовались особые гарантии и государственная оценка нефтяного месторождения, которая была проведена впервые в истории нашей страны 26 ноября 1937 года. Первая шахтная нефть страны была получена 9 сентября 1939 года. В то время нефть добывалась следующим образом. Из вспомогательных выработок, расположенных прямо в пласте, бурили короткие скважины, по которым нефть стекала и собиралась в резервуары. Перевозили её в вагонетках на лошадиной тяге (первые электровозы «Лилипут» для горной породы стали работать только с ноября 1945 года), затем переливали в бадьи и поднимали по стволу на поверхность.

Когда началась Великая Отечественная война, потребность в нефти была так велика, что в 1942 году на Яреге началось ускоренное строительство ещё двух шахт. Из 550 тысяч тонн нефти, добытых за годы войны в Республике Коми, около 400 тысяч тонн дала Ярега. Из тяжёлой нефти на Ухтинском нефтеперерабатывающем заводе получали некоторые виды остродефицитных продуктов для фронта и оборонных предприятий.

Однако более 90 % запасов тяжелой нефти по-прежнему оставались в пласте. В 1954 году на нефте-шахтах была внедрена более прогрессивная система разработки — уклонно-скважинная, позволившая в несколько раз уменьшить объёмы горных работ и экономить значительные средства. Она была предложена Е. Я. Юдиным, А. А. Бабаяном, В. Н. Мишаковым, С. Ф. Здоровым, Н. Н. Челинцовым, М. А. Бернштейном, Б. Ф. Харитоненко и И. Ф. Солоцким. К концу 1955 года благодаря новой технологии у Яреги открылось «второе дыхание» [6, 7].

В конце 60-х годов добыча нефти на ярегских шахтах постепенно начала снижаться. Искали новые пути добычи тяжёлой нефти, и в результате появился новый метод — термошахтный, в его основу было положено свойство нефти резко уменьшать свою вязкость при нагреве. Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытий выдал авторские свидетельства группе инженеров и учёных, разработавших технологию: П. Г. Воронину, В. Г. Вертию, Е. И. Гурову, В. С. Зубкову, В. Н. Мишакову, Н. И. Мельничуку, 45

Г. Г. Миллеру, Л. М. Рузину, В. С. Сукрушеву, В. П. Табакову. Следует заметить, что еще в 30-х годах И. Н. Стриженовым было предложено использование термического воздействия на нефтяной пласт, однако слабая техническая база не позволила это осуществить.

В июне 1968 года на первой нефтяной шахте организовали опытный участок по термическим методам добычи нефти. Для закачки пара в пласт и отбора нефти использовались старые скважины. Нефтеотдача пласта стала повышаться. В августе 1969 года приказом по Министерству нефтедобывающей промышленности СССР было начато промышленное внедрение этого метода. С 1972 года нефтяные шахты полностью перешли на термошахтную технологию, что позволило увеличить в десять раз нефтеотдачу пласта и в 3,5 раза — добычу нефти. К 12 января 1977 года коллектив НШУ «Яреганефть» добыл термошахтным способом 1 млн тонн нефти. 25 декабря 1977 года за разработку и внедрение комплексного освоения Ярегского месторождения лауреатами Государственной премии СССР стали: Е. И. Гуров, В. Н. Мишаков, К. Г. Болтенко, М. А. Генс, И. Г. Фотиев, Г. П. Левин, В. А. Калюжный, Е. Я. Юдин, А. П. Сушон, Н. Д. Борисенко, С. В. Огурцов, О. К. Комаров. Патенты на термошахтную технологию добычи тяжелой нефти были приобретены в США, Канаде, Японии, Венесуэле и Франции [2, 6].

В ноябре 1992 года НШУ «Яреганефть» вошло в состав ЗАО «Битран» (позже ОАО «Битран»). В марте 1993 года объединение «Коминефть» было преобразовано в открытое акционерное общество. ЗАО «Битран» было создано британской фирмой «Ютро Лтд.» и ОАО «Коминефть» на базе Ухтинского нефтеперерабатывающего завода для совершенствования технологии и углубления переработки высоковязкой нефти. Предприятие владело лицензией на доразведку и разработку северной части Ярегского нефтетитанового месторождения. Было создано два производства — по добыче нефти шахтным способом и по переработке нефти. Предполагалось создать единую технологическую цепочку с получением широкой гаммы нефтепродуктов.

В конце 80-х годов добыча ярегской нефти поднималась до уровня 512 тыс. тонн в год, но с началом реформ 90-х годов резко упала. В дальнейшем в ЗАО «Битран» добыча нефти стала устойчиво расти и приблизилась к полумиллиону тонн в год. В 1994 году на всех нефтешахтах Яреги были введены новые подземные станки ПБС-А 300 — для замены морально и физически устаревших ПБС-2Т.

ЗАО «Битран» планомерно осуществляло реконструкцию своего нефтеперерабатывающего производства, внедряло технологические процессы, позволяющие сократить негативное влияние производства на окружающую природную среду. На нефтеперерабатывающем заводе в короткое время была коренным образом реконструирована битумная установка № 1, готовый битум стал выпускаться в таблетированном виде. В январе 1996 года была завершена модернизация битумной установки № 2, которая была введена в действие ещё в 1942 году и представляла угрозу здоровью населения города из-за выбросов в атмосферу вредных веществ. Выбросы прекратились, условия труда 46

стали более комфортными, повысилось качество продукции.

В 1996 году была проведена реконструкция, позволившая увеличить глубину переработки нефти. В 1998 году ЗАО «Битран» производило из тяжёлой ярегской нефти высококачественные термостабильные дорожные битумы, отвечающие требованиям мировых стандартов, специальный хрупкий битум марки «Г», масла-мягчители, используемые в резинотехнической и полиграфической отраслях промышленности, и другую продукцию.

В дальнейшем снова встал вопрос о пересмотре действовавшей термошахтной технологии в целях сокращения эксплуатационных расходов. Первые попытки реализовать эту идею были предприняты в 1997 году на одном из участков нефтешахты № 2 и увенчались успехом инженеров и руководителей «Битрана», учёных института «ПечорНИПИнефть». Впоследствии осуществлялась программа научно-исследовательских работ по совершенствованию термошахтной технологии добычи нефти. Велись опытные работы по закачке пара в пласт с поверхности при добыче с существующих в шахте выработок. Новая технология позволяла повысить коэффициент нефтеотдачи [6].

С августа 2000 года ОАО «НК “ЛУКОЙЛ”» в рамках общей реорганизации компании передало переработку высоковязкой нефти предприятию «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка». С 2003 года инвестиционные проекты, связанные с развитием Яреги, вошли в число приоритетных направлений развития ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В сентябре 2003 года на опытном участке нефтешахты № 2 всего за один месяц было добыто рекордное количество нефти — 1 % от балансовых запасов. В целом же за год нефтеизвлечение составило 9.8% от балансовых запасов, или почти 22 % от извлекаемых [7].

В 2016 году ОАО «ЛУКОЙЛ» реализовал крупнейший инвестиционный проект «Ярега-1», в рамках которого построен ряд производственных объектов. В конце года вместе с новым пунктом подготовки и сбора нефти здесь была запущена в эксплуатацию уникальная водоподготовительная установка ВПУ-700. По итогам 2016 года добыча нефти на Ярегском месторождении выросла на 23 % и составила 912,886 тыс. тонн, в 2017 году добыча составила 1 081,789 тыс. тонн высоковязкой нефти (рис. 5).

На Ярегской и Лыаельской площадях Ярегского месторождения осуществляется добыча нефти с применением тепловых методов: термошахтного и термогравитационного дренирования пласта [6]. С 2005 по 2011 годы на участке ОПУ-3 проводились опытные работы по испытанию технологии термогравитационного дренирования пласта (ТГДП) в системе горизонтальных скважин с горизонтальным продолжением 300 м. Термогравитационное дренирование пласта — эффективный метод добычи высоковязкой нефти, который представляет собой две горизонтальные параллельные скважины, расположенные одна над другой, где верхняя скважина нагнетательная, а нижняя — добывающая, при постоянной закачке пара в верхнюю скважину образуется паровая камера [11].

Всего в ходе эксплуатации Ярегского месторождения по термошахтной технологии создано и вне- дрено несколько систем разработки — двухгоризонт-ная, одногоризонтная, панельная и их комбинации [3,12]. При всех перечисленных системах закачка пара ведется через подземные скважины, пробуренные из горных выработок, а добыча нефти — через подземные горизонтальные и пологовосстающие скважины, пробуренные из горных выработок (добывающие галереи), пройденных в подошве нефтенасыщенной части пласта.

До 1998 г. основной была двухгоризонтная система, при которой достигается максимальная степень охвата пласта, но она требует большого объема проходки горных выработок — 240 м/га. Для устранения недостатков, свойственных этим системам, была разработана новая подземно-поверхностная система, отличающаяся закачкой пара через скважины, пробуренные с поверхности. Увеличение параметров пара и темпа закачки по подземно-поверхностной системе позволило более чем в два раза увеличить темпы отбора нефти. Доказательством этому может служить следующее: на одном из блоков нефтешахты № 2 за 22 года разработки по одногоризонтной и двухгоризонтной системам коэффициент извлечения нефти составил 0.439, а за 11 лет разработки другой части блока по подземно-поверхностной системе коэффициент извлечения нефти достиг 0.564. На основе полученных результатов в 2003 г. был подготовлен проект разработки площадей по подземно-поверхностной системе. При этом проходка горных выработок сократилась с 240 м/га (по двухгоризонтной системе) до 92 м/га (по подземно-поверхностной). Совершенствование подземно-поверхностной системы привело к объединению ее с панельной системой вскрытия шахтных полей, что позволило сократить проходку горных выработок до 57 м/га.

ОАО «ЛУКОЙЛ-Коми» постоянно проводятся работы по повышению эффективности термошахтной разработки Ярегского месторждения, среди которых: увеличение протяженности подземных скважин до 1000 м вместо существующих 300 м, автоматизация технологических процессов по термошахтной добыче нефти [2, 12]. В перспективе это позволит перейти на закрытый режим эксплуатации шахтных блоков, увеличить коэффициент нефтеотдачи до 0.7, снизить затраты на добычу нефти.

Рис. 5. Динамика добычи нефти на Ярегском месторождении

• Fig. 5.    Oil production at the Yarega deposit

  Наряду с нефтью Ярегское месторождение представляет интерес в отношении титановых (лейкоксеновых) руд, запасы которых значительные. С 2017 года НШУ «Яреганефть» осуществляет добычу титановых руд для переработки в АО «СИТТЕК» с целью производства титанового коагулянта для водоочистки [1] .

Заключение

Разрабатывающееся в течение многих лет Ярегское месторождение тяжелой нефти занимает важное место в структуре нефтегазового комплекса Республики Коми. Это месторождение относится к числу крупных и, что очень важно, находится в промышленно развитом районе. Тяжелая нефть характеризуется уникальными физико-химическими свойствами, и ее переработка обеспечивает получение целого ряда ценных продуктов, использующихся в различных отраслях промышленности.

При освоении Ярегского месторождения разработаны оригинальные и эффективные технологии термошахтной добычи тяжелой нефти. Постоянно проводятся работы по их совершенствованию, что позволяет повысить темпы отбора и коэффициент извлечения нефти, сократить проходку горных выработок, перейти на закрытую эксплуатацию горных блоков. В конечном счете это способствует существенному снижению финансовых затрат. Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения представляет большой интерес и свидетельствует о реальной возможности достижения высокой нефтеотдачи на подобных месторождениях тяжелой нефти. Это крайне важно, учитывая вероятность того, что доля запасов трудноизвлекаемой нефти в относительно хорошо разведанных районах традиционной нефтедобычи будет возрастать. Значительный сырьевой потенциал Ярегского месторождения, имеющиеся и продолжающиеся технологические разработки, востребованность тяжелой нефти при условии благоприятной ценовой конъюнктуры дают основания для прогнозирования сохранения и даже увеличения объемов добычи нефти в среднесрочной перспективе. Актуальной остается давно обсуждающаяся проблема комплексной разработки Ярегского месторождения с добычей не только нефти, но и титановых руд.