История
История становления и развития ВНИИГАЗа неразрывно связана с историей развития газовой промышленности страны.
1948 — 1956
Освоение газовых месторождений в Саратовской, Куйбышевской и Сталинградской (Волгоградской) областей
Газовая промышленность Советского Союза начала создаваться в довоенные годы. До этого незначительная добыча собственно природного газа проводилась на юге Дагестана и в некоторых районах Средней Азии. Позже — на Западной Украине. В период Великой Отечественной войны были открыты газовые месторождения в Куйбышевской и Оренбургской областях, а также в Саратовском Поволжье.
Был построен магистральный газопровод Бугуруслан — Куйбышев. Началось сооружение первого дальнемагистрального газопровода Саратов — Москва.
В начале 1930-х впервые были созданы научные организации для обеспечения задач промышленного развития газовой отрасли, которые прошли путь от отдельных разрозненных научных коллективов и лабораторий до первой самостоятельной комплексной научной организации по природному газу — Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (ВНИИГАЗ), созданного 2 июня 1948 года на базе Центральной научно-исследовательской лаборатории треста «Союзгазразведка» и лаборатории № 5 Всесоюзного научно-исследовательского института искусственного жидкого топлива и газа (ВНИГИ).
Строительство первого газопровода Саратов-Москва
На первом этапе развития института перед учеными стояли практические задачи по обеспечению стабильной работы первого магистрального газопровода Саратов-Москва и расширению сырьевой базы.
По заданию Главгазтоппрома при Совете министров СССР в 1943–1944 годы Иван Ходанович, будучи начальником отдела этого Главка, впервые в СССР провел предпроектную разработку и дал технико-экономическое обоснование сооружения газопровода «Саратов — Москва». Экспертиза проекта сооружения газопровода была выполнена Павлом Теснером, геологическая экспертиза — Василием Сенюковым.
Молодые химики Константин Зарембо и Павел Теснер летом 1946 года впервые предложили простой и эффективный способ устранения газогидратных пробок в трубе магистрального газопровода «Саратов — Москва» с использованием метанола.
1957 — 1972
Освоение ГКМ на Украине, Северном Кавказе, Туркмении, Узбекистане, Коми
На следующем этапе деятельность Института была уже тесно связана с разработкой и реализацией первых программ комплексного развития газовой промышленности. При освоении новых газовых месторождений на Северном Кавказе, на Украине, в Туркмении, в Узбекистане и Коми были непосредственно использованы научные разработки Института. Развитие этого направления позволило увеличить добычу газа по стране в период 1955–1965 гг. с 10 до 129 лрд. м3, или более чем в 12 раз.
Труба, 1957 год
Строительство газотранспортных систем Кавказ-Центр, Средняя Азия-Центр
С конца 1950-х годов в связи с открытием крупных газовых и газоконденсатных месторождений на Северном Кавказе, в Средней Азии, а затем на севере Западной Сибири, встал стратегический для отрасли вопрос — какой должна быть техническая политика развития газотранспортных систем.
Переход на технологию транспорта газа по газопроводам диаметром 1420 мм на давление 7,4 МПа взамен транспорта газа по газопроводам 1220 мм на давление 5,4 МПа позволил сэкономить более 13 млн тонн труб, более 50 млрд м3 газа на собственные нужды, обеспечить темпы прироста добычи газа до 40–50 млрд м3/год.
Первым магистральным газопроводом диаметром 1420 мм на давление 7,4 МПа стал газопровод Средняя Азия — Центр, IV нитка Шатлык — Острогожск, принятый в эксплуатацию 10 апреля 1978 года. Это явилось важнейшим научно-техническим достижением газовой отрасли в
деле развития Единой системы газоснабжения страны, научные основы создания и функционирования которой были разработаны во ВНИИГАЗе.
Ученые ВНИИГАЗа на всесоюзном совещании по разработке газовых и газоконденсатных месторождений — Харьков, декабрь 1968 года
Строительство Оренбургского и Астраханского ГПЗ
Были открыты крупные месторождения сероводородсодержащих газов, такие как Мубарекское (Узбекистан) и Оренбургское, требующие принципиально новых подходов и технологий для подготовки газа к транспорту.
На базе этих месторождений в конце 1960-х — начале 1970-х гг. были созданы газоперерабатывающие заводы — Мубарекский ГПЗ, Оренбургский ГПЗ и Оренбургский гелиевый завод. Оренбургский газохимический комплекс, рассчитанный на переработку 45 млрд м3/год, стал крупнейшим в СССР поставщиком газа, который обеспечивал до 20 % от общего объема добываемого в стране голубого топлива. Именно такой статус приобретает в эти годы природный газ, вытесняя из ТЭБ страны сернистый уголь и мазут. На Оренбургском гелиевом заводе было налажено крупнотоннажное производство гелия. Новые проекты перерабатывающих мощностей были направлены преимущественно на подготовку газа к транспорту и в меньшей мере на глубокую переработку газа, например на извлечение целевых компонентов — этана, пропана, бутанов.
Учеными ВНИИГАЗа в 1970-х гг. были предложены научно-технические решения и технологии, связанные с обеспечением очистки газа от кислых компонентов (сероводород и двуокись углерода), осушкой газа, производством газовой серы, стабилизацией конденсата, производством этана, сжиженных газов и гелия.
1973 —1985
Освоение базовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона
В этот период в связи с разработкой Медвежьего месторождения Мингазпром ставит перед Институтом задачу научной проработки проблемы бурения скважин повышенных диаметров обсадных колонн в условиях многолетнемерзлых пород. Результаты работ успешно применяются на Медвежьем, Уренгойском и других месторождениях Тюменской области.
Проектирование разработки уникальной по запасам газа сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (Уренгойское и Северо-Уренгой-
ское НГКМ) велось в несколько этапов начиная с 1973 года. В основном это связано с расширением знаний о месторождении и величине запасов газа.
В первых проектных документах учеными и специалистами ВНИИГАЗа была рассмотрена принципиально новая для своего времени система разработки и обустройства месторождения: кустовое размещение эксплуатационных скважин (по 4–5 скважин) увеличенного диаметра в наиболее продуктивных зонах; высокие дебиты эксплуатационных скважин (1–1,5 млн м3/сут); дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта; УКПГ повышенной производительности (15–20 млрд м3/год).
Строительство первых газотранспортных экспортных коридоров
Ямальский проект впервые прозвучал в связи с планами строительства нового газопровода в Европу, которые появились после прихода на должность министра газовой промышленности С.А. Оруджева. Министр-прагматик Оруджев считал, что этот экспортный газопровод надо построить с Ямала. Он имел в виду, что в этом случае появится возможность получения кредитов и финансирования закупок, материалов и оборудования для освоения Ямала.
К тому времени картина с ямальским газом была ясна: запасы там огромны, но труднодоступны. Самое крупное месторождение по запасам газа — Бованенково — располагалось в континентальной части полуострова. Именно в эти годы первого выхода на Ямал ВНИИГАЗ предложил рассмотреть вопрос строительства завода по сжижению газа на Харасавэе как альтернативу этому трубопроводу.
В силу недостаточной изученности комплекса проблем, связанных с разработкой и обустройством Бованенковской группы месторождений полуострова Ямал, включая строительство магистрального газопровода, было принято решение о строительстве нового газопровода для
поставок дополнительного объема в Европу от хорошо освоенного Надым-Пур-Тазовского региона, а именно от Уренгойского месторождения.
Байбаков Николай Константинович во ВНИИГАЗе
1986 — 2000
Подготовка к выходу на Ямал
Основные принципы разработки базовых месторождений Ямальского региона — уникальных месторождений Бованенковской группы (Бованенковского, Харасавэйского, Крузенштернского), в которых сосредоточено больше половины запасов газа п-ова Ямал, были сформулированы специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» еще в 1980-е гг. Дальнейшее развитие они получили в Программе комплексного освоения месторождений п-ова Ямал и прилегающей акватории.
Первый комплексный проектный документ на разработку газовых месторождений Бованенковской группы, послуживший основой для последующего более детального проектирования, был выполнен ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 1986 г.
К основным проектным решениям по месторождениям Бованенковской группы относятся:
- кустовое размещение скважин, подключение скважин на разные объекты к единой газосборной сети;
- оптимизация распределения отборов газа по объектам и срока ввода в разработку низконапорных залежей с учетом рационального использования пластовой энергии;
- использование добывающих скважин с наклонным, пологим и субгоризонтальным окончанием;
- применение комбинированной теплоизоляции скважин для предотвращения растепления околоскважинного пространства.
Строительство перехода через Черное море — «Голубой поток»
Отраслевые исследования во ВНИИГАЗе в области надежности конструкций МГ получили качественное развитие в связи с сооружением морских газопроводов и прежде всего строительством газопровода «Голубой поток» через Чёрное море протяженностью около 400 км, что на тот момент было уникальным событием для мировой практики.
Морской участок газопровода включает в себя одну из крупнейших в мире и уникальных по своим характеристикам КС «Береговую» мощностью 150 МВт. Это позволяет создать давление на выходе 25 МПа. Газопровод «Голубой поток» сооружен из труб различных диаметров, а именно: равнинная часть сухопутного участка — 1420 мм, горная часть сухопутного участка — 1220 мм, морской участок — из двух труб диаметром 610 мм.
Впервые в практике российской нефтегазовой отрасли на горном участке сухопутной части газопровода были сооружены тоннели под хребтами Кобыла и Безымянный протяженностью 3260 м.
В пусковой комплекс газопровода на российском сухопутном участке вошли КС «Краснодарская», станция очистки и осушки газа, сравнимая с промысловой УКПГ, крановая площадка на КС «Береговая».
с 2001
Реализация комплекса мероприятий по разработке и реализации Восточной программы
В соответствии с Программой создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения в этих регионах создаются четыре новых центра газодобычи (Сахалинский, Якутский, Иркутский, Красноярский). Уникальность компонентного состава ресурсов Ковыктинского газоконденсатного месторождения (Иркутская область) и Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (Якутия) потребовала сделать акцент не на скорейшем вовлечении этих месторождений в разработку, а на необходимости эффективной переработки сырья и развитии газохимических производств. Одним из обоснований для принятия этого решения послужили научные исследования и разработки ученых и специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Начало освоения Бованенковского газоконденсатного месторождения на Ямале
Бованенковское НГКМ открыто в 1971 году. Промышленная газоносность установлена в 28 продуктивных пластах в отложениях нижнего мела, средней и нижней юры. В 2012 году после пробной эксплуатации скважин началась промышленная разработка месторождения в соответствии с проектным документом, подготовленным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2004 году, — Коррективы к проекту разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ.
За первые пять лет эксплуатации было добыто около 270 млрд м3 газа.
Подготовка газа к транспорту по магистральным газопроводам осуществляется на двух УКПГ. С 2017 года действует проектный документ Технологическая схема разработки Бованенковского НГКМ, также выполненный ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Существенна роль специалистов нашего института и в развитии низкотемпературных технологий промысловой подготовки газа и конденсата.
В частности, были разработаны промысловые технологические схемы подготовки газа для многопластовых месторождений Бованенковской группы п-ова Ямал.
С освоением Ямала связано создание экологического направления исследований. ВНИИГАЗ создает препарат нового поколения из серии БИО — «БИОРОС» как ответ на потребность в новых биопрепаратах для ликвидации углеводородных загрязнений в любых условиях и утилизации нефтесодержащих отходов.
С 2016 г. начат промышленный выпуск биопрепарата по лицензии ПАО «Газпром».
В 2014 году коллектив учёных Института получил премия Правительства РФ в области науки и техники «За разработку и внедрение комплекса научно-технических решений при строительстве и вводе в эксплуатацию Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения».
Строительство газотранспортной системы Бованенково-Ухта
Система газопроводов Бованенково — Ухта — это мощная ГТС, производительность которой в перспективе составит более 300 млрд м3 газа в год.
При сооружении газопроводов применены новые технические решения: увеличение рабочего давления (до 9,8 и 11,8 МПа), увеличение прочности труб, применение внутреннего гладкостного покрытия, использование ГПА повышенной мощности (25, 32, 50 МВт). Внедрен метод оптимизации и заказа ГПА для конкретных параметров каждой КС, применены модульная компоновка ГПА (с агрегатным АВО газа), бесшлейфовая технологическая схема КС.
Были частично пересмотрены подходы и детализированы требования к комплексу работ по очистке полости трубопровода, испытаниям на прочность, осушке, азотированию и заполнению природным газом.
Строительство и ввод в эксплуатация СЕГ
Для строительства Северо-Европейского газопровода (СЕГ) в течение 1997–1999 гг. с привлечением ведущих мировых инжиниринговых фирм и
российских институтов был выполнен полный комплекс морских изысканий в Балтийском море. Технико-экономическое обоснование проекта строительства СЕГ подтвердило техническую возможность и экономическую эффективность его сооружения.
СЕГ — это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу, который позволил диверсифицировать экспортные потоки, напрямую связать газотранспортные сети России и стран Балтийского региона с общеевропейской газовой сетью. Отличительной особенностью СЕГ является отсутствие на его пути транзитных государств, что снижает страновые риски и стоимость транспортировки российского газа и одновременно повышает надежность его поставок на экспорт. Трасса газопровода прошла через акваторию Балтийского моря от Выборга до побережья Германии (район г. Грайфсвальда), предусмотрено строительство морских газопроводов-отводов для подачи газа потребителям Финляндии, Швеции, Великобритании и других стран.
Протяженность газопровода — свыше 1200 км, диаметр трубопровода — 1200 мм, рабочее давление — 9,8 МПа, производительность — 55 млрд м3/год. Поставка газа по нему начата в ноябре 2011 году. Ученые ВНИИГАЗа принимали активное научно-методическое участие в
сооружении этого уникального газопровода на всех этапах его жизненного цикла — от проектирования и строительства до ввода в эксплуатацию и последующего сопровождения.
Первые Шельфовые проекты
ВНИИГАЗ осуществляет проведение научных исследований, разработку научно-технических и проектных решений по созданию технологических процессов, технических средств, сооружений и оборудования для поиска, разведки, разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений на континентальном шельфе.
Именно шельф рассматривается в качестве основного направления развития минерально-сырьевой базы газодобычи.
ВНИИГАЗ принимал активное участие во всех проектах разработки морских месторождений (Штокмановское, Приразломное, Лунское и др.).
Институт — организатор значительной работы по подготовке ТЭО освоения месторождения Варандей-море, технологической схемы разработки Штокмановского ГКМ и конструкций ледостойких платформ для его освоения.
Под научным руководством профессора Р.М. Тер-Саркисова выполнен проект разработки месторождения, разработаны варианты конструкций мор
ских платформ и обоснование инвестиций применительно к морскому добычному комплексу.
ВНИИГАЗом была разработана специальная методика, которая позволила впервые утвердить в ГКЗ запасы не на основании бурения скважин, как
обычно принято при рассмотрении запасов, а на основании интерпретации 3D. За эту работу ВНИИГАЗ получил премию первой степени ПАО «Газпром». ООО «Газпром ВНИИГАЗ» является разработчиком таких ключевых проектов, как Программа освоения ресурсов углеводородов на шельфе России до 2030 г., ТЭО и рабочая документация на морские платформы и других работ по проекту «Сахалин-2»; разработчиком проектной документации для морской платформы и других работ по проекту «Сахалин-1», ТЭО проекта освоения Приразломного нефтяного месторождения, концепции освоения Северного Каспия и др.