Стратегия, реализуемая в топливно-энергетическом комплексе Туркменистана в эпоху независимости, направлена на модернизацию и диверсификацию структуры отрасли, увеличение мощностей газодобывающего и перерабатывающего сектора, развитие газовой и нефтехимической промышленности, выпуск конкурентоспособной продукции, пользующейся большим спросом на мировом рынке.
Большая часть территории Туркменистана считается нефтегазоносной. Высокий уровень запасов газа подтверждает, что государство имеет потенциал для увеличения добычи и переработки голубого топлива, снабжения зарубежных и отечественных потребителей в течение долгих лет.
Продолжая публикации о крупных газовых месторождениях страны, предлагаем читателям информацию об объектах управления Lebapgazçykaryş, запущенных в производство в первом десятилетии XXI века.
Среднее по запасам газа газоконденсатное месторождение Газлыдепе (Гагарин) расположено в юго-восточной части Заунгузских Каракумов и относится к Дяневскому этрапу Лебапского велаята. Оно введено в опытно-промышленную эксплуатацию в августе 2004 года. Газлыдепе расположен в 30 километрах к юго-востоку от известного крупномасштабного газового месторождения Керпичли и в 45 километрах к югу от месторождения Северный Балгуи.
В период освоения кладовой разрабатывается ряд проектов. Бурение разведочных скважин на Газлыдепе вскрывает геологические отложения неоген-четвертичного, палеогенового, мелового и юрского периодов.
По региональной тектонической структуре Газлыдепинская антиклиналь, расположенная на юго-востоке Туркменистана, относится к Южно-Унгузскому уступу длиной 140-150 километров и шириной 25-30 километров, простирающемуся в меридиональном направлении от Репетек-Чешминской зоны на юге до северо-восточного соединения вала Керпичли на севере. В пределах Южно-Унгузского вала простирающаяся в узком меридиональном направлении Газлыдепинская структура делится на локальные складки Северный Чешме, Южное Унгузье и Газлыдепе.
Геологоразведочные работы на структуре Газлыдепе проводятся в два этапа. На первом этапе (1964-1971 гг.) на площадке было пробурено всего 6 скважин. Поскольку ни одна из разведочных скважин, пробуренных на этом этапе, не дала промышленно значимого притока газа, в 1971 году месторождение Газлыдепе было выведено из разведочного бурения. С открытием в тот период ряда газовых месторождений на восточных и северо-восточных территориях Туркменистана в 1977 году в результате комплексного анализа детальных сейсмических и геофизических исследований скважин (ГИС) на структуре Газлыдепе вновь начались работы по разведочному бурению, а в 1978 году с получением промышленного газового притока из разведочной скважины № 12 было открыто месторождение Газлыдепе.
Таким образом, на основе результатов проведенных на скважинах испытательных работ, полученных кернов и геолого-геофизических исследований, вскрыты два самостоятельных горизонта с газоводяным контактом VII и X. Горизонт Х, относящийся к пластам основной эксплуатации, характеризуется как пласт с промышленно значимой высокой газонасыщенностью.
Природный газ, полученный из газовых скважин Газлыдепинского газоконденсатного месторождения в общий входной коллектор, разделяется по трубопроводу на две технологические линии и поступает на сепараторы С-101-1,2. Здесь газ очищается от жидкости и механических примесей в своем составе. Очищенный от капельного конденсата и пластовой воды природный газ далее поступает на узел хозрасчетного учета и по газопроводу направляется на установку комплексной подготовки природного газа (УКПГ), расположенную в Северном Балгуи. Здесь природный газ осушается абсорбционным методом и затем, по комбинированному газопроводу направляется на дожимную газокомпрессорную станцию Керпичли.
Газоконденсатное месторождение Фарап расположено в одноименном этрапе Лебапского велаята, на правом берегу реки Амударья. Первый этап геологического изучения окрестностей Амударьи охватывает период 1912-1952 гг. В результате региональных работ, проведенных А.Д. Архангельским, А.В. Дановым, И.С. Старобинцем и другими, отсюда получены сведения о тектонике.
Второй этап геологического изучения прибрежных территорий реки Амударья начался в 1955 году с проведения разведочных геофизических работ. Большое значение имеют гравиметрические съемки, проведенные здесь, включая площадку Фарап под руководством И.В.Эпштейна в 1955 году. В результате, обнаружена Чарджев-Питнекская зона гравитационных аномалий.
На данном месторождении поисково-исследовательские буровые работы были начаты в 1958 году, а в 1962 году была обнаружена газовая залежь, запасы которой можно использовать в промышленных масштабах. С бурением глубоких поисково-разведочных скважин вскрываются известняковые отложения келловей-оксфордского возраста. В этих пластах проявляется газонасыщенность месторождения. В результате буровых работ на месторождении Фарап выявлены отложения, начиная от неоген-антропогенового периода до подошвы палеозоя. Данная кладовая характеризуется как газоконденсатная, сводчатая, полнопластовая, этаносодержащая залежь.
Разработка месторождения Фарап началась в апреле 1993 года в целях газоснабжения местных потребителей, в том числе жителей сел данного этрапа, промышленных и социальных объектов. Газовый конденсат, добываемый с месторождения, отправляется на переработку на Сейдинский нефтеперерабатывающий завод.
В Дарганатинском этрапе Лебапского велаята расположены небольшие по запасам газоконденсатные месторождения Балгуи, Северный Керпичли, Исмаил, Бабаарап.
Месторождение Балгуи было открыто в 1985 году, а в 2004 году введено в опытно-промышленную эксплуатацию. С западной стороны в 40 километрах от него проходит магистральный газопровод Довлетабат Дерялык.
Разведочные и эксплуатационные скважины, пробуренные на Балгуи, вскрыли отложения от неоген-четвертичного до верхнеюрского возрастов. Также была определена газонасыщенность продуктивных пластов IX и X верхнеюрского карбонатного комплекса.
Нижне-среднеюрские отложения являются древнейшими в этом газовом районе. Они были обнаружены на месторождениях Керпичли и Северный Балгуи. Наибольшая их мощность 930 метров (Северный Балгуи, скважина №12).
В тектоническом отношении складка Балгуи расположена в пределах вала Керпичли.
В 90 километрах с северной стороны газоконденсатного месторождения Северный Керпичли находится Наип, в 75 километрах на юго-западе от него расположен Бовридешик.
Через площадку месторождения проходит магистральный газопровод Довлетабат-Дерялык.
На газоконденсатном месторождении Северный Керпичли разведочная скважина № 1, оценочная скважина № 2 и эксплуатационная скважина № 3 вскрыли отложения неоген-четвертичного, палеогенового, мелового и юрского возрастов.
Складка Северный Керпичли была обнаружена на стыке складки Балгуи с валом Керпичли в результате детального изучения методом общей глубинной точки (МОГТ) сейсморазведки, проведенной на общей территории низменности севернее от вала Керпичли в 1978-1980 гг.
Оценочная скважина № 1 на площадке была пробурена в октябре 1989 года и подтвердила газоносность месторождения. Всего было пробурено 3 скважины, общая глубина составила 9600 метров.
Газоконденсатное месторождение Исмаил находится в 15 километрах от газоконденсатного месторождения Наип, в 50 километрах к северо-западу от месторождения расположен город Газаджак.
В 1967 году на структуре Исмаил было проведено глубокое разведочное бурение. На начальном этапе буровых работ пробурены 4 разведочные скважины (№№ 1, 2, 3 и 4) для определения перспектив подсолевых верхнеюрских отложений. В результате в пробуренных разведочных скважинах обнажается верхнеюрский подсолевой слой. В этом же году после изучения отрицательных результатов испытаний на получение низкодебитного газового потока из пробуренной скважины №1 на Исмаильском газоконденсатном месторождении, как неперспективная площадка, работы по глубокому бурению были прекращены. В результате углубленного анализа данных специалистами Института нефти и газа (ныне НИИ природного газа) ГК Туркменгаз в 1990 году на Исмаильской структуре вновь были начаты глубокие раскопки поисковых работ. Промышленно значимая газоносность площадки была подтверждена после бурения разведочной скважины № 5 на северо-восточной части структуры. Бурение данной скважины в 1991 году привело к открытию залежи и достижению положительных результатов. Таким образом, в результате опробования интервала глубин, где расположен VIII продуктивный пласт, получен промышленный приток газа.
По результатам испытаний и данным ГИС на месторождении Исмаил было определено, что промышленно значимую газоносность имеют только VIII и IX продуктивные слои келловей-оксфордского яруса.
Газоконденсатное месторождение Кервен расположено в 30 километрах к востоку от месторождения Газлыдепе и в 25-30 километрах к юго-западу от месторождения Бабаарап. Оно было открыто в июне 1988 года в результате испытания разведочной скважины № 1, размещенной в куполе структуры. Месторождение характеризуется как газоконденсатная, сводчатая, полнопластовая, этаносодержащая залежь. В опытно-промышленную эксплуатацию введено в феврале 2012 года.
Сырье из четырех газовых скважин газоконденсатного месторождения поступает по трубопроводам (шлейфам) на площадку комплекса газосборного оборудования. Далее газ поступает на установку предварительной подготовки газа (УППГ). Этот объект состоит из двух одинаковых технологических линий, каждая из которых имеет мощность 3 миллиона кубометров газа в сутки.
После узла хозрасчетного учета на УППГ месторождения Кервенли голубое топливо направляется на установку комплексной подготовки природного газа (УКПГ), расположенную на месторождении Северный Балгуи, где полностью очищается и доводится до уровня товарной продукции.
Газоконденсатное месторождение Бабаарап расположено в 25-30 километрах к северо-востоку от месторождения Кервен и в 35-40 километрах к востоку от месторождения Газлыдепе.
Работы по глубокой разведке и бурению на площадке Бабаарап проводились в два этапа: первый в сентябре 1970 года, второй этап в мае 1983 года.
Бабаарап — двухпластовое газоконденсатное месторождение, открытое в августе 1984 года путем испытания разведочной скважины № 4, размещенной в куполе структуры.
Посредством глубоких разведочных скважин здесь были вскрыты отложения неоген-четвертичного, палеогенового, мелового, верхне и нижне-среднеюрского возрастов. Промышленная газонасыщенность месторождения подтверждена в слоях IX и XI.
Месторождение характеризуется как газоконденсатная, сводчатая, полнопластовая, этаносодержащая залежь. В опытно-промышленную эксплуатацию введено в июле 2012 года.
Бабаарапский газ после выхода из УППГ через узел хозрасчетного учета также направляется на газоконденсатное месторождение Северный Балгуи.