Добыча газа на промысле

Разведка природного газа
Разведка - важный этап освоения месторождения.
Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа скважин, нередко  количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.
1 стадия освоения газовой залежи -  опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2 - 5 лет) уточняются характеристики залежи:

• свойства пласта, 
• запасы газа, 
• продуктивность скважин, 
• степень подвижности пластовых вод и т. д.

Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей.

2 стадия - промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки.
В этой стадии различают 3 основных периода:

• нарастающая добыча, 
• постоянная добыча,
• падающая добыча. 

1^й период - нарастающая добыча:

• 3 - 5 лет. 
• связан с бурением скважин и оснащением газового промысла.
• за это время добывается 10 - 20%  запасов газа.

2^й период - постоянная добыча:

• около 10 лет, 
• из залежи отбирается 55 - 60% запасов газа,
• растет количество эксплуатационных скважин, поскольку дебит каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остается неизменным.

Когда давление в пласте понижается до 5 - 6 Мн/м² (50 - 60 кгс/см² ), вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция (ДКС), повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод.
3^й период - падающей добычи:

• нет ограничений во времени. В основном 15 - 20 лет. 
• из залежи извлекается 80 - 90% запасов газа.
• 40 - 60% себестоимости добычи составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин.

Чтобы скважина дала газ, достаточно ее открыть, однако высокодебитные скважины полностью открывать нельзя, при свободном истечении газа может произойти:

• разрушение пласта и ствола скважины, 
• обводнение скважины за счёт притока пластовой воды,
• нерационально будет расходоваться энергия газа, находящегося в пласте под давлением. 

Поэтому расход газа ограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы), устанавливаемый чаще всего на головке скважины.
Суточный рабочий дебит скважин составляет от десятков м³ до нескольких млн. м³.
С конца 1960^х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8 - 12 дюймов (200—300 мм).

Продуктивность скважины
Продуктивность газовых скважин зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины.
Чем более проницаемость пласта, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частью скважины, тем более продуктивна скважина.
Для увеличения продуктивности газовой скважины:

• в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатывают соляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа; 
• в крепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа.

Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта, при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление.
При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др.
Скважины располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной сетке либо неравномерно - группами.
Чаще применяется групповое размещение, при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции.
Эта система обычно оказывается самой выгодной и по экономическим показателям.
Например, на Северо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем в 2 раза число эксплуатационных скважин, что дало экономию около 10 млн. руб.


Добыча природного газа:

• извлечение газа из недр, 
• сбор добытого газа, 
• учёт и подготовку к транспортировке потребителю,
• эксплуатация скважин и наземного оборудования.

Разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) осуществляется 3 основными способами:

• широко применяемый в США. В пласте посредством обратной закачки в него газа, из которого на поверхности выделены тяжелые углеводороды, поддерживается достаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому газовый конденсат не выпадает в пласте и подается на поверхность в газообразном состоянии. Извлечение газового конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжелых углеводородов - не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются в течение длительного времени. 
• для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способ применяется редко. 
• разрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях, когда содержание газового конденсата в газе невелико или если общие запасы газа в месторождении малы. 

Разработку газового месторождения осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное, размещенное на большой территории хозяйство.
На среднем по масштабу газовом промысле имеются 10^ки скважин, которые расположены на территории, исчисляемой сотнями км².
Основные технологические задачи газового промысла:

• обеспечение запланированного режима работы скважин, 
• сбор газа по скважинам, 
• учет его,
• подготовка к транспортировке (выделение из газа твердых и жидких примесей, конденсата тяжелых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержание которого не должно превосходить 2 г/100 м³). 

Способ выделения газового конденсата зависит от температуры, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чисто газового месторождения или газоконденсатного.
Поступающий из залежи природный газ всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, она образует снеговидное кристаллическое вещество - газовые  гидраты .
Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

Подготовка газа
Прежде чем транспортировать газы к местам потребления, их подвергают переработке (подготовке), имеющей целью  удаление:

• механических примесей, 
• вредных компонентов (сероводорода H₂S), 
• тяжелых углеводородных газов (пропана, бутана и др.),
• водяных паров.

Для удаления механических примесей применяются сепараторы различной конструкции.
Удаление влаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т. е. конденсацией водяных паров при низких температурах (до - 30 °С), развивающихся в сепараторах вследствие дросселирования газа (снижение давления газа в 2—4 раза), или поглощением водяных паров твёрдыми  или жидкими веществами.
Такими же способами выделяются из газов и тяжелые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется  на стабильный газовый бензин и товарные легкие углеводороды (технический пропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь и др. фракции).
При необходимости из газа удаляются и вредные вещества, главным образом сероводород.
Для удаления серы из газов используется ряд твердых и жидких веществ, связывающих серу.
Газ после обработки на промысле под давлением 4,5—5,5 Мн/м² (45—55 кгс/см²) подаётся по коллектору для осушки на промысловый газосборный пункт или на головные сооружения магистрального газопровода.
Газы природные горючие чисто газовых месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твердых примесей.
Весь технологический процесс  пласта до потребителя герметизирован.


История
Выход природного газа из естественных источников (например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком давно. 
Позже стали использовать природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1 тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов).