USD 72.2216

0

EUR 85.9943

0

BRENT 73.19

0

AИ-92 45.7

-0.01

AИ-95 49.51

-0.01

AИ-98 55.63

0

ДТ 49.73

-0.01

6873

Добыча газа на промысле

просто и понятно

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:
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. 
1й период - нарастающая добыча:
  • 3 - 5 лет. 
  • связан с бурением скважин и оснащением газового промысла.
  • за это время добывается 10 - 20%  запасов газа.
2й 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.
3й 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 1960х 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 10ки 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). 
В середине 19 века началось применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). В 1920х гг.  начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), а затем на всё больших глубинах. 
Буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км). 
Добыча составляла 10—20% от потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного ее дебита). 
В 1930х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500—3000 м и более) был открыт новый тип залежи - газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии. 
В 1940х гг.  были внедрены в практику научные методы разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
В 1948 г. под руководством советского ученого Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.). 
В последующие годы промышленные месторождения газов природных горючих разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др. 





Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»