Добыча газа на промысле

Разведка природного газа

Разведка природного газа:

• важный этап освоения месторождения;
• детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа скважин;
• нередко количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.

Стадии освоения газового месторождения

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:
• 3 - 5 лет.
• связан с бурением скважин и оснащением газового промысла.
• за это время добывается 10 - 20% запасов газа;
• 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;
• падающая добыча:
• нет ограничений во времени, но обычно 15 - 20 лет,
• из залежи извлекается 80 - 90% запасов газа,
• 40 - 60% себестоимости добычи составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин.

Контроль дебита скважины

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 счет 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.
Рабочий дебит скважин составляет от десятков м³/сутки до нескольких млн м³/сутки.
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 газовой 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;
• применяют гидропескоструйную перфорации колонны обсадных труб, улучшающую степень сообщаемости пласта со скважиной,
• используют гидравлический разрыв пласта (ГРП), при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление.

Система размещения скважин на промысле

При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются:

• свойства пласта;
• топография местности;
• система сбора газа;
• характер истощения залежи;
• сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции (КС) и др.

Скважины располагаются на площади месторождения:

• равномерно по квадратной или треугольной сетке;
• неравномерно - группами.

Чаще применяется групповое размещение.
Преимущества группового размещения скважин:

• облегчается обслуживание скважин;
• возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учета и обработки продукции;
• экономическая эффективность.

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,
• учет и подготовку к транспортировке потребителю,
• эксплуатация скважин и наземного оборудования.

Разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) осуществляется 3 основными способами:

• широко применяемый в США процесс обратной закачки в пласт газа:
• из газа на поверхности выделены тяжелые углеводороды,
• поддерживается достаточно высокое давление (сайклинг-процесс),
• 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,
• запасы газа, фактически, консервируются в течение длительного времени;
• для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода:
• позволяет использовать извлекаемый природный газ немедленно после выделения из него газового конденсата,
• закачка воды может привести к потерям как природного газа, так и газового конденсата вследствие защемления газа (неполное вытеснение газа водой),
• этот способ применяется редко.
• разрабатываются как чисто газовые: используется в тех случаях:
• содержание газового конденсата в газе невелико,
• 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 100^ми км².
Основные технологические задачи газового промысла:

• обеспечение запланированного режима работы скважин,
• сбор газа по скважинам,
• учет газа,
• 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.

Сырой природный газ поступает главным образом из эксплуатационных скважин 3 типов:

• нефтяных скважин;
• газовых скважин;
• газоконденсатных скважин.

Подготовка газа

Добытый природный газ на промысле готовят для транспортировки к местам потребления.
Переработка (подготовка) природного газа - это ряд технологических процессов, предназначенных для получения качественного сухого природного газа путем очистки сырого природного газа удалением загрязняющих веществ:

• твердые частицы - механические примеси;
• вода;
• диоксид углерода (CO₂),
• сероводород (H₂S),
• ртуть,
• конденсат природного газа (пентан и др.).
  

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).