Главная
База знаний "Allbest"
Производство и технологии
Системы разработки нефтегазоконденсатных месторождений: газогидратных, газовых и газоконденсатных
Системы разработки нефтегазоконденсатных месторождений: газогидратных, газовых и газоконденсатных
Периоды разработки газовых месторождений. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов. Разработка газоконденсатных, газогидратных и многопластовых газовых месторождений. Коэффициенты конденсатоотдачи, компонентоотдачи.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 17.01.2011 |
| Размер файла | 55,4 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
3
Институт нефти и газа
РЕФЕРАТ
СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: ГАЗОГИДРАТНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
Специальность 6N0708"Нефтегазовое дело"
АЛМАТЫ 2009
Содержание
- 1. Периоды разработки газовых месторождений
- 2. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
- 3. Системы разработки газоконденсатных месторождений
- 4. Коэффициенты конденсатоотдачи, компонентоотдачи
- 5. Системы разработки многопластовых газовых месторождений
- 6. Разработка газогидратных месторождений
- Список литературы
1. Периоды разработки газовых месторождений
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи.
С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.
При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.
Таким образом, в каждый период применяется своя система разработки газовой залежи. В технологическом значении этого понятия система разработки - это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсата и воды в пласте.
Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технические мероприятий:
определенного размещения рассчитанной числа эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности;
установления технологического режима эксплуатации скважин;
рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию;
поддержания баланса пластовой энергии.
2. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности: равномерное по квадратной или треугольной сетке, батарейное; линейное по “цепочке”; в сводовой части залежи; неравномерное.
Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.
Недостаток равномерной системы расположения скважин - увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.
Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.
Наблюдательные скважины (примерно 10 % эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.
При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные - также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные - в повышенной, купольной.
При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.
Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 - 1200 м, а между добывающими 400 - 800 м.
Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
3. Системы разработки газоконденсатных месторождений
Особенностью пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях в результате снижения давления и температуры. Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата. В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений. В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.
Газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.
В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания давления, т.е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс). Применяются также часто различные комбинации этого метода - полный сайклинг, неполный сайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.
Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значения коэффициента газо - и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.
В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.
При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и конденсата постоянного состава, что имеет положительное значение для проектирования объектов по переработке конденсата. В то же время возникают дополнительные потери газа и конденсата, вызванные их защемлением при давлении, близком к начальному. Коэффициенты газо - и конденсатоотдачи в зависимости от коэффициента охвата и характера неоднородности пласта по площади и мощности пласта в этом случае уменьшаются.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнению с методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу. При сравнении различных методов разработки по весу извлекаемых углеводородов эксплуатация газоконденсатных месторождений на истощение равноценна разработке нефтяных месторождений с закачкой газа или воды в пласт.
4. Коэффициенты конденсатоотдачи, компонентоотдачи
Пластовый газ является сырьем для нефтехимической промышленности и источником энергии. Поэтому важен вопрос о компонентоотдаче и использовании запасов пластовой энергии.
Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема извлеченного из пласта компонента к его геологическим запасам . Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах.
, (4.1)
где - оставшиеся запасы.
Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:
, (4.2)
. (4.3)
Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85 - 95 %, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество "защемленного" ею газа.
В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежей их форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительно снижающему газоотдачу месторождения в целом.
Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этот период эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75 % - при поддержании давления при закачке воды в залежь.
Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом его начального содержания (более 100 см3/м3) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев .
При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемым избирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается. Таким образом, при проектировании системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения практически можно планировать режим постоянной добычи не более чем на геологических запасов газа. Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более.
В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см3/м3 наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см3/м3 и при запасах газа от 10 млрд. м3 и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, из них к основным относятся следующие:
большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями;
большие эксплуатационные затраты;
понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.
Идея задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как по результатам ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований считалось, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. Полагали, что коэффициент извлечения газа не превышает 50 %, т.е. примерно соответствует реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, различающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой поды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений
Рациональная разработка газоконденсатонефтяных месторождений состоит прежде всего в выборе и обосновании наиболее целесообразных, экономически выгодных методов, обеспечивающих высокие коэффициенты конденсатонефтеотдачи.
В зависимости от конкретных условий характеристики залежей, потребностей в газе, конденсате и нефти; уровня технической оснащенности и существующей технико-экономической политики возможны следующие варианты разработки газоконденсатнонефтяных месторождений
Газоконденсатная зона разрабатывается на режиме истощения, разработка нефтяной зоны отстает. При этом варианте темп падения пластового давления в газоконденсатной зоне существенно опережает темп падения давления в нефтяной оторочке, что приводит к перемещению нефти в сухие газоносные пески и тем самым - к определенным ее потерям. Чем больше проницаемость, тем больше потерь нефти в сухих песках. Нефтеотдача при указанном варианте оценивается в 5 - 15 %. Этот вариант связан также со значительными потерями конденсата. Преимущество - быстрое обеспечение газом.
Газоконденсатная и нефтяная зоны одновременно разрабатываются на истощение. Важным условием является недопущение образования градиентов давления от нефтяной зоны к газовой. Потери конденсата такие же, как в предыдущем варианте. Потери же нефти сравнительно меньше ввиду отсутствия вторжения ее в газовую зону.
Газоконденсатная зона до извлечения основных запасов нефти находится в консервации и не эксплуатируется. В пласте создаются постоянные градиенты давления от газовой зоны к нефтяной, что приводит к вытеснению нефти жидким газом и сохранению нефтяной оторочки от преждевременного истощения. Эффективность этого метода разработки особенно значительна при подвижности водонефтяного контакта и больших размерах газовой шапки.
До извлечения основных запасов нефти давление в газовой зоне поддерживается методом нагнетания сухого газа в сводовую часть залежи. При этом способе обеспечивается несколько большая нефтеотдача, чем при предыдущем.
Нефтяная зона разрабатывается одновременно с применением сайклинг-процесса в газоконденсатной части залежи. В этом случае из нефтяной оторочки извлекается нефть, из газоконденсатной - конденсат. После извлечения основных запасов нефти и конденсата сайклинг-процесс прекращается и залежь эксплуатируется как газовая.
Предусматривается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатной зоны залежи с нагнетанием воды в пласт. Имеется в виду нагнетание воды в зону газонефтяного контакта при линейном расположении нагнетательных скважин в газоконденсатной зоне, вдоль контакта газ - нефть. Этот метод рекомендуется при малоподвижном водонефтяном контакте. Одно из основных преимуществ метода заключается в том, что отставание разработки нефтяной зоны не приводит к потерям нефти, так как в пласте вдоль газонефтяного контакта создается водяная завеса - узкая оторочка воды, разделяющая нефтяную и газоконденсатную части залежи.
Кроме указанных методов разработки газоконденсатных залежей, имеются другие перспективные методы, применение которых могло бы обеспечить весьма высокие коэффициенты извлечения запасов нефти и конденсата. К ним относятся следующие методы:
Превращение нефтяной оторочки в газоконденсатное состояние с последующим извлечением основных запасов нефти и конденсата при однофазном состояний залежи путем закачки жирного газа. Дело в том, что система нефть-метан переходит в газовую фазу при давлении порядка 100 МПа, а применение жирного газа вместо сухого вызывает значительное снижение критического давления в системе нефть-газ.
Термическое воздействие на газоконденсатные пласты, например, созданием передвижного очага горения с подачей газа и воздуха на забой.
Многократная прокачка (до 10 и более объемов) сухого газа через пласт с целью испарения выпавшего конденсата.
Закачка жидкого газа (пропан-бутана) с созданием в пласте оторочки из этих продуктов, передвигаемых сухим газом для обеспечения вытеснения выпавшего конденсата.
5. Системы разработки многопластовых газовых месторождений
Многопластовые газовые месторождения могут быть подразделены на два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которых начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; ко второму виду относятся те, в которых начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа. В этом случае единая залежь разделена но высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.
Эксплуатировать многопластовые месторождения можно раздельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляют эксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего горизонта - в затрубное пространство.
Многопластовые месторождения можно разрабатывать различными системами.
1. Вначале разрабатывают верхние горизонты, а в последующем - более глубокие. Эту систему разработки, называемую "сверху - вниз", применяют в случае, если запасы верхних горизонтов и пластовые давления достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов связано со значительными капиталовложениями, техническими трудностями и прирост добычи с последних ожидается незначительный.
При этом следует изучать возможность использования эксплуатационных скважин верхнего горизонта для последующего добуривания их на нижележащие.
2. Вначале разрабатывают нижние горизонты, а затем верхние. Эту систему, называемую "снизу - вверх", применяют обычно для первого вида многопластовых месторождений, т.е. когда запасы газа в нижних горизонтах значительно превышают запасы верхних горизонтов, а давление в верхних горизонтах недостаточно для обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителям. Кроме того, эту систему разработки можно применять для понижения давления в нижних горизонтах до давления, отличающегося от верхнего на вес столба газа, т.е. когда месторождение первого вида следует превратить во второй. После этого можно одновременно эксплуатировать верхние и нижние горизонты, что позволяет исключить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие при последующей их разработке.
3. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов может быть осуществлена как раздельной эксплуатацией скважин с каждого горизонта, так и совместной эксплуатацией с применением пакеров или без них в одной скважине. Эта система позволяет получить требуемое количество газа с наименьшим числом скважин.
Разработка скважинами всех горизонтов наиболее удобна для месторождений второго вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно применять в случае когда состав газа по различным горизонтам не отличается по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их коллекторские свойства также примерно одинаковы, что не приводит к резкому различию предельно допустимых депрессий по отдельным горизонтам и выходу из строя большинства скважин вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.
При отсутствии изложенных условий такая эксплуатация ряда горизонтов в одной скважине может оказаться невыгодной.
Например, в верхнем пласте могут быть получены высокие дебиты при высоких депрессиях на пласт, так как пласт представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рыхлыми породами и может эксплуатироваться только при небольших депрессиях. Эксплуатация этих двух горизонтов в одной скважине приведет к тому, что нельзя будет допустить высокие депрессии, так как произойдет разрушение нижнего пласта, а следовательно, и не будет эффекта от эксплуатации их в одной скважине без разделения.
При эксплуатации в одной скважине одновременно нескольких горизонтов месторождений первого вида, когда давления отличаются между собой на давление гидростатического столба воды, может возникнуть переток газа из одних горизонтов в другие. При остановке скважины также будет наблюдаться переток газа. Поэтому во время эксплуатации без разобщения ряда горизонтов в одной скважине с целью получения наибольшего дебита следует учитывать все факторы в данных конкретных условиях.
Одновременная разработка с пакерами или отдельными скважинами позволяет широко использовать эжекцию газа для повышения давления газа, полученного из пластов с низким давлением.
Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления, запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, а также от состава газа. Если в одних пластах содержится в газе сероводород, а в других он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородом и без него нужны отдельные газосборные сети. Если в верхних пластах содержится сухой газ, а в нижних значительное количество конденсата, то условия эксплуатации каждого горизонта будут различными.
Выбор системы разработки определяется, исходя из технико-экономических показателей с учетом потребности в газе данного района.
6. Разработка газогидратных месторождений
Основная причина актуальности изучения газогидратных месторождений - рассмотрение углеводородов в качестве сырья, способного в будущем заменить нефть, запасы которой на Земле ограничены. Ежегодно концентрация метана в атмосфере вырастает на 1%. Не исключая антропогенные источники, исследователи связывают это с появлением большого количества участков подводной разгрузки метана. Газовые гидраты представляют собой твердые соединения молекул газа и воды, существующие при определенных давлениях и температурах. В одном кубометре природного гидрата содержится до 180 м3 газа и 0,78 м3 воды. Если раньше гидраты изучались с позиции технологических осложнений при добыче и транспорте природного газа, то с момента обнаружения залежей природных газовых гидратов их стали рассматривать как наиболее перспективный источник энергии. В настоящий момент известно более двухсот месторождений газовых гидратов, большая часть которых расположена на морском дне. Запасы газогидратов геологи оценивают, соотнося их с суммарным объёмом разведанных на сегодняшний день месторождений нефти, природного газа и угля. Их вывод таков: залежи метана на дне морей и океанов обладают вдвое большими энергоресурсами, чем все прочие ископаемые энергоносители вместе взятые
Самое первое упоминание о больших скоплениях газовых гидратов связано с Мессояхским месторождением, открытым в 1972 г. в Западной Сибири.
Наиболее показательным является пример другого предполагаемого гидратоносного района - северного склона Аляски (США). Долгое время считалось, что данный район имеет значительные запасы газа в гидратном состоянии. Так, утверждалось, что в районе нефтяных месторождений Прудо Бей и Кипарук Ривер имеется шесть гидратонасыщенных пластов с запасами 1,0-1,2 трлн м3. На данный момент подтверждена гидратоносность лишь двух месторождений природных гидратов, представляющих наибольший интерес с точки зрения промышленного освоения: Маллик - в дельте реки Макензи на северо-западе Канады, и Нанкай - на шельфе Японии. К промышленной разработке месторождения Нанкай намечается приступить в 2017 г.
Основные направления поиска газовых гидратов в России сейчас сосредоточены в Охотском море и на озере Байкал. Наибольший интерес учёных вызывают холодные моря Крайнего Севера и Крайнего Юга. Охотское море более 9-ти месяцев в году покрыто льдом, и поднимающийся со дна метан удерживается этим ледяным покровом. Весной, когда лёд начинает таять, в атмосферу в считанные недели уходят огромные массы метана. Учитывая важность метана как парникового газа, следует очень внимательно изучить влияние этих сезонных выбросов на глобальный климат. Это поможет разобраться в тенденциях и механизмах климатических изменений, происходящих на Земле".
Однако технологии, пригодной для широкомасштабной добычи этого бесценного клада со дна моря, до недавнего времени не существовало. Помимо низкой экономичности, есть и вторая проблема - безопасность. Залежи газогидратов располагаются на крутых склонах, на глубинах от 300 до 1000 метров и являются фактором, стабилизирующим морское дно в этих геологически-активных регионах. Широкомасштабная разработка месторождений может вызвать подводные оползни и, как следствие, разрушительные приливные волны - цунами. Кроме того, нельзя не считаться с возможностью аварийных выбросов огромных масс метана в атмосферу, что чревато грандиозной экологической катастрофой, не говоря уже об угрозе здоровью и жизни персонала, обслуживающего добывающее оборудование.
Считается, что в газогидратах углеводородного сырья содержится в 10 раз больше, чем в месторождениях нефти и газа. Тем не менее, их извлечение со дна морей и использование для промышленных целей к настоящему времени не имеет удовлетворительного решения. Трудности извлечения метана из газогидратов связаны с тем, что месторождения залегают на больших глубинах. Чтобы получить метан надо превратить газогидрат в газ, то есть разрушить его, и отобрать газ в емкости. Разрушение газогидрата выполняется повышением температуры, либо воздействием на пласт химическими реагентами. Но, несмотря на последние успехи геологоразведочного бурения и экспериментальных исследований гидратов в пористых средах, вопрос об экономически рентабельном способе добычи газа из гидратов остается по-прежнему открытым и требует дальнейшего изучения
Список литературы
1. Закиров С.Н. Разработка газовых, и газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998
2. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987
3. Коротаев Ю.Н., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра 1984
4. Лалазарян Н.В. Нурбекова К.С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Электронный учебник, Алматы: КазНТУ, 2002
5. Дополнительная литература
6. Вяхирев Р.И. и др. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М.: Недра, 2002
7. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Технология добычи природных газов. - М.: Недра, 1987
8. Гвоздев В.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. - М.: Недра, 1989
9. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992
10. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А., Гриценко А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа - М.: Недра, 1988
11. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А., Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995
12. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Учебное пособие для ВУЗов. - Алматы: 2005.
13. "Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан" утверждены постановлением Правительства РК от 18 июня 1996 г. N 745.
14. Программа развития газовой отрасли Республики Казахстан до 2010года.
15. Технологические правила при закачке углеводородных газов в продуктивные пласты месторождений углеводородов Республики Казахстан.
16. Журналы "Нефть и газ Казахстана", "Нефтегазовая вертикаль", "Газовая промышленность"
17. Интернет-ресурсы
Подобные документы
Подготовка газов к переработке, очистка их от механических смесей. Разделение газовых смесей, низкотемпературная их ректификация и конденсация. Технологическая схема газофракционной установки. Специфика переработки газов газоконденсатных месторождений.
дипломная работа [628,4 K], добавлен 06.02.2014Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.
презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Знакомство с ключевыми вопросами разработки нового месторождения согласно основным направлениям развития горнорудной отрасли промышленности. Общая характеристика основных особенностей разработки месторождений в условиях шахты "Северная" ОАО "ГБРУ".
курсовая работа [1,3 M], добавлен 20.12.2014Карьерный и шахтный способы разработки месторождений высоковязких нефтей. Технологии снижения вязкости. Стоимость добычи и рыночная стоимость "тяжелой" нефти. Циклическая паростимуляция и гравитационное дренирование с паровым воздействием (SAGD).
презентация [2,5 M], добавлен 29.05.2019Общая характеристика процесса вскрытия месторождений наклонными траншеями: внешними, отдельными, групповыми, внутренними, скользящими съездами. Особенности применяемого оборудования. Подземные способы вскрытия при открытой разработке месторождений.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.08.2013Широкое применение при разработке рудных месторождений систем с обрушением руды и вмещающих пород. Система подэтажного обрушения с отбойкой руды глубокими скважинами. Открытая разработка рудных месторождений. Основные виды карьерного транспорта.
реферат [2,2 M], добавлен 28.02.2010Разработка автоматической системы электрообогрева трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана куста газоконденсатных скважин с целью предотвращения в нем процессов гидратообразования и поддержания его температуры в заданном диапазоне.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 16.04.2015Производство оборудования на предприятии ОАО "Волгограднефтемаш" для добычи и переработки продуктов газовых, нефтяных месторождений. Изготовление организацией реакторной, колонной, теплообменной, сепарационной продукции. Технология электрошлаковой сварки.
отчет по практике [1,1 M], добавлен 17.09.2014Газовый сепаратор как аппарат для очистки продукции газовых и газоконденсатных скважин от капельной влаги и углеводородного конденсата, твердых частиц и других примесей, принципы его работы. Описание технологического процесса и его автоматизация.
курсовая работа [685,8 K], добавлен 04.09.2015
