Газоснабжение

2D, 3D, а теперь и 4D

Обычная двухмерная (2D) сейсморазведка постепенно заменяется более современной — трехмерной (3D), то есть ученые получают не плоское, а объемное изображение среза земной коры, где могут находиться полезные ископаемые. Началось и применение четырехмерной (4D) сейсморазведки — повторяющиеся во времени наблюдения трехмерной (3D) съемки позволяют лучше контролировать состояние разработки месторождения в реальном времени.

Геохимическая разведка

Существуют также геохимические методы поиска залежей углеводородов, основанные на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов и органических веществ — по мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает.

          Однако единственный способ достоверно выяснить, содержится ли в ловушке промышленное количество газа или нефти, — пробурить скважину. В среднем только каждый третий разбуренный объект оказывается месторождением.

           Природный газ поднимается по скважине за счет естественной энергии. Его добычей занимаются в Америке, Европе, Африке и других регионах. Пятая часть всей мировой добычи приходится на долю «Газпрома».

                                              Добыча «вслепую»

Природный газ заключен в мельчайшие поры, которыми обладают некоторые горные породы. Глубина, на которой находится природный газ, колеблется от 1000 метров до нескольких километров. После проведения геологоразведочных работ, когда установлено, где именно находятся залежи, начинается процесс добычи газа, то есть его извлечения из недр, сбора и подготовки к транспортировке.

Главной особенностью добычи газа по сравнению с добычей твердых полезных ископаемых является то, что газ остается скрытым в герметичных конструкциях на всех этапах — с момента извлечения из пласта и до момента, когда попадает к потребителю.

                                              Бурение скважин

Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими или эксплуатационными. Вообще разновидностей скважин существует множество — они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и так далее.

Зачем бурить «лесенкой»

Рис №3

Трубы для укрепления стенок скважин могут вкладываться одна в другую — по принципу подзорной трубы. Так они занимают гораздо меньше места и хранить их удобнее.

Давление должно распределяться равномерно.

Добывающие скважины располагаются по всей территории месторождения, чтобы пластовое давление спадало равномерно.

Глубина скважины может достигать 12 км. Такая глубина может быть использована для исследования литосферы.

Ствол скважины укрепляют специальными обсадными трубами и цементируют.

После скважины

Природный газ поднимается на поверхность за счет естественной энергии — стремления в зону с наименьшим давлением. Поскольку газ, полученный из скважины, содержит множество примесей, его сначала отправляют на обработку. Недалеко от некоторых месторождений строятся установки комплексной подготовки газа, в некоторых случаях газ из скважин сразу попадает на газоперерабатывающий завод.

                                                   Объемы добычи

Сегодня на долю «Газпрома» приходится 78% российской и 15% мировой добычи газа.

              Как можно добывать природный газ из угольных пластов

Не из всех типов пластов его возможно извлечь; наиболее перспективными для добычи являются угли, занимающие промежуточное положение между бурыми и антрацитовыми. Таким углем богат, например, Кузбасс.

Самые распространенные варианты — нагнетание воды или геля для гидроразрыва пласта, закачка через скважину воздуха или воздухо-воздушной смеси, воздействие на пласт током.

Метан необходимо извлекать из шахт, чтобы не происходило взрывов. Превратить это в промысел впервые решили в США. Теперь 10% газа, который там добывается, имеет именно такое происхождение. В России добыча из угольных пластов тоже перспективна.

                                                 Газ внутри угля

           В процессе метаморфизма угольного вещества, то есть изменения его строения, свойств и состава под воздействием температуры и давления, в угольных пластах образуются углеводородные газы. Основным их компонентом является метан, концентрация которого в смеси достигает 80–98%. Метан может находиться в угольных пластах в свободном, сорбированном или растворенном состояниях.

                                      Метан — опасность в шахтах

Метан известен своей способностью образовывать взрывоопасные смеси с воздухом. Именно поэтому в шахтах, где добывают уголь, неотъемлемой частью разработки месторождения является дегазация, то есть извлечение метана. Это и есть первый способ добычи, который можно назвать шахтным. Объемы получаемого метана при этом невелики, и газ используется в основном для местных нужд — в районе угледобычи.

                                          Промышленная добыча

Второй способ добычи является промышленным. Метан при этом рассматривается не как попутный продукт при добыче угля, а как самостоятельное полезное ископаемое. В случае промышленной добычи метана из угольных пластов появляется возможность обеспечить газом как энергоносителем и сырьем весь регион. Кроме того, дальнейшая работа в шахтах по добыче угля становится более безопасной.

Для получения больших объемов метана на одном из этапов строительства скважины используются технологии интенсификации газоотдачи угольных пластов.

                                             Первый угольный газ

Впервые метан из угольных пластов стали добывать в США в конце 1980-х годов, установив экономическую целесообразность такого промысла. Эта отрасль до сих пор лучше всего развита именно там. В 2009 году добыча метана достигла 56 млрд куб. м, что составило около 10% от добычи традиционного газа в США. Добыча также ведется в Австралии, Канаде и Китае.

Целесообразность промышленной добычи угольного газа в России обусловлена благоприятными геологическими условиями и газоносностью угольных бассейнов.

                     4. ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

                                    Что такое газовый конденсат

Из газового конденсата можно сделать и топливо, и пластмассу. Главное — стабилизировать его, убрав лишние примеси.

                                             Как он отделяется

Любой конденсат получается после перехода газообразного вещества в жидкое из-за снижения давления или температуры. В недрах земли существуют не только газовые, но и газоконденсатные залежи. Когда давление и температура снижаются в результате бурения скважины, образуется газовый конденсат — смесь жидких углеводородов, отделившихся от газа.

                                                  Белая нефть

Как правило, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от соломенного до желтовато-коричневого из-за примесей нефти. Газовый конденсат иногда называют белой нефтью — он может использоваться в качестве топлива.

Полученный непосредственно из скважины газовый конденсат называется нестабильным. После очистки от примесей и дегазации он становится стабильным.

                         Топливо и ароматические углеводороды

Главные направления в переработке газового конденсата — топливное и нефтехимическое. Из газового конденсата получаются высококачественные бензины, реактивное, дизельное и котельное топливо. Нефтехимическая переработка конденсата сводится к получению ароматических углеводородов, олефинов и других мономеров (маленьких молекул), используемых для производства пластмасс, синтетических каучуков, волокон и смол.

            ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (а. gas соndensate field; н. Gaskon- densatvorkommen; ф. gite de а соndensat de gaz; и. yacimiento de gas соndensable) — одна или несколько газоконденсатных залежей, приуроченных к единой ловушке. Некоторые залежи могут сопровождаться небольшими нефтяными оторочками непромышленного значения.

           В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов — газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического про­изводства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оцени­вать как способы добычи и газа, и — особенно — конденсата.

          Газоконденсатные месторождения подразделяют на однозалежные и многозалежные. В последних (обычно в верхней части разреза) часто имеются скопления газа, практически не содержащие конденсата. Газоконденсатные месторождения обнаружены в пределах нефтегазоносных бассейнов платформенного типа и складчатых областей.

         Газоконденсатные месторождения характеризуются: газовым состоянием системы в каждой залежи (отсутствие или наличие нефтяной оторочки, даже незначительной); изменением в пределах газоконденсатного месторождения количества газового конденсата (г/м3), выделяющегося при различных давлениях и температурах (изотермы и изобары конденсации), и т.д. Содержание стабильного конденсата q (г/м3), давление максимальной конденсации Рмк и начала конденсации Рк обычно возрастают сверху вниз по разрезу газоконденсатного месторождения по мере увеличения глубины залегания залежи и пластового давления. Для газоконденсатного месторождения Рмк варьирует в диапазоне 5-7,5 МПа, изредка превышает 10 МПа. Состав пластового газа колеблется в широких пределах.

Некоторые крупные газоконденсатные месторождения:

                               Мурманское газовое месторождение

Является первым месторождением, открытым в 1983 году «АМНГР». Оно расположено в южной части Баренцева моря. Глубины моря в его пределах изменяются от 68 до 123м. На месторождении пробурено 9 скважин. Залежи газа приурочены к терригенным отложениям нижне-среднетриасового возраста. По величине геологических запасов газа Мурманское месторождение классифицируется как крупное.

                        Поморское газоконденсатное месторождение

Открыто в южной части Печорского моря в 1985 году. В пределах месторождения глубины моря составляют 20-30м. На месторождении пробурена одна скважина, в разрезе которой установлено наличие газоконденсатной залежи в карбонатных отложениях ассельско-сакмарского яруса нижней перми. Поморское месторождение по величине запасов и ресурсов углеводородов относится к средним месторождениям.

                       Северо-Кильдинское газовое месторождение

Расположено в юго-западной части Баренцева моря. Открыто в 1985 году. Глубины моря в пределах месторождения изменяется от 230 до 280м. На месторождении пробурено 3 скважины. Газовая залежь приурочена к терригенным отложениям нижнего триаса. По величине геологических запасов и ресурсов газа Северо-Кильдинское месторождение классифицируется как среднее.

              Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное месторождение

Открыто в 1986 году в центральной части Печорского моря. Глубины моря в его пределах составляют 10-30м. На месторождении пробурена одна скважина, в разрезе которой выявлены две залежи: нефтяная и газоконденсатная. Нефтяная залежь залегает в терригенных отложениях верхней перми, а газоконденсатная – в карбонатных отложениях средне-верхнекаменноугольного возраста. Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное месторождение по величине запасов углеводородов относится к средним месторождениям.

                  Штокмановское газоконденсатное месторождение

Расположено в центральной части Баренцева моря. Открыто в 1988 году. Глубины моря в районе месторождения колеблются от 279 до 380м. На месторождении пробурено семь скважин, из них шесть (№ 1,2,3,4,5,6) пробурила «АМНГР». В терригенных отложениях средней юры выявлено три газоконденсатных залежи. По величине геологических запасов газа Штокмановское месторождение классифицируется как уникальное.

                           Приразломное нефтяное месторождение

Месторождение открыто в центральной части Печорского моря в 1989 году. В пределах месторождения глубины моря составляют 17-19м. Количество пробуренных скважин на месторождении – пять. Четыре скважины (№ 1,2,3,4) пробурила «АМНГР». Залежь нефти приурочена к карбонатным отложениям нижнепермско-верхнекаменноугольного возраста. Приразломное месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к крупным месторождениям.