Газовые месторождения

       В феврале 2008 г. для разработки уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения создана компания "Штокман Девелопмент АГ", совместное предприятие ОАО "Газпром" (51%), французской Total (25%) и норвежской StatoilHydro (24%). Срок начала поставок трубопроводного газа, определенный газовым балансом "Газпрома" - 2016 год. Поставки СПГ начнутся в 2017 г.[2]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Природный газ, общие сведения и геология 

       Природный газ - это полезное ископаемое. Он состоит из смеси газов. Основную часть природного газа составляет газ метан. Кроме метана, в состав природного газа входят этан, пропан, бутан, а также немного неуглеводородных веществ - водорода, азота, углекислого газа, сероводорода. Различный состав имеет природный газ различных месторождений.

       Природный газ имеет широкое применение  в  народном  хозяйстве.  Также  природный газ лучший вид топлива. Природный газ ныне широко используется в качестве топлива и сырья  для химической промышленности.  Именно использование природного газа  помогло  синтезировать многие химические вещества, несуществующие в природе (например полиэтилен). Как  источник  энергии  природный  газ  является одним  из  главных  на  Земле,  уступая   лишь   нефти.   Это   связанно   с преимуществами природного газа над другими видами топлива. Его отличают по полноте сгорания без  дыма  и копоти; отсутствие золы после сгорания;  легкость  розжига  и  регулирование процесса горения. Он является источником сырья для химической промышленности.  Помимо  природного газа существует искусственный газ. Впервые он  был  получен  в  лабораторных условиях в конце XVIII века. Искусственным газом сначала освещались улицы  и помещения, поэтому его и назвали “светильным газом”. Помимо названных  газов существуют также  попутные  нефтяные  газы.  По  своему  происхождению  тоже является природным газом. Особое название он получил потому,  что  находится в залежах вместе с нефтью – он растворен  в  ней  и  находится  над  нефтью, образовывая  газовую  “шапку”.  При  извлечении  нефти  на  поверхность   он вследствие резкого давления отделяется от нее.

       Залежи  газа формируются в природных ловушках на путях миграции газа. Миграция происходит в результате нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.

         Газовые залежи по особенностям  их строения разделяются на  две группы: пластовые и массивные  (рис. 12). В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам; приуроченные к прогнутым краевым частям платформ; контролируемые впадинами возрожденных гор; связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений. Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах. 

       Рисунок 12 - Типы залежей газа.

       Пластовые: I - сводовые ненарушенные; II - тектонически экранированные; III - литологически  ограниченные.

       Массивные: IV- сводовые; V-смещённые;

       1 - песчаники; 2- алевролиты; 3-глины; 4- известняки  и доломиты; 5-ангидриты; 6-газ.  

       Продуктивность  газовых скважин зависит от свойств  пласта, метода его вскрытия и конструкции  забоя скважины. Чем более проницаем  пласт, 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 так называемой 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. 

         Разработку газового месторождения  осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное,  размещенное на большой территории  хозяйство. На среднем по масштабу  газовом промысле имеются десятки  скважин, которые расположены  на территории, исчисляемой сотнями км². Основные технологические задачи газового промысла — обеспечение запланированного режима работы скважин, сбор газа по скважинам, учёт его и подготовка к транспортировке (выделение из газа твёрдых и жидких примесей, конденсата тяжёлых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержание которого не должно превосходить 2 г на 100 м³).  

       Способ  выделения 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 вещество — гидраты углеводородов. Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

       Прежде чем транспортировать горючий природный газ к местам потребления, его подвергают переработке, имеющей целью удаление из него механических примесей, вредных компонентов (H₂S), тяжёлых углеводородных газов (пропана, бутана и др.) и 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 снижение давления газа в 2-4 раза, или поглощением водяных паров твёрдыми (адсорбция) или жидкими (абсорбция) веществами. Такими же способами выделяются из газов и тяжёлые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется (ректификация) на стабильный газовый бензин и товарные лёгкие углеводороды.

       Горючий природный газ чисто газовых месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твёрдых примесей. Переход к комплексному проектированию разработки газовых месторождений, интенсификация притока газа к скважинам, автоматизация установок на газовых промыслах позволили значительно увеличить рабочие дебиты скважин, улучшить подготовку газа к транспортировке и снизить себестоимость природного газа. 
 
 
 
 

Заключение

       Предположительно  доля ископаемых энергоносителей будет  постепенно снижаться. Однако предполагается существенный рост доли природного газа, который, согласно прогнозам Международного энергетического агентства, может выйти на первое место среди энергоносителей при условии, что он все-таки станет полноправным автомобильным топливом. В настоящее время доля природного газа в структуре мирового потребления энергоносителей составляет 24% . При этом доля природного газа в структуре энергобаланса развитых стран примерно такая же, как и в среднем по миру - порядка 22-23%. В развивающихся странах, где пока еще в энергобалансе преобладают традиционные энергоносители (уголь, мазут), эта доля не превышает 18%, хотя достаточно быстро растет.

       Основными факторами, способствующими дальнейшему  росту потребления природного газа, являются: рост числа электростанций, работающих на газе; увеличение использования  газа в жилом секторе; явное снижение в последнее десятилетие привлекательности  ядерной энергетики; дальнейшее повсеместное обострение экологических проблем. 
 
 
 
 
 
 
 
 

Литература:

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. – 3-е изд., испр. и доп. – Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 528 с.: ил.
2. http://dolgikh.com ( Dolgikh – Natural Gas Research)
3. http://ru.wikipedia.org
4. http://www.yamburg.ru
5. http://www.gazprom.ru