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 газоносностиместорождений природных газов
3. Системы разработкигазоконденсатных 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 характерныдля крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3.В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычигаза часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатныхместорождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постояннойдобычи газа.
С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорнойи период компрессорной эксплуатации залежи.
С точки зрения подготовленности месторождений к разработке истепени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленнойэксплуатации и период доразработки.
При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкойгаза потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений,необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленнойэксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырехлет.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных,можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработкис поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластовогодавления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатнойзалежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.
Таким образом, в каждый период применяется своя система разработкигазовой залежи. В технологическом значении этого понятия система разработки — это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсатаи воды в пласте.
Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пластеосуществляется 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 газоносностиместорождений природных газов
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различнуюформу: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала,круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройкамиразличного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостьюлитологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Этипричины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещенияэксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площадигазоносности.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широкоприменяют 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 пластовогодавления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлениемпо залежи в целом. Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижениясредневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равентемпу снижения приведенного давления в залежи в целом.
Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличениепротяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
При батарейном размещении скважин образуется местная воронкадепрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторожденияи срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарациигаза. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетейи промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносностиобусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществамии недостатками, что и батарейное.
На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются,как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Принеравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенногоприведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны.В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельныхобъемах залежи.
Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносностипо сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин,сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-иконденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.
Наблюдательные скважины (примерно 10 % эксплуатационных) бурят,как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектоническихнарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположенияскважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовомразмещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретныхсвойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяногоконтакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещениягаза в пласте.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластовогодавления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площадигазоносности 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, купольнойчасти залежи, эксплуатационные — также в виде батарей, но в пониженной части, напогружении 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 коэффициентохвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей иплотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.
Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежейс поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых илилилейных цепочек скважин. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают800 — 1200 м, а между добывающими 400 — 800 м.
Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянномчисле нагнетательных и добывающих скважин.
3. Системы разработки газоконденсатных месторождений
Особенностью пластовых флюидов газоконденсатных месторожденийявляется возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооруженияхв результате снижения давления и температуры. Характерным для эксплуатации газоконденсатныхместорождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимостьнаиболее полного отделения конденсата. В связи с этим комплексное разработка газоконденсатныхместорождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений.В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальныеусловия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.
Газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственногоподдержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения)или с поддержанием давления в пласте.
В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторожденийбез поддержания давления, т.е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом,на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений споддержанием 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, неполныйсайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбираетсязимой в периоды наибольшего спроса газа.
Разработка газоконденсатного месторождения с поддержаниемпластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значениякоэффициента газо — и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.
В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделятьсяв пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давлениянасыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах прилюбом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсатане происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностьюперегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержанияпластового давления, а могут разрабатываться на истощение.
При искусственном заводнении газоконденсатногоместорождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемогопластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременнаядобыча газа и конденсата постоянного состава, что имеет положительное значение дляпроектирования объектов по переработке конденсата. В то же время возникают дополнительныепотери газа и конденсата, вызванные их защемлением при давлении, близком к начальному.Коэффициенты газо — и конденсатоотдачи в зависимости от коэффициента охвата и характеранеоднородности пласта по площади и мощности пласта в этом случае уменьшаются.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощениеобеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи,возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этомзатраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнениюс методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу.При сравнении различных методов разработки по весу извлекаемых углеводородов эксплуатациягазоконденсатных месторождений на истощение равноценна разработке нефтяных месторожденийс закачкой газа или воды в пласт.
4. Коэффициенты конденсатоотдачи, компонентоотдачи
Пластовый газ является сырьем для нефтехимической промышленностии источником энергии. Поэтому важен вопрос о компонентоотдаче и использовании запасовпластовой энергии.
Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношениеобъема извлеченного из пласта компонента /> к его геологическим запасам/>.Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый моментэксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются впроцентах.
/>, (4.1)
где /> - оставшиеся запасы.
Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:
/>, (4.2)
/>/>. (4.3)
Практика разработки отечественных и зарубежных месторожденийпоказывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85 — 95 %, вто время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченныхк однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачирекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успеваетпоступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество «защемленного»ею газа.
В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежейих форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительноснижающему газоотдачу месторождения в целом.
Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведениекапитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этотпериод эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочнымижидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резкопадает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается приподдержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. Вэтом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразногорабочего агента и 75 % — при поддержании давления при закачке воды в залежь.
Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваютсяс ростом его начального содержания (более 100 см3/м3) и плотности.При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачи /> возрастает при увеличенииразличия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а такжепри повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условияхв большинстве случаев />.
При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемымизбирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается.Таким образом, при проектировании системы разработки газовых и газоконденсатныхместорождений на режиме истощения практически можно планировать режим постояннойдобычи не более чем на /> геологических запасов газа.Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивностискважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объемдополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах.Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активноговодонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так какможет привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен приизбирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивностискважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболеесущественно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластахс глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более.
В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторожденийс содержанием конденсата более 25 см3/м3 наряду с эксплуатациейих на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенноповысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторожденияхс содержанием конденсата более 100 см3/м3 и при запасах газаот 10 млрд. м3 и более при близости начального пластового давления идавления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны,из них к основным относятся следующие:
большие капитальные вложения и необходимость создания специальногооборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями;
большие эксплуатационные затраты;
понижение надежности промыслового оборудования (скважинного иназемного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивныхкомпонентов в добываемой продукции.
Идея задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократнообсуждалась, но не была реализована на практике, так как по результатам ранее выполненныхлабораторных и промысловых исследований считалось, что вытеснение газа водой сопровождаетсяинтенсивным защемлением газа. Полагали, что коэффициент извлечения газа не превышает50 %, т.е. примерно соответствует реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей,разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался рядпринципиально важных факторов, различающих механизмы вытеснения водой нефти и газа.Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированиюводой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициентывытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чемдля нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулированияпродвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрациидля воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельствоблагоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой поды, которуюможно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений
Рациональная разработка газоконденсатонефтяных месторожденийсостоит прежде всего в выборе и обосновании наиболее целесообразных, экономическивыгодных методов, обеспечивающих высокие коэффициенты конденсатонефтеотдачи.
В зависимости от конкретных условий характеристики залежей, потребностейв газе, конденсате и нефти; уровня технической оснащенности и существующей технико-экономическойполитики возможны следующие варианты разработки газоконденсатнонефтяных месторождений
Газоконденсатная зона разрабатывается на режиме истощения, разработканефтяной зоны отстает. При этом варианте темп падения пластового давления в газоконденсатнойзоне существенно опережает темп падения давления в нефтяной оторочке, что приводитк перемещению нефти в сухие газоносные пески и тем самым — к определенным ее потерям.Чем больше проницаемость, тем больше потерь нефти в сухих песках. Нефтеотдача приуказанном варианте оценивается в 5 — 15 %. Этот вариант связан также со значительнымипотерями конденсата. Преимущество — быстрое обеспечение газом.
Газоконденсатная и нефтяная зоны одновременно разрабатываютсяна истощение. Важным условием является недопущение образования градиентов давленияот 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 находитсяв консервации и не эксплуатируется. В пласте создаются постоянные градиенты давленияот газовой зоны к нефтяной, что приводит к вытеснению нефти жидким газом и сохранениюнефтяной оторочки от преждевременного истощения. Эффективность этого метода разработкиособенно значительна при подвижности водонефтяного контакта и больших размерах газовойшапки.
До извлечения основных запасов нефти давление в газовой зонеподдерживается методом нагнетания сухого газа в сводовую часть залежи. При этомспособе обеспечивается несколько большая нефтеотдача, чем при предыдущем.
Нефтяная зона разрабатывается одновременно с применением сайклинг-процессав газоконденсатной части залежи. В этом случае из нефтяной оторочки извлекаетсянефть, из газоконденсатной — конденсат. После извлечения основных запасов нефтии конденсата сайклинг-процесс прекращается и залежь эксплуатируется как газовая.
Предусматривается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатнойзоны залежи с нагнетанием воды в пласт. Имеется в виду нагнетание воды в зону газонефтяногоконтакта при линейном расположении нагнетательных скважин в газоконденсатной зоне,вдоль контакта газ — нефть. Этот метод рекомендуется при малоподвижном водонефтяномконтакте. Одно из основных преимуществ метода заключается в том, что отставаниеразработки нефтяной зоны не приводит к потерям нефти, так как в пласте вдоль газонефтяногоконтакта создается водяная завеса — узкая оторочка воды, разделяющая нефтяную игазоконденсатную части залежи.
Кроме указанных методов разработки газоконденсатных залежей,имеются другие перспективные методы, применение которых могло бы обеспечить весьмавысокие коэффициенты извлечения запасов нефти и конденсата. К ним относятся следующиеметоды:
Превращение нефтяной оторочки в газоконденсатное состояние споследующим извлечением основных запасов нефти и конденсата при однофазном состоянийзалежи путем закачки жирного газа. Дело в том, что система нефть-метан переходитв газовую фазу при давлении порядка 100 МПа, а применение жирного газа вместо сухоговызывает 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 черезпласт с целью испарения выпавшего конденсата.
Закачка жидкого газа (пропан-бутана) с созданием в пласте оторочкииз этих продуктов, передвигаемых сухим газом для обеспечения вытеснения выпавшегоконденсата.5. Системы разработки многопластовых газовых месторождений
Многопластовые газовые месторождения могут быть подразделенына два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которыхначальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлениюгидростатического столба воды; ко второму виду относятся те, в которыхначальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столбагаза. В этом случае единая залежь разделена но высоте перемычками, при помощи которыхгоризонты могут сообщаться или быть изолированными.
Эксплуатировать многопластовые месторождения можно раздельноскважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивныегоризонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляютэксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонтапоступает 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 достаточныдля обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов связано со значительнымикапиталовложениями, техническими трудностями и прирост добычи с последних ожидаетсянезначительный.
При этом следует изучать возможность использования эксплуатационныхскважин верхнего горизонта для последующего добуривания их на нижележащие.
2. Вначале разрабатывают нижние горизонты, а затем верхние. Этусистему, называемую "снизу — вверх", применяют обычно для первоговида многопластовых месторождений, т.е. когда запасы газа в нижних горизонтах значительнопревышают запасы верхних горизонтов, а давление в верхних горизонтах недостаточнодля обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителям. Кроме того, эту системуразработки можно применять для понижения давления в нижних горизонтах до давления,отличающегося от верхнего на вес столба газа, т.е. когда месторождение первого видаследует превратить во второй. После этого можно одновременно эксплуатировать верхниеи нижние горизонты, что позволяет исключить переток газа из нижележащих горизонтовв вышележащие при последующей их разработке.
3. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтовможет 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 месторожденийвторого вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно применятьв случае когда состав газа по различным горизонтам не отличается по содержанию сероводородаи когда крепость пород и их коллекторские свойства также примерно одинаковы, чтоне приводит к резкому различию предельно допустимых депрессий по отдельным горизонтами выходу из строя большинства скважин вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.
При отсутствии изложенных условий такая эксплуатация ряда горизонтовв одной скважине может оказаться невыгодной.
Например, в верхнем пласте могут быть получены высокие дебитыпри высоких депрессиях на пласт, так как пласт представлен крепкими породами. Нижнийпласт сложен рыхлыми породами и может эксплуатироваться только при небольших депрессиях.Эксплуатация этих двух горизонтов в одной скважине приведет к тому, что нельзя будетдопустить 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 горизонтовместорождений первого вида, когда давления отличаются между собой на давление гидростатическогостолба воды, может возникнуть переток газа из одних горизонтов в другие. При остановкескважины также будет наблюдаться переток газа. Поэтому во время эксплуатации безразобщения ряда горизонтов в одной скважине с целью получения наибольшего дебитаследует учитывать все факторы в данных конкретных условиях.
Одновременная разработка с пакерами или отдельными скважинамипозволяет широко использовать эжекцию газа для повышения давления газа, полученногоиз пластов с низким давлением.
Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления,запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов сотдельных горизонтов, а также от состава газа. Если в одних пластах содержится вгазе сероводород, а в других он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородоми без него нужны отдельные газосборные сети. Если в верхних пластах содержится сухойгаз, а в нижних значительное количество конденсата, то условия эксплуатации каждогогоризонта будут различными.
Выбор системы разработки определяется, исходя из технико-экономическихпоказателей 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 вырастаетна 1%. Не исключая антропогенные источники, исследователи связывают это с появлениембольшого количества участков подводной разгрузки метана. Газовые гидраты представляютсобой твердые соединения молекул газа и воды, существующие при определенных давленияхи 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 добычеи транспорте природного газа, то с момента обнаружения залежей природных газовыхгидратов их стали рассматривать как наиболее перспективный источник энергии. В настоящиймомент известно более двухсот месторождений газовых гидратов, большая часть которыхрасположена на морском дне. Запасы газогидратов геологи оценивают, соотнося их ссуммарным объёмом разведанных на сегодняшний день месторождений нефти, природногогаза и угля. Их вывод таков: залежи метана на дне морей и океанов обладают вдвоебольшими энергоресурсами, чем все прочие ископаемые энергоносители вместе взятые
Самое первое упоминание о больших скоплениях газовых гидратовсвязано с Мессояхским месторождением, открытым в 1972 г. в Западной Сибири.
Наиболее показательным является пример другого предполагаемогогидратоносного района — северного склона Аляски (США). Долгое время считалось, чтоданный район имеет значительные запасы газа в гидратном состоянии. Так, утверждалось,что в районе нефтяных месторождений Прудо Бей и Кипарук Ривер имеется шесть гидратонасыщенныхпластов с запасами 1,0-1,2 трлн м3. На данный момент подтверждена гидратоносностьлишь двух месторождений природных гидратов, представляющих наибольший интерес сточки зрения промышленного освоения: Маллик — в дельте реки Макензи на северо-западеКанады, и Нанкай — на шельфе Японии. К промышленной разработке месторождения Нанкайнамечается приступить в 2017 г.
Основные направления поиска газовых гидратов в России сейчассосредоточены в Охотском море и на озере Байкал. Наибольший интерес учёных вызываютхолодные моря Крайнего Севера и Крайнего Юга. Охотское море более 9-ти месяцев вгоду покрыто льдом, и поднимающийся со дна метан удерживается этим ледяным покровом.Весной, когда лёд начинает таять, в атмосферу в считанные недели уходят огромныемассы метана. Учитывая важность метана как парникового газа, следует очень внимательноизучить влияние этих сезонных выбросов на глобальный климат. Это поможет разобратьсяв тенденциях и механизмах климатических изменений, происходящих на Земле".
Однако технологии, пригодной для широкомасштабной добычи этогобесценного клада со дна моря, до недавнего времени не существовало. Помимо низкойэкономичности, есть и вторая проблема — безопасность. Залежи газогидратов располагаютсяна крутых склонах, на глубинах от 300 до 1000 метров и являются фактором, стабилизирующим морское дно в этих геологически-активных регионах. Широкомасштабнаяразработка месторождений может вызвать подводные оползни и, как следствие, разрушительныеприливные волны — цунами. Кроме того, нельзя не считаться с возможностью аварийныхвыбросов огромных масс метана в атмосферу, что чревато грандиозной экологическойкатастрофой, не говоря уже об угрозе здоровью и жизни персонала, обслуживающегодобывающее оборудование.
Считается, что в газогидратах углеводородного сырья содержитсяв 10 раз больше, чем в месторождениях нефти и газа. Тем не менее, их извлечениесо дна морей и использование для промышленных целей к настоящему времени не имеетудовлетворительного решения. Трудности извлечения метана из газогидратов связаныс тем, что месторождения залегают на больших глубинах. Чтобы получить метан надопревратить газогидрат в газ, то есть разрушить его, и отобрать газ в емкости. Разрушениегазогидрата выполняется повышением температуры, либо воздействием на пласт химическимиреагентами. Но, несмотря на последние успехи геологоразведочного бурения и экспериментальныхисследований гидратов в пористых средах, вопрос об экономически рентабельном способедобычи газа из гидратов остается по-прежнему открытым и требует дальнейшего изучения
Список литературы
1. Закиров С.Н. Разработка газовых, и газоконденсатных и нефтегазоконденсатныхместорождений. — 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 газоконденсатныхместорождений. 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 газоконденсатныхместорождений. 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 месторожденийсо сложным составом газа — М.: Недра, 1988
11.Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А., Руководствопо исследованию скважин. — М.: Наука, 1995
12.Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции нанефтяных месторождениях. Учебное пособие для ВУЗов. — Алматы: 2005.
13.«Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан» утвержденыпостановлением 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 пластыместорождений углеводородов Республики Казахстан.
16.Журналы «Нефть и газ Казахстана», «Нефтегазовая вертикаль»,«Газовая промышленность»
17.Интернет-ресурсы