Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе России увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.

В настоящее время открыто до 700 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа Россия вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м³, прогнозные запасы — более 90 трлн. м³. Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области (в том числе Уренгойское, Ямбургское и др.), начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области.
Главной газодобывающей компанией России является РАО «Газпром», учрежденное в феврале 1993 года (до этого — государственный концерн).
РАО «Газпром» — крупнейшая газовая компания мира, доля которой в общемировой добыче составляет 22 %. Контрольный пакет акции РАО «Газпром» (40 %) находится в собственности государства.
Увеличение спроса на газ внутри России прогнозируется после 2000 г. Соответственно возрастет и его добыча: в период с 2001 г. по 2030 г. предполагается извлечь из недр 24.6 трлн. м³ газа, доведя к 2030 г. ежегодную добычу до 830 ... 840 млрд. м³. Перспективы увеличения добычи газа связаны с освоением месторождений севера Тюменской области (Надым-Пур-Тазовский район, п-ов Ямал), а также крупнейшего в Европе Штокмановского газоконденсатного месторождения (Баренцево море).
В Надым-Пур-Тазовском районе начата разработка Юбилейного, Ямсовейского и Харвутинского месторождений с суммарной годовой добычей 40 млрд. м³. В 1998 г. начата добыча газа на Заполярном месторождении, которую в 2015 г. планируется довести до 90 ... 100 млрд. м³.
На полуострове Ямал разведанные запасы газа в настоящее время составляют 10.2 трлн. м³. Ожидается, что максимальный уровень добычи газа на полуострове Ямал составит 200 ... 250 млрд. м³.
Широкомасштабное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения намечается после 2005 г. — в соответствии с потребностями европейского рынка и северо-западного региона России. Прогнозируемый уровень добычи газа здесь — 50 млрд. м³ в год.
Россия является крупнейшим в мире экспортером природного газа. Поставки «голубого золота» в Польшу начались в 1966 г. Затем они были организованы в Чехословакию (1967 г.), Австрию (1968 г.) и Германию (1973 г.). В настоящее время, природный газ из России поставляется также в Болгарию, Боснию, Венгрию, Грецию, Италию, Румынию, Словению, Турцию, Финляндию, Францию, Хорватию, Швейцарию, страны Балтии и государства СНГ (Белоруссию, Грузию, Казахстан, Молдавию, Украину). В 1999 г. в страны ближнего и дальнего зарубежья было поставлено 204 млрд. м³ газа, а прогноз на 2020 г. составляет 278.5 млрд. м³.
Важнейшими целями и приоритетами развития газовой промышленности России являются:

• 
  увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергоресурсов;
  
• 
  расширение экспорта российского газа;
  
• 
  укрепление сырьевой базы газовой промышленности;
  
• 
  реконструкция Единой системы газоснабжения с целью повышения ее надежности и экономической эффективности;
  
• 
  глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья.
  

Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, обуславливает повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений.
Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.
В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.
Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газогидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.
Под разработкой газовых, газоконденсатных, и газонефтяных залежей в нашем курсе понимается управление процессами дви­жения в пласте и к скважинам газа, конденсата, воды и нефти с целью добычи их и других ценных компонентов. Такое управле­ние достигается в результате реализации определенной системы разработки залежи.
Под системой разработки газовой, газоконденсатной и газо­нефтяной залежи понимают размещение на продуктивной пло­щади газоносности (нефтеносности) и структуре необходимого числа добывающих, нагнетательных, наблюдательных, пьезомет­рических скважин, порядок ввода их в эксплуатацию и поддер­жание определенных, допустимых технологических режимов экс­плуатации скважин.
Для отделения от газа воды, конденсата и ценных компо­нентов применяется соответствующая система обустройства про­мысла. Она включает поверхностное оборудование для сбора га­за, конденсата и воды, отделения конденсата, воды, очистки га­за от механических примесей, осушки газа. Система обустройства промысла в ряде случаев включает завод для переработки добы­ваемой продукции, а также дожимную компрессорную станцию для компримирования и подачи газа потребителю или в маги­стральный газопровод. В случае, например, Астраханского газодо­бывающего комплекса вся продукция месторождения подвергается обработке на газоперерабатывающем заводе. При разработке га­зоконденсатных месторождений с поддержанием пластового дав­ления система обустройства дополняется технологическими линия­ми для закачки в пласт сухого газа или воды. Аналогично об­устраивается промысел при разработке газонефтяных месторожде­ний.
Вряд ли требуется доказывать, что рациональная разработка залежей газа и нефти возможна лишь на научной основе.
Научный подход к разработке месторождений природных уг­леводородов подразумевает наличие критерия или определения, характеризующего такой подход. До недавнего времени опериро­вали следующим определением применительно к газовым и газокопденсатным месторождениям.
Под рациональной системой разработки месторождения природного газа и обустройства промысла понимается такая система, при которой обеспечивается заданный плановыми органами уровень добычи газа, ценных компонентов ( и конденсата ) с наибольшей народнохозяйственной эффективностью (с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентами газо- и компонентоотдачи) при соблюдении условий охраны недр и окружающей сре­ды.
При этом годовые уровни добычи газа или, например, конденсата для рассматриваемого месторождения оптимизируются с точки зрения соответствующего газодобывающего района.
Под рациональной системой разработки месторождения природных углеводородов и обустройства промысла понимается такая система, при которой население страны, и местное население в частности, фирма-оператор получают наибольшие доходы, имеет место наименьший ущерб окружающей среде и недрам, наиболь­шие социальные последствия и гарантии.
Так видится сегодня понятие рациональности. Отсюда следу­ет, что такие важные показатели, как уровни отбора газа, неф­ти, конденсата не диктуются сверху, а определяются исходя из указанных факторов при конкретном проектировании и исследо­ваниях. Например, запасы газа и других компонентов в Астра­ханском месторождении могли бы, учитывая благоприятное гео­графическое положение, позволить добывать здесь 60-100 млрд.м³ газа в год. Однако экологические условия, социальная напря­женность в данном районе вряд ли позволят превысить годовой уровень добычи газа в 12 млрд. м³, по крайней мере в ближай­шие годы. Также проблема компонентоотдачи становится эконо­мической категорией, отражая затраты, получаемый доход, что в конечном счете зависит от мировых цен на углеводороды. Кроме того, требования охраны недр также подразумевают бережное к ним отношение.
Задача состоит в том, чтобы на основе получаемого по скважинам ограни­ченного объема информации составить наиболее полное представле­ние о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз отно­сительно проходящих в нем процессов при различных системах раз­работки.