Классификация месторождений природного газа
В соответствии с правилами разработки газовые и газоконденсатные месторождения можно классифицировать следующим образом.
По сложности геологического строения продуктивных горизонтов месторождения подразделяются на две группы:
— месторождения сложного геологического строения — разбиты тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеют изменчивый характер продуктивных горизонтов (литологический состав, коллекторские свойства и др.);
— месторождения простого геологического строения (продуктивные пласты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи).
По количеству продуктивных горизонтов (залежей) они подразделяются на однопластовые и многопластовые. По числу объектов разработки месторождения – однообъектные (когда имеется одна залежь или все залежи объединены в один объект разработки); многообъектные, когда выделяется несколько объектов разработки.
По отсутствию или наличию газового конденсата месторождения подразделяются на:
— газовые, из газа которых при снижении давления и температуры выделение жидких углеводородов не происходит ;
— газоконденсатные, из газа которых при снижении давления и температуры происходит выделение жидких углеводородов.
В свои очередь газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата подразделяются на ряд групп:
— I –ая группа, с незначительным содержанием стабильного конденсата – до 10 см 3 /м 3 ;
— II – ая группа, с малым содержанием стабильного конденсата – от 10 до 150 см 3 /м 3 ;
— III – ия группа, со средним содержанием стабильного конденсата — -от 150 до 300 см 3 /м 3 ;
— IV – ая группа, с высоким содержанием стабильного конденсата – от 300 до 600 см 3 /м 3 ;
— V – ая группа, с очень высоким содержанием стабильного конденсата – свыше 600 см 3 /м 3 .
По отсутствию или же наличию нефти в пласте газовые и газоконденсатные месторождения разбиты на две группы:
— залежи без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышленного значения:
— залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.
По максимально возможному рабочему дебиту скважин месторождения подразделяют на группы:
— низкодебитные – до 25 тыс.м 3 /сут;
— малодебитные – 25 — 100 тыс.м 3 /сут;
— среднедебитных – 100 — 500 тыс.м 3 /сут;
— высокодебитные – 500 — 1000 тыс.м 3 /сут;
— сверхвысокодебитные – свыше 1000 тыс.м 3 /сут.
По величине начальных пластовых давлений выделяются залежи:
— низкого давления — до 6,0 МПа;
— среднего давления – от 6,0 до 10,0 МПа;
— высокого давления — от10,0 до 30,0 МПа;
— сверхвысокого давления – свыше 30,0 МПа.
скважинам для получения основных параметров залежи;
— определенные основные параметры коллекторов, достаточно полно характеризующие продуктивные горизонты, как по разрезу, так и по площади;
— установленные положения контактов газовых и газонефтяных залежей;
— установленные характерные структурные и геометрические особенности строения залежи.
Максимальное сокращение сроков разведки месторождений обеспечивается следующими факторами:
— выбором конструкции скважин, отвечающей требованиям их эксплуатации;
— выделением этапов разведки многопластовых месторождений с учётом их разработки;
— определением газо-водяного контакта расчетными методами;
— осуществлением бурения скважин для доказательства отсутствия нефтяных оторочек промышленного значения
— использованием наиболее рациональных комплексов промысловых и геолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение необходимых параметров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Ввод газовых и газоконденсатных месторождений в промышленную эксплуатацию допускается при выполнении следующих условий:
— закончен комплекс геологоразведочных работ, определенный проектом разведки;
— изучен комплексный состав подлежащего извлечению сырья, определено его содержание и количество;
— установлено отсутствие в газовых пластах залежей нефти, которые по запасам и экономическому значению требовали бы предварительной разработки и временной консервации газовой части залежи;
— проведены исследования разведочных скважин;
— составлен отчёт о результатах разведочного бурения;
— утверждены запасы газа в ГКЗ;
— составлен и утвержден проект промышленной разработки месторождения (залежи);
— оформлены горный и земельный отводы;
— составлен проект обустройства, предусматривающий строительство добывающего предприятия;
-закончено строительство в соответствии с проектом необходимых сооружений, обеспечивающих полное использование газа, конденсата и других попутных компонентов, получаемых из скважин;
— проведены изыскания и определены места сброса сточных загрязненных вод.
Передача месторождений в разработку осуществляется комиссией состоящей из представителей передающей и принимающей сторон, представителя территориального органа Госгортехнадзора РФ, которая оформляется актом передачи и приёмки материалов по разведанному месторождению.
Передача газовых и газоконденсатных скважин в эксплуатацию осуществляется комиссией в составе представителей передающей, принимающей сторон и Госгортехнадзора РФ.
Перед передачей скважины в эксплуатацию исполнитель работ должен выполнить следующие виды работ:
— установить фонтанную арматуру и спустить в скважину насосно-компрессорные трубы;
— убрать буровую вышку, привышечные сооружения и буровое оборудование, выровнять площадку вокруг скважины, засыпать ямы и траншеи выполнить прочие работы, предусмотренные правилами техники безопасности и противопожарной безопасности.
Следует отметить, что права и обязанности рабочей и Государственной комиссий определяются требованиями строительных норм и правил (СН и П) «Приёмка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения».
До приёмки в эксплуатацию объектов и сооружений заказчику совместно с представителями привлеченных организаций необходимо:
— проверить соответствие сооружений утвержденному проектуи согласованным отступлениям от него;
— получить от генподрядчика исполнительную техническую документацию и акты рабочих комиссий на принимаемое оборудование, в том числе и акты скрытых работ;
— зарегистрировать до начала пусконаладочных работ в Госгортехнадзоре подведомственные ему сосуды, работающие под давлением, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», а также грузоподъёмное оборудование в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» и получить разрешение на эксплуатацию;
— осуществить пусконаладочные работы принимаемых в эксплуатацию объектов в соответствии со СН и П «Технологическое оборудование. Основные положения. Правила производства иприёмки работ»;
— произвести продувку и испытания оборудования на прочность и герметичность;
— комплексно, с номинальной и максимальной нагрузками, опробовать работу оборудования, запорной арматуры, систем вентиляции, газообнаружения, пожаротушения, средств КИП и А с выдачей продукции согласно техническим условиям заводов-изготовителей, проекта, ГОСТ, ОСТ, ТУ;
— проверить в комплексе действие диспетчерской и местной связи;
— проконтролировать выполнение запроектированных мероприятий по рекультивации земель и охране окружающей среды.
При приёмке в эксплуатацию объектов ГДП, сооружаемых в условиях Крайнего Севера и вечной мерзлоты, необходимо дополнительно контролировать выполнение работ в соответствии с требованиями СН и П «Основания и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования».
Ввод в эксплуатацию технологического оборудования и сооружений ГДП должен производиться в комплексе с системами связи, телемеханики, энерго-, паро-, водоснабжения, вентиляции, газообнаружения, пожаротушения, устройствами, предотвращающими загрязнение окружающей среды.
Ввод объектов ГДП в эксплуатацию осуществляется на основании акта Государственной комиссии.
Источник
Как добывают газ? Виды газодобычи, описание, фото и видео
Интересно
По своему химическому составу природный газ является наиболее чистым и экологичным топливом. По сравнению с другими видами топлива, материал очень эффективен в промышленности и жилой сфере. Минимальный вред окружающей среде при сгорании газа и высокий КПД объясняет востребованность в данном виде топлива, большие запасы которого имеются на территории России и некоторых других государств.
Месторождения природного газа
Технология добычи сланцевого газа
Кроме всем известного природного газа, составляющего основу экономики страны, существуют месторождения его сланцевого аналога. Добывать сланцевый газ намного сложнее, при этом наносится огромный вред окружающей среде. Поэтому добыча сланцевого газа не так распространена, в отличие от природного.
Природный газ
Залегают подземные источники на глубине от нескольких сотен метров до нескольких километров. Подземная порода обладает пористой структурой, в которой скапливается газообразное вещество. Эти поры соединяются каналами и могут представлять собой обширные области. Визуально месторождение природного газа представляет собой куполообразный подземный резервуар, верхняя часть которого заполнена газом. Ниже находится более тяжелая нефть или пластовая вода. Чем меньше заглубление естественного резервуара, тем ниже себестоимость добычи материала.
Способы добычи природного газа
Благодаря разности давления в природном резервуаре и на поверхности земли, выход газа при наличии соответствующего пути происходит за счет собственной энергии. Организации, занимающейся газодобычей, требуется подготовить в осваиваемом пласте несколько скважин, при помощи которых удается компенсировать давление на разных участках. Весь процесс от добычи углеводорода до его поставки конечному потребителю организован таким образом, что летучее вещество все время находится в герметичных емкостях.
Для укрепления стенок скважины и вывода на поверхность разбитого камня и грунта, в трубу установки закачивается специальный глинистый раствор. Поднимаясь обратно по стенкам трубы, раствор выносит на поверхность отработанную породу, а также создает на стенках плотный защитный слой. Полученная корка засыхает и становится естественным укреплением. После извлечения на поверхность, материал подается на специальные газообрабатывающие комплексы.
Обработка и транспортировка природного газа
Извлеченный на поверхность материал не пригоден к немедленному использованию, так как в его составе много примесей и воды. Обработка вещества на специальных предприятиях позволяет снизить количество примесей до минимума, а также осушить газ и придать ему знакомый запах. В результате вещество становится пригодным для отправки потребителю.
Интересный факт: чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество одорантов, имеющих сильный неприятный запах.
Так как природный газ занимает большой объем, транспортировка его в имеющемся виде невыгодна. Вещество охлаждают и сжимают до жидкого состояния, в результате его объем уменьшается в 640 раз. Транспортировка такого материала давно отработана и может осуществляться несколькими способами. Наиболее выгодной считается передача природного газа по трубопроводам.
Материал транспортируется по многочисленным сетям и накапливается в подземных хранилищах в таком же жидком виде. Для сохранения низкой температуры резервуары оснащаются двойными стенками из материалов с низкой теплопроводностью и размещаются под землей. Кроме трубопроводов, газ может перевозиться специальными танкерами, востребованными при отсутствии соответствующих сетей.
В настоящее время природный газ является наиболее эффективным топливом. Его добыча, обработка и транспортировка давно отработана.
Низкая, по сравнению с другими источниками энергии, стоимость не оставляет вариантов другим видам топлива для использования в промышленной сфере и при отоплении жилого сектора.
Как добывают газ – интересное видео
Если Вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.
Источник