|
Газоконденсатных месторождениях
Интенсивно наращивался объем буровых работ. Общий объем проходки за пятилетие возрос на 27,4 % и составил в 1975 г. 15,2 млн. м. Особенно высокими темпами росло эксплуатационное бурение в Удмуртской АССР — в 3,8 раза, в Тюменской области — в 2,8 раза, в Коми АССР — в 2,4 раза, а разведочное бурение возросло за это время на Эмбе в 3,2 раза, в Оренбургской области и Белорусской ССР в 2,2 раза. Иными словами, наиболее интенсивно эксплуатационное бурение наращивалось в тех районах,. которые обеспечивали основной прирост добычи нефти, а разведочное — в наиболее перспективных районах. За годы девятой пятилетки было открыто 388 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
Важнейшее направление совершенствования технологии разработки газоконденсатных месторождений — увеличение конденсатоот-дачи. Для этих целей разрабатывается частичный сайклинг-процесс (закачка в пласт 40—60% извлекаемого газа), а также метод закачки неуглеводородных газов и, в частности, углекислого газа. Намечается закачка жидких теплоносителей с переводом конденсата в газообразное состояние. Предполагается широкое применение низкотемпературной сепарации и абсорбции, что обеспечит хорошее выделение пентана и более тяжелых углеводоров.
Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений проводится аналогично.
В восточной части СССР расположена также Аму-дарьинская газонефтеносная провинция. Она занимает обширные пространства Восточной Туркмении и Западного Узбекистана. Здесь в последние три десятилетия выявлена группа газовых и газоконденсатных месторождений. Среди них известное газонефтяное месторождение Газли, расположенное в 110 км к северо-западу от Бухары. Отсюда ныне берут свое начало магистральные газопроводы «Средняя Азия — Центр» и «Бухара — Урал». С открытием в 1967 г. и вводом в разработку Ачакского газового месторождения связано возникновение газодобывающей промышленности Туркмении. Ныне Туркменская ССР занимает одно из ведущих мест по добыче природного газа в стране. Основу сырьевой базы газодобывающей промышленности в республике составляют месторождения Шатлык, Даулетабад-Донмез, Ачак и др.
Однако через несколько лет на Усть-Кутской площади Иркутской области у деревни Верхне-Марково была заложена опорная скв. 1. 18 марта 1962 г. из этой скважины ударил фонтан чистой нефти из кембрийских отложений. Нефть была светлая. Ее заправляли в баки бульдозеров, автомобилей, и моторы хорошо работали. Так было выявлено известное Марковское нефтегазокон-денсатное месторождение с продуктивными нижнекембрийскими и нижнекембрийско-верхнепалеозойскими (венд) отложениями. Впоследствии в регионе был открыт ряд других нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
В прогибе Анадарко-Ардмор выявлено свыше 25 газовых и газоконденсатных месторождений с запасами более 200 млрд. м3. Газоносны каменноугольные песчаники и девонские известняки.
Нефтяные и газовые месторождения известны и в других странах Южной Америки — в Колумбии, Эквадоре, Перу, Боливии, Аргентине, Чили, Бразилии. На Южно-Американском континенте всего выявлено 735 нефтяных и свыше 60 газовых и газоконденсатных месторождений. Помимо этого имеются территории потенциально перспективные в отношении нефтегазоносное™.
До 1956 г. существенных запасов свободного газа в Алжире не было выявлено. Они начали стремительно расти после открытия гигантских газоконденсатных месторождений Хасси-Рмель, Рурд-Нусс и Рурд-Хамра. Крупнейшее из них газоконденсатное месторождение Хасси-Рмель расположено в 480 км к югу от г. Алжир. Оно приурочено к крупному куполовидному поднятию. Размеры месторождения 55X75 км. Пластовая сводовая залежь газа заключена в песчаниках среднего и верхнего триаса. Перекрыта она соленосными образованиями.
газовых и газоконденсатных месторождений. По их расчетам на долн> стран мировой системы социализма ныне приходится в мировых потенциальных запасах нефти и конденсата 30% и газа 29%; в мировых возможных к извлечению-запасах нефти, конденсата и газа эти доли составляют также около 30%.
Усилить работы по изысканию новыхг более эффективных методов разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, значительно повысить степень извлечения нефти и газового конденсата из недр».
Мировая добыча нефти из нефтяных и газоконденсатных месторождений будет возрастать до 1990 г., когда она достигнет 4,8 млрд. т против примерно 3,5 млрд. т в 1980 г. и 2,8 млрд. т — в 1973 г.; после 1980 г. темпы роста добычи нефти замедлятся, а в 1990—2000 гг. мировая добыча нефти стабилизируется в пределах 4,8 млрд., максимально — 5,0 млрд. т в год.
Как уже отмечалось, большое значение в системе поставок газа имеют подземные хранилища газа (ПХГ). Они предназначены в основном для выравнивания сезонной неравномерности потребления газа. Кроме того, ПХГ позволяют более полно использовать пропускную способность газопроводов и создавать резерв газа в случае неисправностей газопровода. Подземные хранилища размещают в истощенных нефтяных или газовых (газоконденсатных) месторождениях или пористых водоносных пластах. Сооружение ПХГ во многом аналогично обустройству газовых промыслов. Компрессорные станции на ПХГ имеют переменную нагрузку в пласт и из пласта. Поэтому на этих компрессорных станциях в основном применяются поршневые газомотокомпрессоры с широким диапазоном регулирования.
Американская статистика газовой промышленности пользуется следующими тремя показателями: валовая добыча газа, т. е. суммарная величина первоначального извлечения газа; чистая добыча, или валовая добыча без учета газа, закачиваемого в пласт (на нефтяных и газоконденсатных месторождениях); рыночная добыча или чистая добыча без учета потерь газа на промыслах.
На газовых и газоконденсатных месторождениях метанол применяют для предотвращения гидратообразования в пласте, насосно-компрессорных трубах и шлейфах скважин, сепарационном оборудовании установок комплексной подготовки газа (УК.ПГ). Расчеты норм потребности метанола также связаны с параметрами газа в этих местах.
Описаны способы вскрытия продуктивных пластов на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, методы освоения и исследования эксплуатационных скважин в различных горно-геологических условиях. Приведены конструкции внутрискважинного и устьевого оборудования для подъема жидкости из скважин механизированными способами. Рассмотрены методы интенсификации добычи нефти и газа и увеличения конечного коэффициента неф-тегазоотдачи. Особое внимание уделено выявлению источников загрязнения окружающей среды, предложены мероприятия по предотвращению загрязнения.
Результаты расчетов свидетельствуют о том, что достижение проектных показателей дает незначительный эффект по сокращению потерь С3 и С4 в процентном отношении, но при существующих масштабах обработки газа может дать существенное уменьшение абсолютных значений потерь. Основной эффект состоит в значительном снижении потерь углеводородов Cc^gjjQu,. В расчетах рассмотрен также вариант модернизации схемы НТО путем впрыска конденсата в газ, что способствует сокращению потерь Сз+высш с газами сепарации на 3%. Такая схема может быть рекомендована на всех газоконденсатных месторождениях.
Газовая промышленность характеризуется высокими темпами развития. На ближайшую перспективу предусматриваются существенный ввод мощностей на газовых и газоконденсатных месторождениях, расширение сети магистральных газопроводов и их наземных сооружений. Строите -льство и расширение объектов газовой промышленности связано со значительными финансовыми, материальными и трудовыми затратами. Это обстоятельство придает особое значение вопросам эффективности капительных вложений в газовую промышленность.
Практика показала, что для удаления жидкости из скважин при содержании в ней до 50% газового конденсата наиболее эффективными являются неионогенные ПАВ и, в первую очередь, ОП-10. Однако применение ОП-10 не нашло широкого распространения из-за образования при вспенивании очень стойких, трудноразрушаемых эмульсий. Так, например, при применении ОП-10 на Майкопском газоконденсатном месторождении в течение 1 мес в товарном резервуарном парке скопилось более 3 тыс. м3 водоконденсатной эмульсии, на разрушение которой потребовалось несколько месяцев и большие трудовы затраты. Аналогичные случаи наблюдались на Ленинградском, Староминском и и других газоконденсатных месторождениях.
Первые же опытные работы по использованию сульфама на газоконденсатных месторождениях показали высокую эффективность этого пенообразователя. В 1984-1985 гг. на многих месторождениях Кубани сульфам внедрен в широких промышленных масштабах. Он вводился в скважины 5-7% рабочим раствором. В эти годы общий расход сульфама составил более 100 т, а
Перечисленным требованиям не всегда удовлетворяет существующая технология вскрытия продуктивных пластов и на нефтяных, и на газовых, и газоконденсатных месторождениях. Более того, за последние два десятилетия в б. СССР не произошло существенных изменений в технологии заканчивания скважин. Для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов используют, главным образом, глинистые растворы, обработанные или необработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиям только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта.
Особенности заканчивания скважин на газовых и газоконден-сатных месторождениях. Последовательность операций, проводимых при завершении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, принципиально не отличается от выполнения аналогичных работ на нефтяных месторождениях. Однако оптимальная технология вскрытия пласта имеет свои особенности. Например, при вскрытии газового пласта на Уренгойском месторождении, представленного кварцевыми песками и песчаниками с малым содержанием глинистого цемента, нецелесообразно использовать растворы на углеводородной основе, других специальных химических реагентов. На этом и некоторых других газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири экономически обосновано применение существующей технологии вскрытия продуктивного пласта с использованием бурового раствора, обработанного химическими реагентами, предотвращающими снижение естественной проницаемости пласта. В то же
Аналогичные условия наблюдаются при эксплуатации скважин на Майкопском и Кущевском газоконденсатных месторождениях, где текущий коэффициент газоотдачи обводнившихся продуктивных пачек составляет 0,44 - 0,57 и 0,79, соответственно.
Горизонте планирования Горнорудной промышленности Гарантируется государством Городской застройки Городского транспорта Господствующего положения Государствами международными Государства государство Государства обеспечение Государства предприятия Государства выступают Государственный финансовый Государственный таможенный вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
