ЗАРАБАТЫВАЙТЕ !!! на глобальных рынках. БЕСПЛАТНАЯ консультация - оставьте свой телефон сейчас

Газоконденсат (Gas condensate) - это

жидкая смесь высококипящих углеводородов различного строения, выделяемая из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях

Газоконденсат (газовый конденсат) в топливно-энергетической и химической отраслях, химические и физические свойства газового конденсата, разведка, добыча и переработка газоконденсатного сырья, месторождения и мировые запасы газового конденсата, технология бурения газоконденсатных скважин, промышленное использование газоконденсата, газовый конденсат для производства моторного топлива, а также сырье для химической и нефтехимической промышленности

Развернуть содержание

Газоконденсат - это, определение

Газоконденсат - это природная жидкая смесь углеводородов с высокой точкой кипения, химическая формула которых содержит пять и более атомов углерода в молекуле, находящихся в недрах Земли и содержащихся в составе добываемого природного газа, нефтяных месторождениях, а также в виде самостоятельных газоконденсатных залежей. Газовый конденсат также образуется как побочный продукт в процессе эксплуатации газового оборудования при переработке и транспортировке природного газа, а также накапливается в оборудовании двигателей внутреннего сгорания, работающих на газообразном топливе. Газоконденсатное сырье используется для производства моторного топлива, а также в химической промышленности.

Что представляет собой газовый конденсат

 Газоконденсат - это специфическая жидкая фракция, чаще всего содержащаяся в природном газе, с точки зрения химии - нечто среднее между природным газом и классической нефтью.

Жидкая фракция природного газа
Жидкая фракция природного газа

Газоконденсат - это смесь жидких углеводородов (С5Н12 + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений (давления начала конденсации) и температуры. Газовый конденсат используется в качестве моторного топлива, является ценным сырьем для химической промышленности.

Что такое газовый конденсат и его экологическая опасность

 Газоконденсат - это природная смесь легкокипящих нефтяных углеводородов, находящихся в недрах в газообразном состоянии, а при охлаждении и снижении давления до атмосферного (в условиях дневной поверхности) распадающаяся на жидкую (конденсат) и газовую составляющие.

Газовый конденсат на рынке энергоресурсов
Газовый конденсат на рынке энергоресурсов

Газоконденсат - это горючая жидкая углеводородная фракция, выделяющаяся из природного газа и представляющая собой смесь жидких углеводородов (содержащих не менее 5 атомов углерода в молекуле).

Молекула пентана - составляющая газоконденсата
Молекула пентана - составляющая газоконденсата

Газоконденсат - это смесь углеводородов, преимущественно с температурой кипения 30-250°С, конденсирующихся из природных газов, представляющая собой бесцветную или слабоокрашенную жидкость по химическому составу примерно соответствующую бензиновой или керосиновой фракциям нефти или их смеси.

Газовый конденсат в ладонях
Газовый конденсат в ладонях

Газоконденсат - это ценное химическое сырье, представляющее собой жидкую смесь углеводородов, отличающихся различным строением молекул и кипящих при высокой температуре, которые выделяются в качестве побочного продукта на газоконденсатных, газовых и нефтяных месторождениях в результате снижения пластовых давлений.

Железнодорожные цистерны с газовым конденсатом
Железнодорожные цистерны с газовым конденсатом

Газоконденсат - это продукт, выделяемый из природного газа, который представляет собой смесь жидких углеводородов, имеющих в молекуле более четырех или пяти (в зависимости от спецификации) атомов углерода (С), обычно обозначается как C5+, или C4+.

Сведения о газовых конденсатах
Сведения о газовых конденсатах

Газоконденсат - это многокомпонентная смесь различных жидких углеводородов с низкой плотностью, в которой присутствуют газообразные компоненты. Он конденсируется из сырого газа во время понижения температуры при бурении скважин (ниже точки росы добываемых углеводородов). Его часто называют просто "конденсат", "газовый бензин", «белая нефть» или «природный газолин».

Попутный нефтяной газ
Попутный нефтяной газ

Газоконденсат - это жидкое углеводородное вещество, скапливающееся в газовых баллонах, редукторах и другом газовом оборудовании моторных двигателей, работающих на природном газе.

Газовый конденсат в двигателях внутреннего сгорания

 Газоконденсат - это ценное природное сырьё для производства моторных топлив, а также для химической переработки.

Продукты переработки газового конденсата
Продукты переработки газового конденсата

Что такое газоконденсат?

Газоконденсат представляет собой смесь жидких высококипящих углеводородов, которые могут быть разнообразны по своему строению. По внешнему своему виду газовый конденсат выглядит как жидкость либо совсем без цвета, либо имеющая слабую окраску. Температура кипения газового конденсата находится в диапазоне от 30 до 70 градусов по Цельсию. По своему составу газовый конденсат похож на состав керосиновой или бензиновой фракции нефти, а также и их смеси. Из-за роста добычи природного газа извлечение газового конденсата является приоритетной задачей.

Газовый конденсат аудиоклип

 Известно, что не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно: объём газа больше объёма нефти, давление превышает 20-25 МПа, температура достигает 90-950С. При этих условиях жидкие углеводороды начинают растворяться в газе. И эта смесь полностью превращается в газовую. Это явление называется ретроградным испарением. При понижении давления в такой залежи (например, в процессе разработки) из этой смеси начинает выделяться конденсат в виде жидких углеводородов. Его состав: С5, Н12(пентан) и выше. Это явление называется ретроградной конденсацией. Газоконденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Газоконденсаты называют светлыми нефтями, так как они не содержат асфальто-смолистых веществ. 

Лабораторные образцы газового конденсата
Лабораторные образцы газового конденсата

В природных условиях газовый конденсат, как правило, находится в газообразном состоянии в составе более легких углеводородных газов. При снижении давления и/или температуры ниже критической величины, происходит обратная (ретроградная) его конденсация. Обратная конденсация препятствует извлечению конденсата на поверхность, так как проницаемость пород по газу существенно выше, чем по жидким углеводородам. С другой стороны, скапливающийся в порах пород конденсат снижает их проницаемость по газу. Для предотвращения обратной конденсации и связанных с ней потерь конденсата в пласте применяют различные способы повышения внутрипластового давления и проницаемости залежи по жидким углеводородам и газу, в том числе и так называемый сайклинг-процесс, состоящий в закачке частично отбензиненного газа обратно в пласт для поддержания внутрипластового давления выше криконденбара. Криконденбар – максимальное давление, при котором жидкая и парообразная фазы многокомпонентной системы находятся в равновесии.

Газовый конденсат в недрах Земли
Газовый конденсат в недрах Земли

Любой конденсат получается после перехода газообразного вещества в жидкое из-за снижения давления или температуры. В недрах земли существуют не только газовые, но и газоконденсатные залежи. Когда давление и температура снижаются в результате бурения скважины, образуется газовый конденсат - смесь жидких углеводородов, отделившихся от газа.

Снижение давления в газоконденсатном пласте
Снижение давления в газоконденсатном пласте

Как правило, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от соломенного до желтовато-коричневого из-за примесей нефти. Газовый конденсат иногда называют белой нефтью - он может использоваться в качестве топлива. Главные направления в переработке газового конденсата - топливное и нефтехимическое. Из газового конденсата получаются высококачественные бензины, реактивное, дизельное и котельное топливо. Нефтехимическая переработка конденсата сводится к получению ароматических углеводородов, олефинов и других мономеров (маленьких молекул), используемых для производства пластмасс, синтетических каучуков, волокон и смол.

Ароматические углеводороды
Ароматические углеводороды

Плотность газоконденсатов увеличивается с глубиной, также она меняется (обычно увеличивается) в процессе разработки. Газовым конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Зависимость плотности жидкой углеводородной фазы от температуры
Зависимость плотности жидкой углеводородной фазы от температуры

Сырой газоконденсат представляет собой извлеченную на поверхность жидкую фазу, в которой растворены газообразные компоненты. Сырой конденсат получают непосредственно в промысловых сепараторах при давлениях и температурах сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях углеводородов, т.е. из пентанов и высших (C5+высш.), в которых растворено некоторое количество газообразных углеводородных бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.

Гомологический ряд простейших углеводородов
Гомологический ряд простейших углеводородов

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.

Газовый фактор газоконденсата
Газовый фактор газоконденсата

 Стабильный газоконденсат состоит только из жидких углеводородов - пентана и высших. Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне от 40 до 200°С. Продукт, получаемый в результате конденсации при снижении давления и/или температуры газа, называется нестабильным газовым конденсатом. Газовый конденсат нестабильный содержит растворенные углеводородные газы углеродного ряда С1-С4.

Стабильный газовый конденсат
Стабильный газовый конденсат

Для доставки газового конденсата на переработку обычным наливным транспортом, его стабилизируют ректификацией или выдерживают при атмосферном давлении и повышенной температуре для удаления летучих фракций и получают газовый конденсат стабильный (КС). Степень удаления летучих фракций определяется исходя из ТУ на ДПР (давления паров по Рейду) для цистерн и хранилищ. Согласно рекомендациям API (Американский нефтяной институт), давление паров по Рейду для рыночного сырья не должно превышать 10 psi (69 кПа) при стандартной температуре (в США это 15°C). Этот показатель обусловлен допустимым избыточным давлением в вертикальных резервуарах. Превышение ДПР допустимо, но будет приводить к испарению газоконденсатного сырья в процессе хранения, так как резервуары снабжены дыхательными клапанами.

Американский Нефтяной Институт (API)
Американский Нефтяной Институт (API)

Конденсат газовый получается из природных газов при их разработке на газоконденсатных месторождениях. В природных условиях представляет собой раствор более тяжёлых углеводородов в газе. В пластовых условиях, когда повышены как температура, так и давление, часть керосиновых и бензиновых фракций, а также, но уже реже, высокомолекулярные жидкие составляющие нефти, могут находиться в парообразном виде. В процессе разработки газоконденсатного месторождения давление уменьшается и происходит выделение из газа нестабильного конденсата, который содержит углеводороды и растворенные газы метановой и бутановой фракций. В отличие от нестабильного конденсата, стабильный содержит в себе только углеводороды. При падении давления и в процессе использования газа происходит выделение конденсата в геологическом пласте, однако при этом он пропадает для потребления. В связи с этим на месторождениях где большой объем газового конденсата из добытого газа выделяют углеводороды, а фракции закачивают назад в пласт для того, чтобы поддержать уровень давления. Этот способ дает возможность минимизировать потерю конденсата при падении давления в пласте.

Разработка остаточных газоконденсатных запасов
Разработка остаточных газоконденсатных запасов

Нестабильный газовый конденсат до потребителя доходит по конденсатопроводам. Кроме того, учитывая, что он содержит в себе растворенный газ, перед транспортировкой требуется удаление из конденсата легколетучих фракций. Стабильный газовый конденсат – доставляется наливным транспортом или через трубопроводы.

Трубопроводная доставка газового конденсата
Трубопроводная доставка газового конденсата

Газовый конденсат является сырьем для изготовления моторного топлива. Однако, бензин, который получают из газового конденсата, как правило, имеет низкую детонационную устойчивость. Поэтому для её повышения применяют антидетонаторы. Самыми известными антидетонаторами являются пентакарбонилжелезо, метилциклопентадиенилтрикарбонилмарганец, тетраэтилсвинец. Кроме того, газовый конденсат идет для химической переработки на нефтехимический синтез.

Газовый конденсат - важнейшее нефтехимическое сырьё

 Свойства и состояние углеводородов зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом углеводородов из одной фазы в другую.

Образование жидкой фазы углеводородов
Образование жидкой фазы углеводородов

Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа. При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей).

Газовая шапка в газонефтяных месторождениях
Газовая шапка в газонефтяных месторождениях

В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12+С6Н14) подобно тому, как в бензине или других жидких углеводородов растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры, растворенные в нем углеводороды конденсируются и выпадают в виде конденсата. Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Диаграмма растворения природного газа в пластовой нефти
Диаграмма растворения природного газа в пластовой нефти

Состав газовых конденсатов 

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные:

- газовые - это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов;

Газовое месторождение
Газовое месторождение

 - газоконденсатные - это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения.

 

Газоконденсатное месторождение
Газоконденсатное месторождение

 Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав. Основной компонент природных газов - метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.

Сероводород
Сероводород

 В составе природных газов и газового конденсата наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы - активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п. К неактивным соединениям серы - сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Состав газовых конденсатов некоторых месторождений
Состав газовых конденсатов некоторых месторождений

 Газовый конденсат представляет собой ценное для нефтеперерабатывающей промышленности химическое сырьё. По составу эта химическая продукция является смесью высококипящих углеводородов различного строения, которые выделяются из природных газов в процессе их добычи на газоконденсатных месторождениях. После отделения от газа конденсат перекачивается потребителям по трубопроводу. Конденсат бывает стабильным и нестабильным. Нестабильный конденсат – широкая фракция лёгких углеводородов – отличается большим давлением насыщенных паров. При высоком давлении и температуре в пластовых условиях в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые фракции и более высокомолекулярные жидкие нефтяные компоненты. В процессе разработки месторождений давление падает, и из газа выделяется нестабильный газовый конденсат, содержащий растворённые газы метан-бутановой фракции (стабильный же конденсат содержит только углеводороды С5 и выше).

Состав нестабильных газовых конденсатов по ГОСТ
Состав нестабильных газовых конденсатов по ГОСТ

 Содержание конденсата в газе зависит от пластовых термобарических условий (чем выше давление и температура, тем большее количество жидких углеводородов может быть растворено в газе), от состава пластового газа (гомологи метана и CO2 способствуют растворению в газе бензиново-керосиновых компонентов и росту содержания газового конденсата), наличия нефтяных оторочек и концентрации в них лёгких фракций, условий миграции газоконденсатных смесей при формировании залежи. Концентрация газового конденсата в пластовых газах колеблется в пределах 0,4-10 молекулярных % (от 5-10 до 500-1000 г/м3). 

Бензиновые керосиновые и прочие фракции нефтепродуктов
Бензиновые керосиновые и прочие фракции нефтепродуктов

 Фракционный и углеводородный состав газового конденсата варьирует в широком диапазоне и зависит от условий залегания, отбора и времени эксплуатации залежи. Газовый конденсат состоит из бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газового конденсата выход бензиновых фракций превышает 50% (чаще 70-85%); газовый конденсат из залежей, расположенных на значительных глубинах, состоит в основном из керосино-газойлевых фракций. Наиболее распространены газовые конденсаты с преобладанием метановых при значительной доле нафтеновых углеводородов (метано-нафтеновый тип). Редко встречаются газовые конденсаты, состоящие главным образом из ароматических (65% на низкокипящую фракцию) или нафтеновых углеводородов (до 70-85% на указанную фракцию). Плотность конденсатов 660-840 кг/ м3, содержание общей серы сотые, реже десятые доли %. Различают сырой (первичный продукт, выделяющийся из газа газоконденсатной залежи в промысловых условиях) и стабильный газовый конденсат, из которого удалены растворённые газы (метанбутановая фракция).

Сырой газовый конденсат
Сырой газовый конденсат

 В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, что случается реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление падает в несколько раз - до 4-8 МПа, и из газа выделяется сырой нестабильный конденсат, содержащий, в отличие от стабильного, не только углеводороды С5 и выше, но и растворённые газы метан-бутановой фракции. Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³.

Газовые фракции в составе попутных нефтяных газов
Газовые фракции в составе попутных нефтяных газов

 Газовый конденсат применяется для получения моторных топлив, а также в промышленности органического синтеза. Наибольший интерес для самостоятельной переработки представляют конденсаты крупных газоконденсатных месторождений. В настоящее время предприятия, занимающиеся нефтехимией и переработкой нефти, проектируют и вводят в строй установки большой единичной мощности.

Нефтехимическая и топливная переработка нефти

 Газовый конденсат по своему составу сходен с нефтью, однако не имеет смол и асфальтенов. По мере расходования газа, давление уменьшается, конденсат выделяется в пластовых условиях и пропадает для потребителя. Так что для поддержания давления в геологическом пласте фракцию С1-С2 закачивают обратно, а углеводороды С3 и выше выделяют из газа, добытого на поверхность земли. В продаже можно встретить стабильный газовый конденсат, стабильный конденсат, компаундированный нефтью, смесевой газовый конденсат и дистиллят конденсата газового лёгкий.

Газовый конденсат компаундированный
Газовый конденсат компаундированный

Метан при обычных условиях (при Р=0,1 МПа и Т=200С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутаны при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и 00С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа - в капельном виде. В составе газов чисто газовых месторождений значительно больше содержится метана, чем в составе нефтяных газов.

Газ Метан в баллонах
Газ Метан в баллонах

В зависимости от преобладания легких (СН4, С2Н8) или тяжелых (С3Н8+в) компонентов газ разделяется соответственно на две группы: сухой и жирный. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принимают сухим газ, содержащий в 1м3 менее 60 г газового бензина, а жирным - более 60-70 г бензина.

Соотношение сухого и жирного газов в месторождениях
Соотношение сухого и жирного газов в месторождениях

В отличие от нефти, химический состав газа и газовых конденсатов более однородный. Отсюда такие свойства, как химическая и термокислительная стабильность газа и газового конденсата значительно выше, чем у нефти. Природный газ представляет собой, в основном метан (96-98 %), остальные 2-4 % - это примеси – этан и пропан. Как правило, природный газ и газовые конденсаты проходят на промыслах процедуры очистки и, в связи с этим, практически не содержат таких нежелательных веществ, как соединений серы, азота и кислорода.

Пространственные модели Этана
Пространственные модели Этана

Газовые конденсаты представляют собой смесь углеводородов с числом атомов углерода в молекуле от 4-х до 16-18. Это, в основном углеводороды парафинового и нафтенового основания. В связи с этим, газовый конденсат в составе топлив является наиболее желательным компонентом с экологической точки зрения. Фракционный состав газовых конденсатов зависит от специфики месторождения газа и может колебаться в пределах от 28 до 400 0С. Для одних месторождений температура конца кипения газового конденсата может составлять 150-180 0С, для других быть более высокой 350-400 0С. Фракционирование газовых конденсатов позволяет получать из них компоненты моторных топлив- бензина (нк.- 1800С), дизельного (180 – 3500С) и авиационного керосинов (150 – 2500С). Однако, низкое октановое число газовых конденсатов ограничивает их применение в качестве компонента товарных бензинов, а практически полное отсутствие ароматических углеводородов не позволяет получать из газовых конденсатов товарных дизельных топлив из-за плохих противоизносных свойств. Поэтому они могут служить лишь компонентами указанных топлив.

Углеводороды с парафиновым основанием
Углеводороды с парафиновым основанием

Стабильный газовый конденсат, представляет смесь жидких углеводородов метанового, нафтенового и ароматического ряда и по физико-химическим показателям должен соответствовать следующим требованиям и нормам: давление насыщенных паров, Па (мм рт ст) не более: зимний период 93325 (700), летний период 66661 (500), массовая доля воды не более 0,1%, массовая доля механических примесей не более 0,005%, масса хлористых солей не более 10 мг/л, массовая доля общей серы не нормируется (определение по требованию потребителя), плотность не нормируется (определение обязательно), вязкость: не нормируется (определение по требованию потребителя), фракционный состав, не нормируется (определение по требованию потребителя).

Углеводороды с нафтеновым основанием
Углеводороды с нафтеновым основанием

Свойства газовых конденсатов 

 Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.

Природный газ Мультклип

 Природные газы подразделяют на следующие группы:

- газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых углеводородов;

Свойства сухого природного газа
Свойства сухого природного газа

 - газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш;

Смесь сухого и жидкого углеводородов

 - газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Состав попутного нефтяного газа
Состав попутного нефтяного газа

 Газ, в составе которого углеводороды (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых углеводородов (свыше 150г/м3 газ называют жирным). Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).

Распределение сухих и жирных природных газов по регионам России
Распределение сухих и жирных природных газов по регионам России

 Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.

Залежи газовых гидратов на Байкале

 Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных углеводородов в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи.

Давление начала конденсации природного газа
Давление начала конденсации природного газа

 При этом необходимо устанавливать:

- состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации углеводородов в пласте и давление максимальной конденсации;

Количество растворенного газа в нефтяном пласте
Количество растворенного газа в нефтяном пласте

 - фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

Фазовое состояние газоконденсатной системы
Фазовое состояние газоконденсатной системы

 - количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;

Зависимость количества газоконденсата в пласте от давления
Зависимость количества газоконденсата в пласте от давления

 - возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

Технологические потери газового конденсата
Технологические потери газового конденсата

 - фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

Фазовые превращения в газопроводах
Фазовые превращения в газопроводах

 О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Лабораторное моделирование газовых превращений
Лабораторное моделирование газовых превращений

 В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, что случается реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление падает в несколько раз - до 4-8 МПа, и из газа выделяется сырой нестабильный конденсат, содержащий, в отличие от стабильного, не только углеводороды С5 и выше, но и растворённые газы метан-бутановой фракции.

Давление падает в несколько раз
Давление падает в несколько раз

 Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³. При уменьшении давления по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1-С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.

Легкие углеводородные фракции закачивают обратно
Легкие углеводородные фракции закачивают обратно

По плотности газового конденсата можно судить только о наличии, либо отсутствии более тяжёлых углеводородов или фракций. Делать заключение о выходе основного конечного продукта (бензина или дизельного топлива) можно лишь на основании анализа данного газового конденсата на фракционный состав, который и покажет, какая фракция будет основным конечным продуктом (бензина или дизельного топлива). Плотность газового конденсата варьируется от состава в пределах от 0,7 до 0,840, в зависимости от углеводородного состава. Если плотность дизельно-парафиновых фракций выше, то и плотность газового конденсата выше. Конденсат с повышенным содержанием газов имеет самый низкий уровень плотности.

Переработка дизельно-парафиновых фракций углеводородного сырья
Переработка дизельно-парафиновых фракций углеводородного сырья

Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др.

Физико-химические свойства углеводородных компонентов газоконденсата
Физико-химические свойства углеводородных компонентов газоконденсата

Плотность газа – это масса 1 м3 газа при температуре 0°С и давлении 0,1 МПа. Единица плотности в СИ- кг/м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху). Вязкость газов очень мала и не превышает 1-10-5 Па×с. С повышением давления она увеличивается.

Вязкость природных газов
Вязкость природных газов

Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической. Для метана критическая температура равна -82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0°С, поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т.е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Критическая температура газа
Критическая температура газа

Диффузия - это явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии зависят от состава диффундирующего газа, от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с ростом температуры). Можно предполагать, что порядок величин коэффициентов диффузии п×10-6 отвечает породам с сообщающимися порами или трещинами, заполненными водой. Явление диффузии газов играет существенную роль в процессах формирования и разрушения залежей газа.

Диффузия углеводородных газов и жидкостей
Диффузия углеводородных газов и жидкостей

Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах - примерно до 90°С обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает. Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

Зависимость растворимости газа от минерализации
Зависимость растворимости газа от минерализации

При добыче нефти из скважин вместе с нефтью поступает попутный газ - до 500 м3 /м3. Содержание растворенного газа в воде значительно меньше. Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превышает 10 м3 /м3. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м3/м3. Запасы растворенного газа, как и запасы его в твердом состоянии, рассматриваются в качестве нетрадиционного источника газа для использования его в народном хозяйстве. При уменьшении давления и повышении температуры из газонефтяного раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно растворимые углеводороды (СН4), а по мере уменьшения давления - последовательно более тяжелые углеводороды (С2Н6, С3Н8 и т.д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.

Зависимость давления насыщения природного газа от температуры
Зависимость давления насыщения природного газа от температуры

Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20-25 МПа и температуре 90-95 °С наступает обратная растворимость - жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление называется ретроградным, или обратным, испарением. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов (С5Н12 + высш.). Это явление называется ретроградной конденсацией. Конденсатом называют углеводородную смесь (С5+С6+высш.), находящуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.

Процесс ретроградной газоконденсации
Процесс ретроградной газоконденсации

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа. Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является величина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см3, приходящегося на 1 м3 отсепарированного газа.

Получение отсепарированного газа
Получение отсепарированного газа

Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором – величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м3) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м3), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м3/м3.

Динамика изменения газоконденсатного фактора от периода добычи
Динамика изменения газоконденсатного фактора от периода добычи

Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С5+высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.). Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов – пентана и высших (С5+высш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40-2000С. Молекулярная масса – 90-160.

Процесс дегазации сырого газового конденсата
Процесс дегазации сырого газового конденсата

Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава. По количеству конденсата газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/см3), средним (150-300 см3/см3), высоким (300-600 см3/см3) и очень высоким (более 600 см3/см3). Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, миграция нефти через плохопроницаемые породы практически невозможна, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы. Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться также при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.

Физическое понятие плотности
Физическое понятие плотности

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой. Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона-Менделеева:

Уравнение Клайперона-Менделеева
Уравнение Клайперона-Менделеева

Это уравнение применимо для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов записывается в ином виде, с учетом коэффициента сверхсжимаемости реальных газов, зависящего от давления, температуры и состава газа и характеризующего степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Применимость уравнения Клайперона-Менделеева к реальным газам
Применимость уравнения Клайперона-Менделеева к реальным газам

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов представляет собой отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Формула коэффициента сверхсжимаемости
Формула коэффициента сверхсжимаемости

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

График Брауна для определения коэффициента сверхсжимаемости
График Брауна для определения коэффициента сверхсжимаемости

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением псевдокритической температурой. Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.

Формула псевдокритической температуры газа
Формула псевдокритической температуры газа

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Влагосодержание природных газоконденсатов
Влагосодержание природных газоконденсатов

 Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации углеводородов увеличивается.

Свойства воды в капельно-жидком состоянии

 Объемный коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона-Менделеева:

Формула расчета объемного коэффициента пластового газа
Формула расчета объемного коэффициента пластового газа

Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях. О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Анализ глубинных проб газоконденсата
Анализ глубинных проб газоконденсата

Разведка газоконденсатных месторождений 

Разведка нефтегазовых и газоконденсатных месторождений

 Важное значение в организации поисков, промышленной разведки и разработки газоконденсатных месторождений приобретает учет классификации залежей по структурно-литологическим принципам, фазовому состоянию углеводородов, количественному соотношению газообразной и жидкой фаз углеводородов в пласте, по типам нефтяных оторочек, основным геолого-физическим параметрам залежей, глубинам их залегания, характеристике контактов с краевыми водами и др.

Разведка и прогнозирование газоконденсатных месторождений
Разведка и прогнозирование газоконденсатных месторождений

 Основные задачи разведки газоконденсатных месторождений сводятся к прослеживанию выявленных залежей, подготовке и подсчету запасов газа и конденсата, к подготовке необходимых данных для ввода месторождения в рациональную разработку.

Подсчет запасов газа и газового конденсата
Подсчет запасов газа и газового конденсата

    Основные принципы разведки газоконденсатных месторождений

Важнейшим принципом промышленной разведки газовых и газоконденсатных месторождений является обеспечение выполнения поставленных задач ограниченным числом разведочных скважин. Когда газоконденсатная залежь бедна конденсатом и не имеет нефтяной оторочки или когда оторочка нефти не представляет промышленной ценности, разведка ее осуществляется на основе принципов промышленной разведки газовых месторождений. В связи с этим отпадает необходимость проведения детальной площадной разведки, особенно приконтурной части залежи. Эта исключительно важная особенность газовых и газоконденсатных залежей позволяет значительно совершенствовать методику их промышленной разведки и повысить ее эффективность.

Бурение газоразведочной скважины
Бурение газоразведочной скважины

 Исходя из указанной особенности далеко не все задачи промышленной разведки газовых (газоконденсатных) залежей следует решать при помощи глубокого разведочного бурения. Эффективны также косвенные методы разведки, широко применяемые в практике промышленной разведки газовых месторождений страны. Разведка сравнительно малых структур осуществляется единичными скважинами.

Глубокое разведочное бурение единичной скважины
Глубокое разведочное бурение единичной скважины

Если же продуктивной оказалась структура, имеющая малые размеры, то в ряде случаев разведку ее можно осуществить без разведочного бурения. Ссылаясь на практику ведения поисково-разведочных работ на газ, считается целесообразным в ряде случаев, особенно при разведке крупных газовых месторождений, разведочный этап подразделять на стадии оценочную и доразведки.

Изучение и оценка газоконденсатных месторождений
Изучение и оценка газоконденсатных месторождений

Первая, оценочная стадия разведочного этапа (разведка редкой сеткой скважин) позволила оценить запасы газа максимального количества разведочных площадей на всей территории севера Тюменской области, что дало возможность обоснованно осуществить перспективное планирование развития здесь газовой промышленности.

Разведка редкой прямоугольной сеткой скважин
Разведка редкой прямоугольной сеткой скважин

Методика разведки газоконденсатных месторождений, характеризующихся высоким содержанием конденсата и возможностью наличия нефтяной оторочки, значительно отличается от методики разведки чисто газовых и недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Это обстоятельство следует учитывать в самом начале промышленной разведки и оконтуривания газоконденсатной залежи. В таких случаях первоочередной задачей промышленной разведки является оценка погруженной части пласта, отличающейся наибольшим содержанием конденсата и вероятностью обнаружения здесь нефтяной оторочки.

Недонасыщенное газоконденсатное месторождение
Недонасыщенное газоконденсатное месторождение

В отличие от методики разведки газовых месторождений, основное внимание здесь должно быть уделено разведке погруженных зон залежи, поскольку пробуренные в этой части залежи скважины в период опытно-промышленной эксплуатации и последующей разработки оказываются максимально информативными, более полно способствуют выполнению задач промышленной разведки и обеспечению высокого уровня извлечения конденсата. Практика разведки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что при подобной системе разведки погруженных зон залежей одна из трех проектируемых разведочных скважин, как правило, пересекает ГВК (а при наличии нефтяной оторочки - ГНК).

Формы залежей газоконденсата
Формы залежей газоконденсата

Практика показывает, что при недостаточно целеустремленном подходе к последующей разведке выявленной залежи обнаружение нефтяной оторочки может затянуться, что в свою очередь осложнит выбор рациональной схемы разработки. Что касается методов прогнозирования оторочки, то они не исключают, а способствуют своевременной разведке нефтяной оторочки. Особенно актуально прогнозирование нефтяной оторочки в случаях, когда месторождение в ходе разведки оказывается нефтегазоконденсатным. Подобная система опробования скважин, наряду с разведкой нефтяной оторочки и газоконденсатной части залежи, позволяет изучить законтурную водоносную зону пласта.

Водоносная зона нефтегазоконденсатного пласта
Водоносная зона нефтегазоконденсатного пласта

Для определения места заложения скважин, проектируемых с целью разведки нефтяной оторочки, принимаются во внимание высота структуры, ожидаемый коэффициент заполнения ловушки и величина избыточного пластового давления в первых продуктивных газовых (газоконденсатных) скважинах, обычно расположенных в присводовой части структуры.

Разведка нефтегазоконденсатного месторождения Видеоклип

 Другой важной задачей ОЭ и ОПЭ является повышение эффективности промышленной разведки месторождений. В этом случае помимо своевременного изучения залежей опытная эксплуатация может способствовать повышению эффективности промышленной разведки месторождения. Практика располагает многими примерами, когда все работы по промышленной разведке и подготовке запасов выполнялись только при помощи разведочного бурения.

Опытная эксплуатация газоконденсатной скважины
Опытная эксплуатация газоконденсатной скважины

В этой связи важная роль принадлежит своевременному внедрению опытной или опытно-промышленной эксплуатации выявленных залежей, одной из задач которой является освобождение глубокого разведочного бурения от задач по детальной разведке месторождения.

Опытно-промышленная эксплуатация месторождения

 Так, например, при достаточно интенсивных темпах промышленной разведки месторождения Карадаг нефтяная оторочка в VII горизонте была выявлена через 3,5 года после открытия газоконденсатной залежи, а в VIII горизонте - спустя 8 лет. Учитывая, что вопрос о наличии оторочки окончательно решается разведочным бурением далеко не в начальную стадию промышленной разведки, установление допустимости ввода залежей в ОЭ и ОПЭ в зависимости от получения доказательства отсутствия нефтяной оторочки может значительно задержать комплексное изучение залежей. Планирование на этой площади высоких отборов газа еще в стадии промышленной разведки месторождения привело к тому, что к моменту обнаружения нефтяной оторочки годовая добыча из VII горизонта достигла 13% от начальных запасов, а пластовое давление снизилось на 9 МПа.

Комплексное изучение нефтегазоконденсатного месторождения
Комплексное изучение нефтегазоконденсатного месторождения

Так, еще в стадию промышленной разведки и опытной эксплуатации вопрос о выборе системы разработки месторождения может получить стихийное, не всегда рациональное решение. При определении продолжительности ОЭ и ОПЭ следует исходить из необходимости выполнения основных задач по изучению месторождения и эффективного ведения промышленной разведки, подсчета и утверждения запасов газа и конденсата и проверки их достоверности методом падения пластового давления, изучения режима продуктивных пластов, оценки газо- и конденсатоотдачи, выделения эксплуатационных горизонтов в объекты разработки, изучения вопросов обустройства месторождения и т.д.

Зависимость скорости перетока газоконденсата от пластового давления
Зависимость скорости перетока газоконденсата от пластового давления

Своевременный ввод залежей в ОЭ и ОПЭ и рациональная методика их осуществления обеспечивают форсирование промышленной разведки (проведение которой более целесообразно сочетанием разведочного и эксплуатационного бурения с косвенными методами разведки, без детального оконтуривания залежей) и выбор наиболее эффективной системы разработки месторождения, что в конечном итоге способствует обеспечению максимально возможной газо- и конденсатоотдачи, бурению оптимального количества скважин и организации всего цикла освоения и промышленной разработки месторождения при наиболее рациональных экономических показателях.

Бурение сверхглубокой поисково-оценочной скважины
Бурение сверхглубокой поисково-оценочной скважины

Важным условием эффективности ОЭ и ОПЭ является уровень организационной и инженерной работы на промыслах и разведках. В ходе оконтуривания выявленной залежи, особенно в начальный период ее промышленной разведки, площадь продуктивности, а также другие параметры пласта можно определить лишь приближенно. Это обстоятельство значительно ограничивает возможность объемного метода для подсчета запасов углеводородов в начале промышленной разведки газоконденсатной (газовой) залежи, особенно когда не установлен тип месторождения и не выяснен вопрос наличия нефтяной оторочки.

Оконтуривание газоконденсатных залежей
Оконтуривание газоконденсатных залежей

Промышленная разведка газоконденсатных залежей без оторочки нефти с небольшим содержанием конденсата осуществляется при помощи ограниченного числа скважин, без прослеживания залежи по всей площади, по методике, применяемой при разведке обычных газовых месторождений. При разведке залежей с высоким содержанием конденсата и с предполагаемой оторочкой нефти количество потребных разведочных скважин, при прочих равных условиях, больше, чем в предыдущем примере. Разведка сравнительно малых структур осуществляется единичными скважинами.

Разведка газоконденсата с помощью ограниченного числа скважин
Разведка газоконденсата с помощью ограниченного числа скважин

Возможности обеспечения основных задач промышленной разведки газоконденсатных залежей ограниченным числом разведочных скважин в значительной мере способствуют сочетание разведочного бурения с опытной или опытно-промышленной эксплуатацией, частичное использование для разведочных целей эксплуатационного бурения и применения так называемых косвенных методов разведки. Важной предпосылкой повышения эффективности промышленной разведки газоконденсатных месторождений является применение косвенных (гидродинамических, геохимических, вероятностно-статистических) методов прогнозирования наличия нефтяной оторочки и типа залежей.

Гидродинамическое исследование газоконденсатных месторождений
Гидродинамическое исследование газоконденсатных месторождений

ОЭ и ОПЭ являются важнейшим средством повышения эффективности промышленной разведки, поскольку информация, полученная в процессе их осуществления, в сочетании с бурением и косвенными методами разведки позволяет решить в более короткие сроки основные задачи промышленной разведки месторождения минимальным числом разведочных скважин. Подсчет запасов газа и конденсата является заключительным этапом промышленной разведки, опытной или опытно-промышленной эксплуатации и необходимым условием подготовки месторождения к промышленной разработке. Если по тем или другим причинам применение метода падения пластового давления в процессе промышленной разведки оказывается невозможным, подсчет запасов газа этим методом осуществляется в ходе последующей промышленной разработки. Для предотвращения подобных решений необходимо до момента завершения промышленной разведки и проектирования разработки воздержаться от больших отборов газа из залежи.

Образование нефти и газоконденсатов

 Поэтому в самом начале промышленной разведки необходимо получить информацию для суждения о наличии нефтяной оторочки, а в процессе последующего разведочного бурения следует ускорить окончательное выяснение этого вопроса. Все это подтверждает необходимость тщательного изучения условий образования, прогнозирования и выявления нефтяных оторочек, выяснения степени ее влияния на формирование особенностей газоконденсатных залежей, на методы их изучения, разведки и разработки. Указанные отличительные особенности, по мнению некоторых авторов, можно использовать в качестве критериев при поисках и разведке газовых (газоконденсатных) залежей. Все это обусловливает необходимость всестороннего изучения газоконденсатных месторождений, качественного выполнения полного комплекса геолого-геофизических, термодинамических, промысловых и экономических исследований, совершенствования применяемых методов промышленной разведки и разработки.

Прогнозирование нефтяной оторочки газоконденсатных месторождений
Прогнозирование нефтяной оторочки газоконденсатных месторождений

Возможности удешевления и ускорения промышленной разведки газовых месторождений путем их опытной эксплуатации – вот основные требования, предъявляемые к рациональной разведке газовых месторождений. Специфика газоконденсатных залежей обусловила необходимость применения своеобразных методов их поисков и промышленной разведки.

Опытная эксплуатация газового месторождения

    Методика разведки газоконденсатных месторождений

Методика разведки, применяемая в Калифорнии, где в разработке находится более 190 нефтяных и более 20 газовых месторождений, характеризуется тем, что подавляющее большинство поисково-разведочных скважин является одиночными, заложенными на основе данных структурной геологии или геофизики. Методика разведки может различаться в зависимости от типов залежей и месторождений и технико-экономических условий ее проведения и, тем не менее, основные положения, определяющие рациональность разведки, должны соблюдаться во всех случаях.

Разведка нефтегазоконденсатных месторождений в Калифорнии
Разведка нефтегазоконденсатных месторождений в Калифорнии

Методика разведки газоконденсатных месторождений в значительной степени зависит от характеристики структур, величины запасов газа и конденсата, количества продуктивных горизонтов, глубины их залегания и др.; Крупные залежи, приуроченные к структурам больших размеров, целесообразно разведывать при помощи скважин, размещенных по профильной системе вдоль большой оси складки и вкрест простирания пластов. Если продуктивная структура имеет средние размеры, количество проектируемых профилей разведочных скважин ограничивается. Разведка сравнительно малых структур осуществляется единичными скважинами.

Продуктивный горизонт нефтегазоконденсатного месторождения
Продуктивный горизонт нефтегазоконденсатного месторождения

Методика разведки газоконденсатных месторождений, характеризующихся высоким содержанием конденсата и возможностью наличия нефтяной оторочки, значительно отличается от методики разведки чисто газовых и недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Методика разведки нефтяных оторочек в значительной мере зависит от характера ее залегания, размеров оторочки и предполагаемых запасов нефти. В пологозалегающих пластах, где залежь обычно имеет водоплавающий характер, а нефтяная оторочка подстилает газовую зону почти по всей продуктивной площади, мощность оторочки оказывается сравнительно небольшой. Часто такие оторочки оказываются смещенными в направлении снижения пьезометрического напора вод, что создает благоприятные условия для выработки запасов - нефти.

Классификация нефтегазоконденсатных  месторождений
Классификация нефтегазоконденсатных месторождений

Для методики разведки многопластовых месторождений важно учитывать особенности сочетания в разрезе отдельных залежей с разделяющими их толщами. С этой точки зрения целесообразно подразделить месторождения на три группы. Методика разведки газовых, газонефтяных и газоконденсатных залежей, сложнопостроенных и неантиклинальных газовых залежей, многозалежных газовых и газонефтяных месторождений выбирается применительно к недропользованию в рыночных условиях. Необходимо уделять внимание опытно-промышленной эксплуатации как методу ускорения доразведки газовых месторождений, нефтяных оторочек подчиненного промышленного значения.

Сейсмическая разведка нефтегазоконденсатных месторождений на море

 Вследствие перечисленных недостатков методики разведки для большинства анализируемых месторождений имеем низкий коэффициент удачи скважин (менее 50 %), хотя значительных отклонений структурных планов по бурению относительно сейсмопостроений и не отмечается. На отказ от такой методики разведки повлияло, кроме того, открытие пластовых залежей нефти в каменноугольных отложениях (Куйбышевская, Пермская и другие области), разведка которых оказалась более эффективной по сравнению с разведкой массивных рифогенных залежей.

Низкий коэффициент удачи скважин влияет на газодобычу
Низкий коэффициент удачи скважин влияет на газодобычу

 Ниже будут рассмотрены некоторые вопросы методики разведки и оценки запасов подземных вод, контактирующих с солеными водами. Изложенное показывает целесообразность широкого внедрения методики разведки регионов, предусматривающей детальное изучение первых залежей - эталонных и разведку последующих залежей в рамках моделей, установленных на эталонных залежах.

Разведка нефтегазоконденсатных регионов методом отраженных волн
Разведка нефтегазоконденсатных регионов методом отраженных волн

Часто газодобывающие предприятия воздерживаются от такой методики разведки, ссылаясь на то, что не гарантируется получение продукции из этих скважин, а план по добыче на них утверждается. Если исходить только из интересов газодобывающих предприятий, то выдвигаемая ими ссылка выглядит логично, но вопрос освоения месторождения должно решать исходя из общих интересов общества. Поэтому исходные позиции существующего порядка утверждения планов добычи на месторождения должны быть увязаны с представлениями об ОПЭ. Все эти особенности и некоторые требования методики разведки определяют необходимость расчета и построения профилей скважин снизу вверх с максимальным использованием закономерностей естественного искривления скважин и возможностей его регулирования.

Построение профиля газоконденсатной скважины
Построение профиля газоконденсатной скважины

Одним из актуальнейших вопросов совершенствования теории и методики разведки является вопрос оптимизации видов и объемов разведочных работ. Отсюда совершенно очевидно, что для выбора методики разведки и ее обоснованного применения необходимо изучать опыт и результаты этих работ на месторождениях, находящихся в эксплуатации.

Газоконденсатное месторождение находящееся в эксплуатации
Газоконденсатное месторождение находящееся в эксплуатации

Другим примером неравномерного размещения скважин может быть рекомендуемая ВНИГНИ методика разведки массивных залежей нефти и газа. Сущность ее отражена на рис. 122 и состоит в таком размещении скважин, когда каждая из них освещает примерно одинаковый объем залежи. Данная методика обеспечивает заложение основного числа скважин в присводовой части залежи, где может быть сконцентрировано 70 - 80 % запасов, однако ей свойственны те же ограничения, что и в предыдущем случае: необходима уверенность в надежном картировании структуры.

Типовые профили одноствольных скважин
Типовые профили одноствольных скважин

С учетом решаемых геологоразведочных задач, закономерностей искривления, требований методики разведки и технических возможностей определяются типовые профили многоствольных скважин. Последовательность бурения стволов многоствольной скважины определяется с учетом содержания решаемой задачи, требований методики разведки и возможностей направленного бурения. Основные схемы последовательности бурения стволов: сверху вниз, снизу вверх и комбинированная схема, пользуясь которыми, можно в конкретных условиях запроектировать нужный вариант. Наиболее универсален профиль комбинированного типа.

Типовая схема многоствольной скважины
Типовая схема многоствольной скважины

Таким образом, первый этап проектирования скважин при направленном бурении, связанный с методикой разведки - разработка типовых схем разведки применительно к определенным геолого-структурным условиям скважинами, имеющими тот или иной из рассмотренных профилей. Далее осуществляется проектирование (расчет) профилей скважин с учетом закономерностей их естественного искривления и возможностей искусственного отклонения. Наконец, делается экономическая оценка вариантов направленного бурения, на основании которой и выбирается окончательно наиболее рациональный вариант. При направленном бурении скважин предполагается бурить по наиболее рациональному в данных условиях профилю с учетом требований методики разведки, технических возможностей и экономической целесообразности.

Направленное бурение газоконденсатной скважины

 Проектирование профилей многоствольных скважин основывается также на рассмотренных факторах, но еще с большим учетом требований методики разведки. Учитывая требования, предъявляемые к профилям геологоразведочных скважин, закономерности их искривления и все возможности направленного бурения, можно наметить ряд типовых профилей одно и многоствольных скважин. Методика разведки газоконденсатных месторождений, характеризующихся высоким содержанием конденсата и возможностью наличия нефтяной оторочки, значительно отличается от методики разведки чисто газовых и недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Экономическая эффективность опытно-промышленных работ и последующей разработки, возможно, будет выше, если на этом месторождении применить отличную от общепринятой методику разведки и расстановки как разведочных, так и добывающих скважин.

Отклоняющий снаряд для направленного бурения скважин
Отклоняющий снаряд для направленного бурения скважин

Закономерности формирования и строения нефтегазовых залежей представляют большой интерес для уточнения критериев пригодности геологических структур для захоронения жидких РАО и промстоков, определения методики разведки хранилищ и приемов их эксплуатации. Необходимость учета особенностей геологического строения продуктивных пластов и условий залегания нефти в недрах требует применения соответствующих приемов обработки первичных материалов, построения различных карт, характеризующих отдельные параметры пласта, а также совершенствования методики разведки и подсчета запасов нефти применительно к различным геологическим условиям.

Геологическое строение нефтегазоконденсатных пластов
Геологическое строение нефтегазоконденсатных пластов

При проектировании скважин с профилем естественного искривления следует определять: интервал прямолинейной части скважины и угол его наклона к горизонту; кривизну искривляющейся части скважины (до вертикального участка ствола или устья) или характер кривой; точку заложения устья скважины с учетом требований методики разведки и технико-экономического характера.

Причины естественного искривления профиля скважин
Причины естественного искривления профиля скважин

Межкупольные зоны достигают значительных размеров и осложнены разрывными нарушениями различных амплитуд и ориентации. Методика разведки этих зон сводится к следующему. Сейсмическими исследованиями выявляют зоны нарушений, которые иногда трассируют структурным бурением. Затем закладывают ряд скважин по профилям вкрест простирания нарушений или параллельно им. Разведка и последующая разработка этих залежей, так же как и литологических, служат основой для интенсивного развития добычи нефти.

Сейсмическая разведка нефтегазоконденсатных месторождений
Сейсмическая разведка нефтегазоконденсатных месторождений

 Значительное число открытых в Западной Сибири газоконденсатных месторождений имеют нефтяную оторочку. Методика разведки газонефтяных месторождений существенно отлична от методики разведки газовых залежей. В связи с этим прогнозирование наличия нефти в пласте и оценка ее примерных размеров весьма значимы для оптимизации разведочных работ. В подавляющем большинстве случаев на каждой площади бурили одну, редко две поисковые скважины и при получении отрицательных результатов площадь причисляли к бесперспективным. Такая методика разведки оказалась мало перспективной и, естественно, задерживала развитие нефтяной промышленности страны, С 1952 г. методика разведки была значительно изменена.

Необходимый объем подземных хранилищ газа в СССР на 1966-1970 гг
Необходимый объем подземных хранилищ газа в СССР на 1966-1970 гг

 За короткий срок (с 1958 г.) в области подземного хранения газа был решен ряд научно-технических задач. Разработаны методики разведки и расчета технологических параметров подземных газохранилищ, а также экономические критерии для определения районов строительства и оценки работы подземных хранилищ. Из выпускаемых отечественной промышленностью машин и аппаратов выбраны наиболее эффективные.

Распределение нефти и газа в сводовой залежи с поперечными нарушениями
Распределение нефти и газа в сводовой залежи с поперечными нарушениями

 Приведенные примеры показывают, что в ряде случаев дизъюнктивные нарушения, незначительные по амплитуде, не вызывают существенных изменений нефтеносности отдельных блоков и положения залежи в целом на своде складки. Поэтому методика разведки сводовых залежей, разбитых мелкими нарушениями на отдельные блоки, по существу ничем не отличается от методики разведки ненарушенных сводовых залежей.

Разведка сводовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений
Разведка сводовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений

 Совершенствованию методики разведки способствовали данные по уточнению геологического строения сеноманских залежей, полученные в процессе разработки месторождений Медвежье и Вэн-гапур. Эти данные позволили проверить достоверность принятых моделей залежи, характеризующих распределение по площади и разрезу запасов газа и продуктивности отложений и тем самым оценить - область их применения. В области платформенной части Башкирии первое нефтяное месторождение - Туймазинское, - как и в Предуральской депрессии, было открыто исключительно по геологическим данным. Важнейшим вопросом методики разведки в платформенной Башкирии до настоящего времени является установление соответствия структурных планов от пермских до девонских отложений.

Геологические данные разведки месторождений
Геологические данные разведки месторождений

В таких случаях первоочередной задачей промышленной разведки является оценка погруженной части пласта, отличающейся наибольшим содержанием конденсата и вероятностью обнаружения здесь нефтяной оторочки. В отличие от методики разведки газовых месторождений, основное внимание здесь должно быть уделено разведке погруженных зон залежи, поскольку пробуренные в этой части залежи скважины в период опытно-промышленной эксплуатации и последующей разработки оказываются максимально информативными, более полно способствуют выполнению задач промышленной разведки и обеспечению высокого уровня извлечения конденсата. При этом выбор методов для решения этих задач определяется природной обстановкой в целом и гидрогеологическими условиями, а также схемой водозабора и характером хозяйственного использования окружающей территории. Большое значение имеет также методика разведки и оценки запасов подземных вод, выбор которой, в свою очередь, тесно связан с характером и сложностью гидрогеологических условий.

Гидрогеологические условия месторождения
Гидрогеологические условия месторождения

Внедрение многоствольного бурения обеспечивает сокращение объемов бурения на 20 - 30 %, монтажно-демонтажных работ, строительства электролиний, водопроводов, сокращает потребность в обсадных трубах и транспортных средствах. Многоствольное бурение может изменить методику разведки и сократить число скважин. Отличается в подобных случаях и методика разведки, что связано с необходимостью освещения разведочным бурением погруженных зон залежи. Однако и в том и в другом случаях число разведочных скважин не должно превышать количество скважин, необходимых для эксплуатации залежи. Это возможно только в результате усовершенствования методики разведки и в первую очередь за счет замены горных выработок буровыми скважинами, широкого внедрения многоствольного бурения и резкого повышения производительности.

Буровые скважины
Буровые скважины

Экономическая эффективность предлагаемых методик достигается заложением минимального количества разведочных скважин и проведением полного комплекса исследований геологического разреза, испытания и опытной эксплуатации продуктивных пластов. Детальная разведка возлагается на опережающие эксплуатационные скважины. Учитывая резкое различие физических свойств газа и нефти и возможность определения запасов газа по методу падения давления, специальный раздел книги посвящен особенностям разведки газовых залежей. Особое внимание уделяется разведке морских нефтяных и газовых месторождений, подчеркивается необходимость бурения наклонно-направленных скважин с одного основания для оконтуривания нефтяных залежей. Отмечается большая экономическая эффективность бурения разведочных скважин с плавучих платформ. Следует придерживаться основных принципов, которыми надо руководствоваться при расчленении продуктивной толщи на эксплуатационные объекты; при этом следует исходить из комплекса геологических, технических и экономических факторов.

Исследования геологического разреза
Исследования геологического разреза

Направленное бурение практически начинается с реализации мер борьбы с искривлением скважин или заключается в преднамеренном их искривлении. При этом используются определенные способы и средства применительно к конкретным геолого-техническим условиям с учетом требований методики разведки и экономической целесообразности. Эта задача возникает в случае, если используемая буровая установка не позволяет забуривать наклонные скважины с расчетным зенитным углом. Использование методов направленного бурения в этом случае - практически единственный способ решения поставленной задачи и приводит к увеличению стоимости работ, но выполняются требования методики разведки. Дополнительные затраты будут складываться из средств на приобретение отклонителей, затрат от снижения производительности труда и увеличения сроков разведки и будут списаны на 1 т разведанных запасов.

Отрицательные факторы процесса бурения и дополнительные затраты

 Задача повышения эффективности геологоразведочных работ в равной мере относится как к стадии поисков нефтяных и газовых месторождений, так и к последующей стадии промышленной разведки. То обстоятельство, что по основным нефтедобывающим районам страны около 50 % всего объема разведочного бурения приходится на уже открытые нефтеносные площади, свидетельствует о том, что совершенствование методики разведки имеет важное народнохозяйственное значение.

Поиск газоконденсатных месторождений методом электроразведки
Поиск газоконденсатных месторождений методом электроразведки

Исследование газоконденсатных месторождений

Расширение добычи, переработки и продаж газового конденсата, сокращение затрат на извлечение из недр газоконденсатного сырья и его транспортировку потребителям, входит в число ключевых задач нефтегазодобывающих компаний. Причем значительную долю прироста по всем этим направлениям компании стараются получать за счет внедрения натурных и лабораторных исследований газоконденсатных месторождений, внедрения инновационных технологий, модернизации добывающих и перерабатывающих предприятий.

Нефтегазодобывающая компания
Нефтегазодобывающая компания

    Исследование газоконденсатных скважин при нестационарных режимах

 Исследование газоконденсатных скважин при неустановившихся режимах фильтрации проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изменяющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе. При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время.

Исследование газоконденсатных скважин по беспроводным каналам
Исследование газоконденсатных скважин по беспроводным каналам

 С целью получения исходных данных для обработки кривых нарастания и стабилизации давления скважину пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ).

Кривая нарастания забойного давления в скважине
Кривая нарастания забойного давления в скважине

После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени. Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле:

Формула нарастания забойного давления
Формула нарастания забойного давления

Приведенный радиус скважины вычисляется по формуле:

Формула вычисления приведенного радиуса скважины
Формула вычисления приведенного радиуса скважины

По полученному прямолинейному участку кривой нарастания забойного давления определяют тангенс угла наклона, который равен β, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный α. По полученным значениям α и β находят следующие параметры пласта:

- параметр проводимости:

Формула вычисления параметра проводимости пласта
Формула вычисления параметра проводимости пласта

- при известных вязкости и эффективной толщине пласта h – значение проницаемости:

Формула вычисления параметра проницаемости пласта
Формула вычисления параметра проницаемости пласта

- при известном коэффициенте b:

Формула вычисления параметров пласта при известном коэффициенте b
Формула вычисления параметров пласта при известном коэффициенте b

- при известном коэффициенте пьезопроводности:

Формула вычисления параметров пласта при известном коэффициенте пьезопроводности
Формула вычисления параметров пласта при известном коэффициенте пьезопроводности

 Согласно формуле коэффициент С характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия. Если коэффициент С больше нуля, то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значений коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

Призабойная зона газоконденсатной скважины
Призабойная зона газоконденсатной скважины

    Исследование газоконденсатных смесей в лабораторных условиях

 При исследовании скважин газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозируют и контролируют изменения состава и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе «пласт - скважина - сепаратор - магистральный газопровод».

Передвижная лаборатория исследования скважин на базе автомобиля Урал

 Определение компонентного состава пластового газа - важная задача. От правильного определения состава пластового газа зависят: балансовые запасы компонентов, входящих в его состав; способы подготовки газа к транспорту и переработке; технологическая схема сбора, внутрипромыслового транспорта пластового газа и его транспортировка на ГПЗ; технологическая схема переработки пластового сырья и производительность ГПЗ; обоснование способа защиты металлического оборудования скважин и поверхностного оборудования промысла от коррозии; охрана труда людей и защита окружающей среды.

Компонентный состав пластового газа
Компонентный состав пластового газа

Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепарированного газа исследуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутанов, а стабильного конденсата - на С5+.

Схема лабораторных исследований проб газового конденсата
Схема лабораторных исследований проб газового конденсата

Для исследования газоконденсатных смесей используется лабораторная установка УФР-2 (установка фазового равновесия), в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления (бомбы PVT). В первом проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пластового до атмосферного. Таким способом моделируют фазовые превращения в пласте при разработке залежи на истощение. Фазовые равновесия систем исследуют при температурах от - 10 до + 200 °С и давлениях от 2 до 100 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз определяют расчетом.

Двухпоршневая бомба PVT-7
Двухпоршневая бомба PVT-7

Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют при контактной и дифференциальной конденсации. При контактной конденсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются постоянными, а давление снижают, перемещая поршень в бомбе PVT, т. е. увеличивая ее объем. При дифференциальной конденсации газ выпускают из бомбы PVT, не изменяя ее объема. Этот процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси изменяется, а газовую фазу, отобранную из «пласта» (бомбы PVT), направляют во второй сосуд высокого давления — сепаратор, в котором давление и температуру поддерживают на уровне промысловых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс промысловой обработки газа.

Фазовое равновесие различных состояний вещества
Фазовое равновесие различных состояний вещества

Установка позволяет определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических условиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные служат исходными при подсчете запасов газа и конденсата, потерь конденсата в пласте, обоснования метода разработки месторождения. При исследовании в лаборатории процессов фазовых превращений углеводородной смеси соблюдают термодинамическое подобие тем процессам, которые происходят в пласте.

Потери газового конденсата в пласте
Потери газового конденсата в пласте

В лабораторных исследованиях не соблюдаются условия газогидродинамического подобия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды на фазовые превращения и отклонения реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое подобие промысловым процессам подготовки газа к транспортированию. Эти отличия реальных процессов на месторождении от условий лабораторных исследований обусловили использование лабораторных результатов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.

Теория газогидродинамического подобия
Теория газогидродинамического подобия

Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнозирования фазовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений, так как аналитические (расчетные) методы их прогнозирования менее надежны.

Схема лабораторных исследований газоконденсатных скважин
Схема лабораторных исследований газоконденсатных скважин

    Промысловые установки для исследования газоконденсатных скважин

Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характеристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата.

Гидродинамические исследования газоконденсатных скважин

 В процессе исследования обычно применяют передвижные установки двух типов – нетермостатируемые (высокой промышленной производительности) и термостатируемые, через которые пропускается только небольшая часть отбираемого из скважины газа. Обычные установки дают промышленную, общую характеристику скважины. Термостатируемые позволяют получить изотермы и изобары конденсации, коэффициенты Джоуля-Томсона, количество жидкости, которое может выделиться из газа после ее отделения при устьевых значениях давления и температуры.

Схема установки для исследования газоконденсатных смесей
Схема установки для исследования газоконденсатных смесей

Для получения полной характеристики работы газоконденсатных скважин и ее продукции используют передвижные и стационарные установки. Установка, смонтирована на двухосном автоприцепе и подключена к скважине с помощью стальных шарнирных труб. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на сепараторах разное давление. Охлаждение газа в термостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагреватели.

Передвижная лаборатория для исследования скважин
Передвижная лаборатория для исследования скважин

Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству протекшего газа дает основную характеристику продукции скважины - удельное конденсатосодержание (конденсатогазовый фактор- КГФ) - (г/м3 или см3/м3) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат, получаемый в сепараторах и в термостатируемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при 20°С и измеряют количество газов дегазации.

Диаграмма удельного конденсатосодержания
Диаграмма удельного конденсатосодержания

Исследования при одновременном отборе промышленных количеств газа и представительной пробы проводят при помощи установки ЛПГ-1.

Схема установки для исследования газоконденсатных скважин ЛПГ-1
Схема установки для исследования газоконденсатных скважин ЛПГ-1

Изотермы конденсации. При достаточной длине шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре штуцера на устье скважины) изменяется незначительно и практически равна температуре грунта. Это используется для поддержания постоянной температуры в измерительном сепараторе, т. е. изотермических условий. При помощи регулятора давления «до себя» в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5; 7,5 МПа. Измеряют дебит газа после сепарации Qг и расход стабильного конденсата Qк. Отношение Qк/ Qг = qк - выход конденсата (в см3м3) при различных давлениях.

Изотермы конденсации газа при различных дебитах скважины
Изотермы конденсации газа при различных дебитах скважины

 Изобары конденсации. Для получения изобар конденсации при неизменном штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен пли больше минимально допустимого, изменяют диаметр штуцера непосредственно перед измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регулятора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе при различных температурах сепарации. Определяют qк, как и в первом случае. При построении части диаграмм фазовых превращений в диапазоне высоких давлений и температур расход конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы.

Изобары конденсации стабильного газоконденсата
Изобары конденсации стабильного газоконденсата

Разработка газоконденсатных месторождений

В отличие от нефтяных, газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются без воздействия на пласты с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяжении всего периода разработки обычно сопровождается снижением среднего пластового давления — более значительными темпами при газовом режиме и менее значительными при упруговодонапорном. Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям.

Разработка и обустройство газоконденсатных месторождений

 При взаимодействии залежей с законтурной областью, снижение пластового давления в залежах, особенно в крупных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате расположенные вблизи разрабатываемых новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водонапорной системе. В одновозрастных отложениях может также наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, выражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.

Водонапорная система газоконденсатных скважин
Водонапорная система газоконденсатных скважин

Одно из важных последствий падения пластового давления - постепенное снижение дебита скважин в процессе разработки. В отличие от нефтяных скважин снижение дебита газовых скважин при падении давления происходит даже при сохранении постоянной депрессии на забое скважины. Это обусловлено нарушением линейного закона фильтрации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне. При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина превышения над ними геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В результате ухудшаются коллекторские свойства пород, и происходит некоторое снижение дебита скважин. При сниженном пластовом давлении во избежание поглощений промывочной жидкости и других осложнений часто бывает необходимо изменить технологию вскрытия продуктивных пластов в бурящихся скважинах.

Диаграмма коллекторских свойств пластовых пород
Диаграмма коллекторских свойств пластовых пород

Одна из важных особенностей газовых залежей обусловлена тем, что вследствие высокой подвижности газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собою единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки взаимодействуют. Это создает предпосылки для управления процессом разработки путем изменения отборов газоконденсата или газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его снижения в зонах наибольшего отбора.

Отбор газоконденсата из залежи
Отбор газоконденсата из залежи

Другая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью пластового газа, - высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышающие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать достаточно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т. е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей.

Виды сеток газоконденсатных скважин
Виды сеток газоконденсатных скважин

Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для большей продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60-70 % извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают.

Фонд действующих скважин
Фонд действующих скважин

По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняющихся скважин при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Нефтяные и газоконденсатные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности и выводятся из работы по достижении высокого содержания воды в добываемой продукции, вплоть до 95-99%. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие объемы попутной воды. При разработке газовых залежей в условиях водонапорного режима, обусловливающего внедрение воды в залежь и появление ее в скважинах, последние выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действующего фонда скважин путем бурения дополнительных скважин. Это связано с особенностями промыслового обустройства газовых месторождений, которое по технологическим и экономическим соображениям обычно не рассчитывается на сбор и подготовку газа со значительным содержанием воды.

Виды обводненности нефтегазоконденсатных месторождений
Виды обводненности нефтегазоконденсатных месторождений

    Особенности разработки газоконденсатных месторождений

Свои особенности имеет разработка газоконденсатных залежей. При отборе из залежей газа с использованием природных режимов пластов забойное давление в скважинах, а затем и пластовое давление падают ниже давления начала конденсации. В результате сначала в локальных прискважинных зонах, а затем и повсеместно начинаются фазовые переходы — часть конденсата выпадает из газа в виде жидкости, оседает в пустотах породы и остается в недрах, что обусловливает его потери и снижение коэффициента извлечения конденсата. Газовый конденсат - ценнейшее сырье для нефтехимической промышленности. Поэтому для крупных по запасам газоконденсатных залежей, характеризующихся высоким содержанием конденсата, весьма актуальна проблема применения систем разработки, обеспечивающих поддержание пластового давления выше давления начала конденсации. В настоящее время считают возможным применение для этой цели методов нагнетания в пласт сухого газа или воды.

Виды газоконденсатных залежей
Виды газоконденсатных залежей

В этом отношении имеет преимущество метод заводнения, который может быть освоен в самом начале разработки залежи. Добываемый при этом сухой газ может в полном объеме использоваться в народном хозяйстве. Вместе с тем применение заводнения связано со своими издержками. Главная из них - возможное сокращение сроков эксплуатации скважин в связи с их обводнением в результате перемещения воды по наиболее проницаемым прослоям. Вывод из эксплуатации обводняющегося фонда скважин в условиях обеспечиваемого заводнением высокого пластового давления в залежи может приводить к снижению эффективности процесса разработки и оставлению в недрах существенной доли запасов газа и конденсата. Метод заводнения также еще не нашел широкого применения при разработке газоконденсатных залежей.

Метод заводнения при разработке нефтегазоконденсатных залежей
Метод заводнения при разработке нефтегазоконденсатных залежей

Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конденсата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяется исходя из необходимости обеспечения возможно более продолжительного периода эксплуатации с максимальным уровнем добычи газа. Проблема достижения проектного коэффициента извлечения газа решается параллельно этим же количеством скважин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах значительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разработки залежи.

Коэффициент извлечения газоконденсата из залежи
Коэффициент извлечения газоконденсата из залежи

Строение газовых залежей по сравнению с нефтяными, в конечном счете, освещается значительно меньшим количеством скважин. В связи с этим при изучении геологического строения залежей и запасов газа особенно важно использовать все возможные косвенные методы - гидродинамические, материального баланса и др. На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки большое влияние оказывает их геолого-промысловая характеристика.

Система разработки газоконденсатной залежи
Система разработки газоконденсатной залежи

Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В свою очередь, это определяет масштабы и сроки бурения дополнительных скважин, необходимых для возможно более продолжительного сохранения максимального уровня добычи газа, технологию эксплуатации скважин и сроки обустройства месторождения. При прочих равных условиях в случае водонапорного режима пластовое давление снижается медленнее, чем в случае газового режима, с повышением активности краевой области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблагоприятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.

Неоднородность коллекторских свойств породы
Неоднородность коллекторских свойств породы

Следует отметить, что по сравнению с нефтяными залежами, в газовых существуют условия для более неравномерного перемещения воды. Это связано с тем, что кондиционные пределы проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому объективно повышается неоднородность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результате создаются условия для весьма неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым для нее прослоям. В рассматриваемых условиях особо важное значение приобретает регулирование отборов газа по мощности продуктивных отложений с целью максимально возможного выравнивания скорости внедрения воды. Необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из работы) обводненных интервалов. Вместе с тем, как показывает опыт разработки, даже при высокой организации работ по управлению процессом разработки неравномерное перемещение воды, обусловленное неоднородностью пород, приводит к увеличению потерь газа в недрах.

Лабораторное определение коэффициента проницаемости пород

 В связи с разной степенью неоднородности продуктивных горизонтов величина коэффициента извлечения газа при водонапорном режиме колеблется в довольно широком диапазоне. На залежах с умеренной неоднородностью коллекторских свойств может достигаться наиболее высокая величина коэффициента извлечения газа, близкая к таковой при газовом режиме. При высокой геологической неоднородности конечный коэффициент извлечения газа остается намного меньшим.

Геологическая неоднородность пород
Геологическая неоднородность пород

Характер природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади. В условиях газового режима при умеренной неоднородности коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин на всей площади залежи. При неоднородном строении пластов, выражающемся в наличии в пределах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т. е. неравномерное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной части структуры. Промышленная апробация размещения скважин в центральных частях крупных месторождений показала высокую эффективность этого мероприятия.

Сводовая часть газоконденсатной залежи
Сводовая часть газоконденсатной залежи

При размещении скважин на газовой залежи с водонапорным режимом следует исходить из соображений обеспечения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дренирования всей газонасыщенной мощности пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин, при которой уменьшается возможность образования неизвлекаемых целиков газа, образующихся вследствие неоднородного строения пластов в тупиковых зонах.

Слоистая неоднородность газоконденсатной залежи
Слоистая неоднородность газоконденсатной залежи

Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выраженные единые гидродинамические системы, даже в случае большой мощности продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разрабатывать одной серией скважин, т. е. как единый эксплуатационный объект.

Серия нефтегазоконденсатных скважин
Серия нефтегазоконденсатных скважин

При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной мощности, как при газовом, так и при водонапорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки и более. Такое решение обеспечивает большие возможности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пород в условиях пластового строения залежи и относительно небольшой суммарной мощности пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект. Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов, а в последующих уплотняющих скважинах пласты вскрываются выборочно.

Уплотняющая система газоконденсатной скважины
Уплотняющая система газоконденсатной скважины

Значительное влияние на системы разработки и обустройства газовых месторождений оказывает глубина залежей. При инфильтрационной природе пластового давления (а именно в этих условиях наиболее вероятно проявление активного водонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее же влияет на начальные дебиты скважин, на динамику добычи газа из залежи.

Геологическая структура глубинных залежей газоконденсата
Геологическая структура глубинных залежей газоконденсата

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели „разработки еще более увеличивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздействия на газоконденсатную залежь во многом будут определяться теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтегазоконденсатную залежь, - размером залежи, ее тектоническим строением, коллекторскими свойствами пород, характером и степенью макро- и микронеоднородности и др.

Схема нагнетания воды в нефтегазоконденсатные залежи
Схема нагнетания воды в нефтегазоконденсатные залежи

Наиболее приемлемым способом разработки газоконденсатных месторождений является метод, при котором в пласт нагнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из той же залежи, в полном его объеме или частично в зависимости от того, сколько нужно газа для поддержания пластового давления на заданном уровне. Такой технологический прием называют сайклинг-процессом.

Сайклинг-процесс при добыче газоконденсата
Сайклинг-процесс при добыче газоконденсата

    Сайклинг-процесс при разработке газоконденсатных месторождений

Применение сайклинг-процесса при разработке углеводородных месторождений

 Сайклинг – это процесс это возврат сухого газа в пласт с целью поддержания пластового давления на уровне выше, чем давление максимальной конденсации для предотвращения потерь углеводородного конденсата в пласте. Этот способ широко применяют в зарубежной практике с 1939 года, в СССР начали применять в 60-х годах. Следует учитывать, что при возврате в пласт сухого газа стоимость промыслового оборудования и его обслуживания может превышать прибыль от реализации конденсата. Чтобы этого не было, стоит рассмотреть варианты частичного возврата газа в пласт и отправки сухого газа потребителям. В каждом отдельном случае после технико-экономического анализа можно выявить наивыгоднейший вариант. При анализе необходимо учитывать потери конденсата, выпавшего в поровом пространстве. Извлечь его в будущем из истощенной залежи будет практически невозможно без огромных экономических затрат. В отдельных случаях при высокой первоначальной насыщенности газовой фазы конденсатом в результате извлечения газовой фазы образуется остаточное месторождение так называемой «белой нефти», представляющей собой смесь светлых фракций.

Обратная закачка газа в пласт
Обратная закачка газа в пласт

Существуют разновидности сайклинг-процесса: в пласт возвращается весь отбензиненый сухой газ (полный сайклинг-процесс) или 40-60% от всего объема отобранного газа (частичный сайклинг-процесс), при этом давление в залежи поддерживается на уровне или выше давления начала конденсации, конденсат не выпадает в поровом пространстве, а выносится на поверхность; сухой газ, попадая в пласт, растворяет в себе тяжелые компоненты. Со временем конденсатогазовый фактор уменьшается, закачка газа продолжается до момента, когда возврат газа становится нерентабельным из-за низкого выхода конденсата, после чего наступает вторая стадия разработки месторождения как газового без поддержания пластового давления до его полного истощения.

Станция по обратной закачке газа в пласт

 При закачке в пласт сухого газа при обосновании системы размещения нагнетательных и добывающих скважин следует учитывать, наличие или отсутствие связи залежи с законтурной областью, размеры залежи, углы падения пород. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием вторичного «запечатывающего» слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных скважин во внутренней части залежи, а добывающих—во внешней. Этот вариант имеет следующие преимущества: направленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эффективность процесса: отсутствие геологических предпосылок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи: возможность перевода нагнетательных скважин в фонд добывающих после завершения сайклинг-процесса.

Газоконденсатная залежь литологического типа
Газоконденсатная залежь литологического типа

Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание конденсата в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После этого нагнетание газа должно быть прекращено, нагнетательные скважины переведены в фонд добывающих, и залежь должна разрабатываться как обычная газовая. Внедрение этого процесса сдерживается тем, что значительная часть сухого газа продолжительное время не будет использоваться в народном хозяйстве, а также техническими сложностями реализации процесса.

Технология обслуживания нагнетательной скважины

 При хорошей связи залежей с водонапорной системой, особенно при пологом залегании пластов, большими преимуществами обладает вариант с размещением нагнетательных скважин в периферийной части залежи, а добывающих—во внутренней. В указанных геологических условиях применение такой системы разработки обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добывающих скважин, располагаемых вдали от контура газоносности. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает возможность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади, т. е. для системы, подобной площадной, применяемой при разработке нефтяных залежей, но при больших расстояниях между скважинами.

Система закачки воды в газоконденсатный пласт
Система закачки воды в газоконденсатный пласт

С применением заводнения газоконденсатные залежи могут разрабатываться при высокой проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающих достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целесообразно законтурное заводнение, на больших - внутриконтурное площадное или с расположением нагнетательных скважин рядами.

Виды заводнений газоконденсатных залежей
Виды заводнений газоконденсатных залежей

Влияние геологической неоднородности пластов на разработку газоконденсатных залежей весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухого газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к увеличению его продолжительности и требует значительного суммарного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.

Прорыв газа к забоям добывающих скважин
Прорыв газа к забоям добывающих скважин

Бурение газоконденсатных скважин

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Модель процесса бурения нефтегазоконденсатной скважины

 Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Устье газоконденсатной скважины
Устье газоконденсатной скважины

Газоконденсатная скважина состоит из нескольких составляющих элементов. Начальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Последовательные этапы бурения газоконденсатных скважин
Последовательные этапы бурения газоконденсатных скважин

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Обсадные трубы для скважин
Обсадные трубы для скважин

Последний участок скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Эксплуатационная колонна нефтегазоконденсатной скважины
Эксплуатационная колонна нефтегазоконденсатной скважины

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

Перфорация эксплуатационной колонны газоконденсатной скважины

 При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Опорная газоконденсатная скважина
Опорная газоконденсатная скважина

 Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Бурение параметрической скважины
Бурение параметрической скважины

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти, газа и газоконденсата.

Бурение поисковой скважины

 Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Скважины структурного бурения и поисковая скважина
Скважины структурного бурения и поисковая скважина

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Бурение разведочных скважин

 Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти, газа или газоконденсата из земных недр.

Эксплуатационная газоконденсатная скважина
Эксплуатационная газоконденсатная скважина

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.).

Схема работы нагнетательной скважины
Схема работы нагнетательной скважины

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).

Бурение наблюдательной скважины

 Кроме того, при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины. Среди специальных скважин различают: оценочные скважины (для определения положение контура нефтегазоносности, определение нефтенасыщенности пласта); водозаборные (решают вопросы водоснабжения); поглощающие (сброс сточных вод в глубокозалегающие пласты, захоронение отходов); скважины, предназначенные для ликвидации открытых фонтанов; скважины ПХГ и т.д.

Ликвидация нефтегазоконденсатного фонтана
Ликвидация нефтегазоконденсатного фонтана

Строительство скважин (проводка) осуществляется при помощи бурения механическим способом за счет разрушения горных пород специальным инструментом – долотом. Бурение скважин на нефть и газ осуществляется вращательным способом, т.е. разрушение горных пород происходит за счет вращения долота в нижней части колонны бурильных труб и нагрузки, создаваемой весом бурильной колонны. Разбуренная горная порода (в виде обломков, крошки) называется шламом и удаляется с забоя скважин потоком бурового раствора.

Вращательное бурение скважины с обратной промывкой
Вращательное бурение скважины с обратной промывкой

Вращательное бурение может осуществляться роторным способом и турбинным способом, т.е. при помощи турбобура или электробура. Пробуренная скважина закрепляется колонной обсадных труб. Разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще осуществляется с помощью цементирования обсадной колонны. Цементный раствор под давлением закачивается в пространство между колонной обсадных труб и стенками скважины. После затвердевания цементного раствора цементный камень разобщает пласты.

Роторный способ бурения нефтегазоконденсатных скважин

    Вскрытие продуктивного газоконденсатного пласта

Вскрытие продуктивного газоконденсатного пласта - это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие - это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное - это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

Первичное вскрытие продуктивного пласта

 Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: гидропескоструйные, кумулятивные, пулевые, торпедные.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта гидромеханическим перфоратором

 После вызова притока производят работы по продувке и циклической отработке скважины с целью ее самоочищения от остатков бурового раствора, цементной крошки и т.д. Затем проводится комплекс газогидродинамических исследований, и скважина переводится в эксплуатацию, т.е. передается на баланс нефтегазодобывающего управления (ННГДУ).

Расчет притока жидкости к скважине после вскрытия пласта
Расчет притока жидкости к скважине после вскрытия пласта

Под вскрытием продуктивного пласта понимается тот или иной способ установления гидравлической связи между скважиной и продуктивным пластом. В большинстве случаев для создания гидравлической связи ствола скважины с продуктивным пластом используется перфорация, т.к. большинство нефтяных и газовых скважин перекрываются обсадной колонной до забоя и цементируются на всю глубину, включая и интервал продуктивного пласта. Наиболее широко в практике применяются пулевые и кумулятивные перфораторы.

Вскрытие пласта с помощью модульного самоориентируемого перфоратора

 Следующей за вскрытием (и перфорацией) стадией подготовки скважины к эксплуатации является ее освоение, т.е. вызов притока нефти, газа или газоконденсата из пласта. Вызов притока пластовой жидкости или газа в скважину осуществляется путем снижения гидростатического давления столба промывочного раствора в стволе скважины. Методы этого снижения могут быть самыми различными. Например, буровой раствор может быть последовательно заменён на техническую воду, нефть или газожидкостную смесь. Освоение скважины может производиться методом снижения уровня путём её отбора. Часто применяется компрессорный способ вызова притока, когда в затрубное пространство от компрессора закачивается воздух или газ, который вытесняет жидкость в НКТ и далее на поверхность.

Вскрытие продуктивного пласта с использованием кумулятивных перфораторов

    Промышленные способы бурения газоконденсатных скважин

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Классификация способов бурения скважин на нефть и газ
Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

Среди разнообразных способов бурения нефтегазоконденсатных скважин, промышленное распространение получило механическое бурение. Оно подразделяется на ударное и вращательное.

Механическое бурение скважин
Механическое бурение скважин
        Ударное бурение газоконденсатных скважин

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударные штанги (2), канатный замок (4). На поверхности устанавливают мачту, блок (3), оттяжной ролик балансира, вспомогательный ролик (6), барабан бурового станка (5), канат (9), шатун, балансирная рама. При вращение шестерен балансир, совершая движения, приподнимает и опускает балансирную раму. При опускании рамы оттяжной ролик поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат отпускается, долото падает в забой, тем самым разрушая породу. В целях недопущения обрушения стенок скважины в нее опускают обсадную колонну.

Установка для ударно-канатного бурения скважин
Установка для ударно-канатного бурения скважин

Возвратно-поступательное движение бурового инструмента при ударном способе бурения обеспечивает буровой станок. По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы. Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается, и смесь извлекается наверх. Этот способ бурения применим на небольшие глубины при бурении водяных скважин. На данный момент ударный способ для бурения скважин не применяется.

Бурение скважин канатно-ударным способом

 По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя. В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Буровой ударный инструмент для бурения скважин
Буровой ударный инструмент для бурения скважин
        Вращательное бурение газоконденсатных скважин

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через бурильные трубы (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом. При таком бурении разрушение породы происходит за счет вращение долота. Вращение долоту придает ротор, находящийся на устье, через колонну бурильных труб. Это называется роторным способом.

Роторное бурение газоконденсатных скважин
Роторное бурение газоконденсатных скважин

После спуска бурильных труб с долотом в отверстие ствола ротора вставляют два вкладыша, а внутрь их два зажима, которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстие так же находится ведущая труба тоже квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Все спускоподъемные операции и удержания на весу колонны бурильных труб осуществляется грузоподъемным механизмом.

Станки и инструменты для вращательного бурения скважин
Станки и инструменты для вращательного бурения скважин

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

Турбобур для бурения скважин
Турбобур для бурения скважин

 По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Колонковое бурение скважин

 Все буровые долота классифицируются на три типа: долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота), долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота) и долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Разновидности буровых долот
Разновидности буровых долот

    Основные виды бурения газоконденсатных скважин

 Основными видами бурения нефтегазоконденсатных скважин по своему назначению являются поисково-разведочные и эксплуатационные методы бурения, которые различаются между собой технологическими схемами производства работ, используемыми материалами, оборудованием и буровыми инструментами. Характерная динамика основных показателей буровых работ для эксплуатационного (а) бурения и разведывательного (б) бурения приведены в диаграмме.

Динамика показателей разведывательного и эксплуатационного бурения
Динамика показателей разведывательного и эксплуатационного бурения
        Разведочное бурение газоконденсатных скважин

При встрече нефтяной, газовой или газоконденсатной залежи при разведочном бурении встает вопрос о наличии у нее нефтяной оторочки и при ее присутствии – о рентабельности отработки этой оторочки. Как правило, первые скважины, обычно пройденные в центральной части залежи, не затрагивают нефтяную оболочку и поэтому необходимо изучение приконтурной части залежи, чтобы убедиться в наличии или отсутствии у нее нефтяной части, а также в масштабе ее проявления.

3D исследование нефтяной оторочки газоконденсатной залежи

 Для снижения затрат, в настоящее время, разработан комплекс методов, позволяющий на ранней стадии работ определить наличие или отсутствие нефтяной оторочки в газовой залежи по ряду параметров. Обычно на отсутствие нефтяной оторочки указывает встреча ГВК. Признаками наличия нефтяной оторочки в газовой залежи (по В.П.Савченко) являются:

- повышенные содержания (более 1,75%) пентана + высшие углеводороды, или выход стабильного газоконденсата более 80 см3/м;

Структурная химическая формула Пентана С5Н12
Структурная химическая формула Пентана С5Н12

 - преобладание в стабильном газоконденсате нафтеновых углеводородов;

Структурные формулы нафтеновых углеводородов
Структурные формулы нафтеновых углеводородов

 - увеличение выхода стабильного газоконденсата к контуру газовой залежи.

Увеличение выхода стабильного газоконденсата
Увеличение выхода стабильного газоконденсата

 Обычно нефтяную оторочку при наличии положительных признаков ее присутствия разведают первоначально в той части залежи, где ожидается ее смещение (в направлении регионального смещения вод). При этом разведка газовой части залежи останавливается, а разведка нефтяной оторочки проводится как разведка нефтяной залежи. Решающее значение при разведке такой залежи имеет качественное опробование нефтенасыщенной части (3). Обычно его проводят небольшими интервалами (3-5 м). Контакты (ГНК, ВНК) определяют с помощью геофизических методов.

Нефтенасыщенная часть газоконденсатной залежи
Нефтенасыщенная часть газоконденсатной залежи

 Единой методики расчета оптимального числа скважин для проведения разведки и подготовки объекта к разработке не существует. Практика работ показывает, что общее число скважин, затраченное на разведку залежи зависит от сложности тектонического строения, степени выдержанности мощности исследуемого нефтегазоносного пласта, изменчивости коллекторских свойств пласта по латерали, типа углеводородных флюидов и размеров изучаемого объекта. Минимальным считается такое количество скважин, после бурения которых дополнительно размещенные не дадут каких-либо существенных изменений установленным уже параметрам. 

Свойства углеводородной фазы газоконденсатной залежи
Свойства углеводородной фазы газоконденсатной залежи

 Основными параметрами, устанавливаемыми в процессе проведения разведочных работ, являются нефтеносная площадь, эффективная нефтенасыщенная мощность, коэффициент эффективной пористости, коэффициент усадки нефти, плотность нефти и т.д. Практика работ показала, что в информацию о параметрах и, таким образом, в представление о модели разведываемой залежи каждая новая скважина вносит коррективы.

Параметры и типы углеводородных систем
Параметры и типы углеводородных систем

 Разведка многочисленных объектов позволила эмпирическим путем определить и рекомендовать граничные и средние расстояния между разведочными скважинами на месторождениях, в зависимости от величины извлекаемых запасов и площади занимаемой месторождением. Эти данные могут учитываться при проведении разведочных работ, но не являются в то же время обязательными. Для каждого месторождения на основании всестороннего анализа обосновывается своя сеть скважин и своя рациональная система их размещения.

Расчет системы размещения скважин и расстояния между ними
Расчет системы размещения скважин и расстояния между ними

 Ограничение количества скважин для разведки обусловлено более внимательным отношением к их заложению. Сегодня, наряду со стандартным комплексом геолого-геофизических методов прогнозирования границ залежей, используют и новые быстро развивающиеся методы дистанционного изучения недр. Кроме того, при проведении анализа каждой конкретной залежи привлекаются материалы региональных закономерностей ранее изученных нефтегазовых комплексов (связь между высотой залежи и ВНК, коэффициенты заполнения ловушек и т.п.). 

Заложение и испытание разведочных углеводородных скважин
        Эксплуатационное бурение газоконденсатных скважин

Условно процесс строительства скважины (по всем классификациям такой вид деятельности как бурение относится к строительству) делится на такие этапы: подготовительные работы, вышкомонтажные работы, бурение и крепление, испытание. Эти этапы выделяются как при строительстве разведочной скважины, так и при строительстве эксплуатационной скважины. Но в чем их отличие, давайте посмотрим внимательнее.

Строительство газоконденсатных скважин

 Подготовительные работы – это строительство основания, на котором будет установлена буровая установка, строительство подъездных дорог. Как правило, разведочные скважины бурятся одиночными, задача разведочной скважины – пощупать внутренности в пределах конкретной местности. Когда же принимается решение о бурении на месторождении эксплуатационных скважин, уже известно, что можно ожидать и бурением одной скважины не ограничиваются. Но строить под каждую скважину площадку и бурить скважину без отклонения от места забуривания очень накладно. Поэтому при эксплуатационном бурении поступают следующим образом: с одной площадки бурится несколько скважин и применяется так называемое наклонно-направленное бурение. При таком бурении ствол скважины значительно отклоняется от того места где начиналось бурение и такое отклонение может достигать сотни метров, доходя до нескольких километров. Так как на одном основании нужно размещать несколько скважин, соответственно площадка для этого должна быть большего размера. Кроме того, если скважины бурятся с одной площадки, то было бы неплохо не разбирать буровую установку после бурения очередной скважины, а перетаскивать ее для бурения следующей скважины. В настоящее время такое перемещение производят по специально проложенным рельсам.

Транспортировка буровой установки
Транспортировка буровой установки

По сути дела, при бурении разведочных и эксплуатационных скважин применяются различные типы буровых установок. Во многом из-за этого различается второй этап строительства скважин – вышкомонтажные работы. На этом этапе выполняется транспортировка буровой установки, ее монтаж, проверка работы, проведение необходимых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП). Также транспортируется и монтируется необходимое дополнительное оборудование, дизельные станции, жилой городок, в котором потом будут жить буровики.

Перемещение буровой установки по бездорожью

 Часто, когда на участке начинается эксплуатационное бурение, это участок уже обустроен: проведены все коммуникации, построены дороги. Разведчикам же приходится добираться до места работ на вертолетах и по зимним дорогам, которые тают летом. В таких условиях ни о каких линиях электропередач речи не идет. Поэтому в основном все буровые станки, предназначенные для разведочного бурения, работают от установок дизельного привода. В отличие от установок эксплуатационного бурения, которые больше ориентированы на привод от электричества. Хотя бывают исключения. Бывает, что на участке ведется эксплуатационное бурение, но электричество туда не проведено. В этом случае на площадке бурения ставят мощные дизельные электростанции, которые вырабатывают электроэнергию, от которой потом уже работают буровые установки.

Дизельная электростанция для буровой установки
Дизельная электростанция для буровой установки

В Западной Сибири в настоящее время самыми распространенными буровыми установками для эксплуатационного бурения являются буровые установки БУ-3000 ЭУК, выпускаемые Екатеринбургским предприятием «Уралмаш».

Буровая установка БУ-3000 ЭУК
Буровая установка БУ-3000 ЭУК

    Освоение эксплуатационной газоконденсатной скважины

Освоение газоконденсатной скважины представляет собой комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Углубление забоя при строительстве газоконденсатных скважин

 Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Устройство желонки для тартания газоконденсатной скважины
Устройство желонки для тартания газоконденсатной скважины

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Поршневание газоконденсатной скважины

 Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью.

Замена скважинной жидкости
Замена скважинной жидкости

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

Компрессорный способ освоения газоконденсатной скважины
Компрессорный способ освоения газоконденсатной скважины

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Закачка газированной жидкости в скважину
Закачка газированной жидкости в скважину

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины, при которой устанавливается приток из пласта.

Освоение скважин при помощи скважинных насосов

 Процесс бурения эксплуатационных скважин так же отличается от бурения разведок. Самое главное отличие состоит в том, что практически все эксплуатационные скважины являются наклонно-направленными, а разведочные – вертикальными.

Разновидности газоконденсатных скважин по направленности
Разновидности газоконденсатных скважин по направленности

Существуют еще и горизонтальные скважины. Это тоже относится к эксплуатационным скважинам. У горизонтальных скважин последняя колонна входит в продуктивный пласт под углом и затем проходит горизонтально по этому пласту.

Горизонтальная эксплуатационная скважина
Горизонтальная эксплуатационная скважина

Это позволяет достичь большей площади соприкосновения обсадной трубы и продуктивного пласта. На этапе испытания скважины обсадная труба пробивается в районе соприкосновения с продуктивным пластом. У горизонтальных скважин дебит намного превышает дебит обычных скважин. Отклонение в процессе бурения достигается за счет включения в компоновку бурящей части, т.е. между бурильной трубой и турбобуром, так называемого кривого переводника.

Бурение горизонтально-направленных скважин

 Кривой переводник просто соединяет бурильную трубу и турбобур, но при этом концы переводника находятся под небольшим углом (1-2 градуса.) относительно друг друга. Это позволяет придавать скважине отклонение в процессе бурения. В этом процессе очень велика роль технолога, который должен правильно сориентировать компоновку при сборке и спуске. Однако каким бы классным специалистом не был технолог, ни кто не ограничивается доверием к его мастерству. При бурении наклонно-направленных скважин (и тем боле горизонтальных) применяют специальные навигационные системы, которые позволяют отслеживать местоположение долота. В состав компоновки низа бурильной колонны включают специальный прибор, который замеряет необходимые параметры и передает их наверх, где они регистрируются и расшифровываются. Интересен способ передачи их наверх – через буровой раствор. Прибор, находящийся внизу производит толчки, которые передаются через весь столб бурового раствора наверх.

Бурение наклонно-направленной скважины
Бурение наклонно-направленной скважины

Испытание эксплуатационной скважины тоже отличается от испытания разведочной скважины. Чаще даже у эксплуатационных скважин этот этап называется освоением. Как правило, у разведочных скважин испытывают несколько продуктивных объектов, начиная с самого нижнего. Потом испытанный объект изолируется путем установки так называемого цементного моста и производится испытание следующего объекта.

Испытание и освоение газоконденсатной скважины
Испытание и освоение газоконденсатной скважины

Самой главной операцией при испытании является перфорация. Это пробивание обсадной трубы в интервале соприкосновения с продуктивным пластом. Для проведения этой операции в скважину спускают перфоратор, в который заложены специальные заряды. Перфоратор устанавливается на уровне продуктивного пласта в скважине и на него подается сигнал, который генерирует взрыв направленных зарядов. Эти заряды пробивают обсадную колонну, цемент за ней и создают дополнительные трещины в нефтеносной породе. Чем лучше перфорационные заряды, тем больше проникающих трещин они создают в продуктивном пласте. Но, часто в эксплуатационных скважинах проведением перфорации не ограничиваются и проводят так называемый гидроразрыв пласта (ГРП). Суть этой операции состоит в закачке под большим давлением в скважину жидкости, которая создает дополнительные трещины в продуктивном пласте. Глубина таких трещин может достигать нескольких метров.

Гидравлический разрыв пласта при освоении скважины

 Еще одним отличием разведочного и эксплуатационного бурения является объем проводимых промыслово-геофизических исследований в скважинах. В разведочных скважинах проводят большой объем всевозможных исследований, в эксплуатационных же стараются ограничиться только самыми необходимыми. Стоимость промыслово-геофизических исследований в разведке может в десятки раз превышать затраты на геофизиков по эксплуатационной скважине.

Промысловые геофизические исследования скважин

    Режимы бурения газоконденсатных скважин

Параметры режима бурения - это факторы, влияющие на показатели бурения, задаваемые, измеряемые и поддерживаемые бурильщиком или автоматом в процессе углубки скважины. К основным параметрам относятся: при вращательном бурении – осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота вращения бурового снаряда, расход очистного агента; при ударном бурении – масса ударного снаряда, высота сбрасывания, частота ударов и др. Совокупность параметров режима бурения, характеризующих работу породоразрушающего инструмента (скорость бурения), называется технологическим режимом бурения. Технологический режим бурения выбирается в зависимости от физико-механических свойств горных пород, глубины скважины, вида породоразрушающего инструмента и технических возможностей оборудования.

Различные режимы бурения газоконденсатных скважин
Различные режимы бурения газоконденсатных скважин

Различают следующие виды технологических режимов бурения: оптимальный, рациональный и специальный.

Оптимальный режим бурения обеспечивает получение наилучших технико-экономических показателей бурения.

Оптимальные параметры режима бурения скважин
Оптимальные параметры режима бурения скважин

Рациональный режим бурения устанавливается с учетом технических возможностей бурового оборудования и инструмента. Например, известно, что в монолитных крепких породах бурение импрегнированными алмазными коронками необходимо осуществлять на высоких частотах вращения (>700 - 1000 об/мин), но применяемый буровой станок не имеет этих скоростей или бурильная колонна может обрываться, следовательно, приходиться это учитывать и устанавливать рациональную частоту вращения ниже возможностей коронки.

Рациональные параметры режима бурения скважин
Рациональные параметры режима бурения скважин

Специальный режим бурения применяется для получения заданных качественных показателей бурения или решения специальных задач. Значения параметров при этом режиме отличаются от значений оптимального режима. Например, специальный режим устанавливается при бурении по полезному ископаемому, которое подвержено разрушению от механических воздействий и потока промывочной жидкости. При этом уменьшается частота вращения снаряда и расход промывочной жидкости. Приработка алмазных коронок проводится также на специальном режиме, при котором осевая нагрузка и частота вращения ниже оптимального или рационального режимов. Иногда выделяют так называемый форсированный режим бурения.

Технологические параметры специальных режимов бурения скважин
Технологические параметры специальных режимов бурения скважин

Технологические режимы влияют на показатели бурения, под которыми понимают количественные и качественные параметры сооружения скважины, скорость бурения, стоимость 1 м пробуренной скважины, процент выхода керна, направление скважины и др. Выполнение отдельных процессов при сооружении скважины может характеризоваться определенной скоростью бурения (механическая, рейсовая, техническая, коммерческая и цикловая). Механическая скорость бурения - это величина углубки скважины за единицу времени чистого бурения и определяется в м/ч по нижеприведенной формуле. Под чистым бурением понимают время, в течение которого разрушаются породы на забое.

Формула механической скорости бурения скважины
Формула механической скорости бурения скважины

 В практике в зависимости от момента определения различают начальную, конечную, среднюю, наибольшую механическую скорости. Механическая скорость бурения - основной показатель, отражающий эффективность способа бурения, качество применяемых породоразрушающих инструментов, рациональность режимов их эксплуатации, совершенство применяемой буровой технологии и т. д.

Зависимость механической скорости бурения от осевой нагрузки на долото
Зависимость механической скорости бурения от осевой нагрузки на долото

Рейсовая скорость бурения - это величина углубки скважины за единицу времени продолжительности рейса и определяется в м/ч по следующей формуле:

Формула рейсовой скорости бурения скважины
Формула рейсовой скорости бурения скважины

 Рейсом называется комплекс работ, включающий в себя спуск и подъем бурового снаряда, чистое бурение, извлечение керна, замену породоразрушающего инструмента и др. Рейсовая скорость зависит от механической скорости и глубины скважины и дополнительно характеризует износоустойчивость породоразрушающих инструментов, совершенство буровых снарядов, обеспечивающих высокопроцентный отбор керна, а также степень комплексной механизации и автоматизации выполнения спускно-подъемных и вспомогательных операций в течение рейса.

Координатное определение рейсовой скорости бурения скважины
Координатное определение рейсовой скорости бурения скважины

Техническая скорость бурения Vк определяется объемом бурения, пробуренным одной бригадой (буровой установкой) за месяц с учетом времени, затраченного на чистое бурение, СПО и вспомогательные операции, крепление и цементирование, все виды исследований, плановопредупредительные ремонты и т. д. (в м/ст.-мес), продолжительность месяца принимается в расчетах 720 или 744 часов. Техническая скорость бурения зависит от механической и рейсовой скорости и дополнительно отражает эффективность выполнения всех дополнительных производительных работ, связанных с сооружением скважины (крепление, цементирование, гидрогеологические и геофизические исследования и т. д.).

Формула технической скорости бурения скважины
Формула технической скорости бурения скважины

Коммерческая скорость бурения определяется общим объемом бурения за месяц с учетом также времени непроизводительных затрат месяц, время на устранение аварий, вынужденных технологических простоев, несвоевременной поставки оборудования и материалов, электроэнергии и т.п.

Технологический простой при бурении скважины
Технологический простой при бурении скважины

Цикловая скорость бурения Vц определяется отношением пробуренной глубины скважины к затратам времени в месяц от перевозки бурового оборудования до ликвидации скважины и выражается в м/ст.мес. Цикловая скорость бурения характеризует уровень применяемых технических средств, технологии бурения, организации труда при сооружении скважины, ее ликвидации или сдаче в эксплуатацию.

Формула цикловой скорости бурения скважины
Формула цикловой скорости бурения скважины

    Конструкция газоконденсатной скважины

Конструкция эксплуатационной газоконденсатной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя. В скважину спускают следующие ряды труб:

- направление - это колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (5-40 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины;

Конструкция нефтегазоконденсатной скважины

 - кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования;

Направление и кондуктор нефтегазоконденсатной скважины
Направление и кондуктор нефтегазоконденсатной скважины

- промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов;

Двухтрубная обсадная колонна скважины

 - эксплуатационная колонна крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки - пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п. Диаметр труб э/колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования.

Оборудование и оснастка эксплуатационной колонны скважины
Оборудование и оснастка эксплуатационной колонны скважины

Конструкция забоя скважины бывает двух типов - открытого и закрытого. Открытый забой, не обсаженный колонной, используют в твердых породах, где исключены обвалы. При закрытом забое продуктивный пласт обсаживают колонной с последующим цементированием и перфорацией. Промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов. Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Процесс бурения и обустройства нефтегазоконденсатной скважины

 Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Обсадка бурильных труб и цементация скважины

Цементирование газоконденсатных скважин

Цементирование газоконденсатной скважины включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ.

Закачка в скважину тампонажного цементного раствора
Закачка в скважину тампонажного цементного раствора

Физико-химические свойства тампонажных цементов. Тампонажным цементном называется продукт, состоящий из вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, дающих после затворения с водой раствор, а затем камень.

Тампонажный цемент
Тампонажный цемент

Цементы, применяемые в нефтегазовой промышленности, должны обладать: замедленным началом схватывания, ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью, низкой проницаемостью после схватывания и твердения, большой текучестью, тонкостью помола, высокой плотностью.

Марки тампонажных цементов для нефтегазовой промышленности
Марки тампонажных цементов для нефтегазовой промышленности

Требования к тампонажным материалам для цементирования скважин определяется геолого-техническими условиями в скважинах. Раствор сохранять свою подвижность во время транспортирования в заколонное пространство и сразу после окончания процесса затвердеть в безусадочный камень с выполнением физико-механических свойств. Все эти процессы проходят в стволе скважины, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а так же пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких колеблющихся условиях, один тип цемента или она и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть приемлемы одинаково.

Цементирование газоконденсатной скважины

 Заколонное пространство скважины - эта место, где формируется и впоследствии работает и разрушается тампонажный камень, оно представляет собой "сосуд" без строго "выраженного" дна ограниченная стенками скважины и наружной поверхностью обсадной колонны.

Герметизация заколонного пространства скважины
Герметизация заколонного пространства скважины

Объем и расстояние между стенками скважины не являются постоянными, как при транспортировании тампонажного раствора, так и в процессе работы тампонажного камня. Конфигурация стенки скважины меняется по длине и по периметру, что является одной из принципиальных особенностей формирования цементного камня в условиях скважины. Чем "неправильнее" форма, т.е. чем больше она отличается от цилиндрической, тем на много труднее вытеснить буровой раствор из заколонного пространства и соответственно чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем больше при использовании шлаковых растворов образуются водных карманов вдоль ствола скважины. Из заколонного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью невозможно. Для обеспечения процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнять мероприятия. Необходимо обеспечивать контактирования тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Выполнение целого комплекса мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора. Стадия бурения позволяет обеспечить форму ствола, приближающую к конфигурации цилиндра, а следственно повысить качество цементирования скважины.

Манжетное цементирование газоконденсатной скважины

Оборудование и инструмент для бурения газоконденсатных скважин

 Бурение газоконденсатных скважин осуществляется с помощью буровых установок, бурового оборудования и бурового инструмента. Инструмент, предназначенный для бурения скважин, называется буровым. Буровой инструмент по назначению подразделяется на технологический, вспомогательный, аварийный и специальный.

Разновидности инструментов для бурения скважин
Разновидности инструментов для бурения скважин

 Основной технологический буровой инструмент применяют непосредственно при бурении скважин: породоразрушающий инструмент (коронки, долота, расширители), кернорватели, колонковые трубы и соединения, УБТ, желонки, ударные штанги, шнеки, ведущие бурильные трубы. Набор технологического инструмента, соединенного в определенной последовательности, называется буровым снарядом. В зависимости от способа бурения различают колонковые, ударные, вибрационные и другие буровые снаряды. Например, в состав бурового снаряда при колонковом бурении входят колонковый набор, бурильная колонна, ведущая труба.

Работа бурового снаряда

 Вспомогательный буровой инструмент предназначен для закрепления стенок скважины и обслуживания технологического инструмента. К вспомогательному инструменту относятся обсадные трубы и соединения, хомуты, ключи элеваторы, подкладные вилки и т.д.

Вспомогательный буровой инструмент
Вспомогательный буровой инструмент

 Аварийный буровой инструмент предназначен для ликвидации аварий в скважинах. К аварийному инструменту относятся различные ловильные инструменты (метчики, колокола и т. д.), режущие инструменты (труборезы, фрезы и т. д.), силовые инструменты (выбивные бабы, вибраторы и т. д.) и др. Специальный инструмент служит для выполнения специальных работ в скважинах, связанных с исправлением искривлений, бурением в заданном направлении и т. д.

Аварийный буровой инструмент
Аварийный буровой инструмент

    Бурильная колонна газоконденсатной скважины

Бурильная колонна газоконденсатной скважины является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

Функционирование нефтегазконденсатной скважины
        Назначение бурильной колонны газоконденсатной скважины

Функции, выполняемые бурильной колонной, определяются проводимыми в скважине работами. В процессе механического бурения бурильная колонна:

- является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель);

Назначение бурильной колонны газоконденсатной скважины
Назначение бурильной колонны газоконденсатной скважины

- воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

Конструкция бурильной колонны при бурении забойными двигателями
Конструкция бурильной колонны при бурении забойными двигателями

 - является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);

Циркуляция жидкости через бурильную колонну
Циркуляция жидкости через бурильную колонну

 - служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

Передача крутящего момента и осевой нагрузки на бурильный инструмент
Передача крутящего момента и осевой нагрузки на бурильный инструмент

 - может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

Передача управляющего воздействия на бурильный инструмент
Передача управляющего воздействия на бурильный инструмент

При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит:

- для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

Спуск и подъем бурильного оборудования и инструментов
Спуск и подъем бурильного оборудования и инструментов

- для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

Пропуск контрольно-измерительных приборов через бурильную колонну
Пропуск контрольно-измерительных приборов через бурильную колонну

- для проработки ствола скважины с целью осуществления промежуточных промывок для удаления шламовых пробок и др.

Промывка ствола скважины через бурильную колонну
Промывка ствола скважины через бурильную колонну

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

- для закачки и продувки в пласт тампонирующих материалов;

Закачка тампонирующих материалов через бурильную колонну
Закачка тампонирующих материалов через бурильную колонну

- для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости;

Установка пакеров через бурильную колонну
Установка пакеров через бурильную колонну

- для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглощений, укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др., для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

Укрепление зоны осыпания буровой скважины
Укрепление зоны осыпания буровой скважины

 При бурении нефтегазоконденсатной скважины с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

Подъем колонковой трубы с керном
        Конструкция бурильной колонны газоконденсатной скважины

Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов – бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.

Виды замков для соединения бурильных труб
Виды замков для соединения бурильных труб

Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.

Соединения бурильных труб
Соединения бурильных труб

Свеча, длиной 24-26 м (при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м), составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и м. В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.

Бурильная свеча с соединительными муфтами
Бурильная свеча с соединительными муфтами

В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.

Утяжеленные бурильные трубы
Утяжеленные бурильные трубы

В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто – металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение. Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.

Наращивание бурильной колонны

    Буровое оборудование для газоконденсатных скважин

Для привода рабочего бурового инструмента при строительстве газоконденсатной скважины используют, так называемые забойные двигатели. В качестве забойных двигателей при бурении скважин используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Турбобур колонковый
Турбобур колонковый

Турбобур представляет собой многоступенчатую турбину (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т.д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу. При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

Принцип действия турбинного забойного двигателя - турбобура
Принцип действия турбинного забойного двигателя - турбобура

При бурении газоконденсатной скважины с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

Бурение скважин с помощью электобура
Бурение скважин с помощью электобура

Основными элементами винтового двигателя для бурения скважин являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

Общий вид винтового забойного двигателя
Общий вид винтового забойного двигателя

Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей - шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самое главное - именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.

Рабочий орган винтового забойного двигателя
Рабочий орган винтового забойного двигателя

    Буровой инструмент для газоконденсатных скважин

Инструмент, используемый при бурении нефтегазоконденсатных и других типов скважин, подразделяется на основной (бурильные долота) и вспомогательный (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы и пр.).

Буровой инструмент для бурения газоконденсатных скважин
        Основной буровой инструмент для газоконденсатных скважин

К основным инструментам для бурения нефтегазоконденсатных скважин относятся, так называемые буровые долота, предназначенные для разрушения горной породы и обеспечения проходки скважины. Буровые долота для бурения газоконденсатных скважин подразделяются на лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Основной буровой инструмент для бурения газоконденсатных скважин

 Лопастные долота выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Режуще-скалывающее трехлопастное буровое долото
Режуще-скалывающее трехлопастное буровое долото

Шарошечные долота выпускаются с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава.

Шарошечные буровые долота
Шарошечные буровые долота

Алмазные долота состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую. Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Алмазные и твердосплавные буровые долота
Алмазные и твердосплавные буровые долота

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород, как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.

Разновидности алмазных буровых долот
Разновидности алмазных буровых долот

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200...250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спускоподъемных операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15...20 шарошечными долотами.

Бурение скважины алмазным долотом
        Вспомогательный буровой инструмент для газоконденсатных скважин

Одним из вспомогательных видов бурового инструмента для бурения нефтегазоконденсатных и иных типов скважин являются бурильные трубы. Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п.

Разновидности конструкций бурильных труб
Разновидности конструкций бурильных труб

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными соединительными концами. У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу.

Бурильные трубы с высаженными концами
Бурильные трубы с высаженными концами

При глубоком бурении нефтегазоконденсатных скважин используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89,102,114,127 и 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и 11,5 м. Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Легкосплавные бурильные трубы
Легкосплавные бурильные трубы

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим - к обычной бурильной трубе круглого сечения. Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой - затрудняется их транспортировка.

Труба бурильная ведущая шестигранная
Труба бурильная ведущая шестигранная

Бурильные замки предназначены для наращивания и соединения бурильных труб между собой. Замок состоит из замкового ниппеля и замковой муфты. Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Схема бурильного замка
Схема бурильного замка

Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения забойного двигателя и т.п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

Переводники для бурильных колонн
Переводники для бурильных колонн

Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны - от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.

Протекторы для бурильных труб
Протекторы для бурильных труб

Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.

Центратор спиральный для бурения скважин
Центратор спиральный для бурения скважин

Стабилизаторы для бурильных колонн представляют собой опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.

Стабилизатор для бурильной колонны
Стабилизатор для бурильной колонны

Калибратор для бурения нефтегазоконденсатных скважин представляет собой разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.

Лопастной спиральный калибратор для бурения скважин
Лопастной спиральный калибратор для бурения скважин

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бурильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными трубами для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса бурильной колонны и долота.

Наддолотный амортизатор конструкция
Наддолотный амортизатор конструкция

Различают демпфирующие устройства двух типов: амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы (стальные пружины, резиновые кольца и шары) и виброгасители-демпферы гидравлического или гидромеханического действия.

Виды забойных демпферов
Виды забойных демпферов

    Буровые растворы для газоконденсатных скважин

В технологии бурения нефтегазоконденсатных скважин используются различные буровые растворы и гидравлические смеси для разнообразных целей, обеспечивающих успешное бурение, в том числе промывку скважин, удаление выработанной породы и различного шлама, укрепления пластовой породы и стенок скважины, инициирования и активизации отбора добываемых нефтепродуктов и углеводородов.

Бурение скважины с использованием бурового раствора
        Функции буровых растворов для газоконденсатных скважин

Растворы для нефтегазодобывающего производства выполняют функции, от которых зависит не только результат и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Успешное выполнение этих функций - обеспечивает быстрое углубление, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивности данного пласта. Все эти функции зависят от взаимодействия раствора с проходимыми породами и характером взаимодействия природой и составом дисперсионной среды. По составу данной среды растворы подразделяются на три типа: растворы на водной основе; растворы на нефтяной основе и газообразные агенты. Состав бурового раствора подбирается в соответствии с типом грунта, диаметром трубопровода, протяженностью скважины и другими факторами.

Буровые растворы в нефтегазодобывающем производстве
        Виды буровых растворов для газоконденсатных скважин

Буровые растворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а прежде всего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объем скважин.

Виды буровых промывочных растворов
Виды буровых промывочных растворов

Для обеспечения большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляют следующие требования: Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшее поверхностное натяжение на границе с горными породами. Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть как можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы как можно больше. Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели. Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание.

Приготовление промывочного раствора для буровой скважины

 Растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях. Успешное выполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условий бурения. В каждом конкретном случаи нужно выбирать тот или иной раствор с учетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.

Выбор параметров бурового раствора
Выбор параметров бурового раствора
        Свойства буровых растворов для газоконденсатных скважин

Плотность. В зависимости от характера проводимости при бурении, требование к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечения наилучшей работы долота плотность раствора должна быть минимальной. Однако плотность раствора выбирают из условий недопущения нефтегазопроявлений, осыпей обвалов проходимых горных пород. Для выбора значений плотности определяющим фактором является пластовое давление флюида.

Определение плотности бурового раствора
Определение плотности бурового раствора

Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода - наилучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко ограничивает ее применение. И ее невозможно утяжелять грубодисперсными тяжелыми порошками, а так же она не способна выполнить главную функцию - удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции. Из-за этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны.

Полевой стенд для исследования параметров бурового раствора
Полевой стенд для исследования параметров бурового раствора

Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Для успешного разрушения породы долотом необходимо стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Но такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При бурении песчаников, глин с низким поровым давлением, значение фильтрации бурового раствора регламентируется.

Показатели фильтрации буровых растворов
Показатели фильтрации буровых растворов

Вязкость. Значение вязкости раствора должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность получить большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

Показатели вязкости буровых растворов в зависимости от концентрации
Показатели вязкости буровых растворов в зависимости от концентрации
        Тампонажные растворы для газоконденсатных скважин

 Тампонажные буровые растворы применяются для цементирования нефтегазоконденсатных скважин. Одним из факторов цементирования скважины является подвижность тампонажного раствора. Его подвижность, т.е. способность покачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается благодаря конусу АзНИИ. Для глубоких скважин с малым зазорам растекаемость растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТУ, если диаметр расплывающегося раствора не менее 180 м при водоцементном отношении 0,5.

Исследование параметра растекаемости тампонажных растворов

 Плотность тампонажного раствора. Это критерий оценки качества тампонажного раствора. Колебание его плотности при цементировании показывает на изменение его водоцементного отношения, это является нарушение технологического режима. Уменьшение плотности приводит к ухудшению свойств камня. Следует строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонения от заданной величины, что составляет 0,02 г/см3.

Свойства тампонажных растворов
Свойства тампонажных растворов

Сроки схватывания тампонажного раствора. С помощью этих параметров определяется пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины. Для определения этих сроков при температуре 22 и 75 С применяют прибор, называемый иглой Вика. Сроки схватывания растворов подбирают исходя из конкретных условий.

Тампонажные растворы для бурения скважин

 Вспенивание. При закачке раствора в скважину необходимо обеспечить точность подсчета объема прокачиваемого раствора. При приготовлении раствора очень часто образуется очень много пены что дает неверное представление о количестве закаченного раствора в скважину. Способность раствора к вспениванию определяют в лаборатории.

Вспенивание тампонажных растворов различными реагентами
Вспенивание тампонажных растворов различными реагентами

Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин необходимо устанавливать изменения загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. Для определения этого параметра применяют консистометры КЦ-3 и КЦ-4.

Исследование параметров загустевания и консистенции тампонажных растворов

 Водоотдача цементного раствора. Нестабильность раствора является его расслоение, образование зон воды и цементного теста, несплошности цементного камня в заколонном пространстве скважины. Мероприятия повышение стабильности тампонажных растворов является уменьшение их водоотдачи.

Диаграмма для определения водоотдачи тампонажного раствора
Диаграмма для определения водоотдачи тампонажного раствора

Механическая прочность цементного камня. Она характеризуется пределами прочности на изгиб образцов-балочек. Прочность по ГОСТу должен обладать цементный камень на 2-е сутки твердения в водной среде при некоторой температуре. В зацементированном заколонном пространстве скважине могут возникать растягивающие, сжимающие и изгибающие напряжения.

Определение прочности цементного камня

Эксплуатация газоконденсатных скважин

 В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы: чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метана (94-98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-Ставропольское, Уренгойское и Медвежье (всеноманских отложениях).

Виды углеводородных месторождений
Виды углеводородных месторождений

 В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70-90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например, Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде месторождений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия).

Схема установки для очистки газа от кислых компонентов
Схема установки для очистки газа от кислых компонентов

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Фонтанный способ добычи нефти и газоконденсата
Фонтанный способ добычи нефти и газоконденсата

Следует отметить, что добычу газа ведут из одного продуктивного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения). Для обеспечения нормальных условий эксплуатации газовых скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоком газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Добыча газоконденсата и нефти фонтанным способом

 Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны описанным нефтяным скважинам. Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата (на газоконденсатных месторождениях). Решение этой основной задачи эксплуатации газовых скважин во многом зависит от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

Установка для очистки газа от агрессивных компонентов
Установка для очистки газа от агрессивных компонентов

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта, т.е. при выходе из призабойной зоны пласта большого количества песка, на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважины. При равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважины составляет всего 5 % дебита газа незасоренной скважины. Даже если проницаемость песчаной пробки будет в 10 раз больше, чем у продуктивного пласта, то и в этом случае дебит скважины не превысит 10 % дебита незасоренной скважины. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины; наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины.

Пескопроявления в забое скважины
Пескопроявления в забое скважины

В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5-2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей. Проволочные фильтры - это отрезки труб с крупными круглыми отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки. Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважины. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважины.

Промывка газоконденсатной скважины
Промывка газоконденсатной скважины

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей).

Применение пенообразователей при добыче газоконденсата
Применение пенообразователей при добыче газоконденсата

К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого, числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах - одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ - пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сильные пенообразователи - сульфанол, синтетические моющие порошки ("Кристалл", "Луч") и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа.

Поверхностно-активные вещества
Поверхностно-активные вещества

Если газовая скважина эксплуатируется на месторождениях с кислыми газами, содержащими большое количество сероводорода и углекислого газа, то главное - это защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование с помощью веществ - ингибиторов коррозии; применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий; использование электрохимических методов защиты от коррозии; использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.

Ингибиторы коррозии
Ингибиторы коррозии

Наибольшее распространение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т.е. вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается. В практике эксплуатации газовых скважин применяют различные схемы ввода ингибиторов: инжекцию ингибиторов в межтрубное пространство; закачку ингибиторов непосредственно в пласт, введение ингибиторов в твердом состоянии. В межтрубное пространство ингибитор инжектируют с помощью специальной ингибиторной установки.

Ингибиторная установка
Ингибиторная установка

Ингибитор в строго дозированном количестве под действием силы тяжести постоянно подается в межтрубное пространство, поступает на забой скважины и потоком газа по фонтанным трубам выносится на поверхность. Наличие в потоке газа с агрессивными компонентами ингибитора позволяет снизить скорость коррозии и заметно ослабить ее опасные последствия. Для борьбы с сероводородной коррозией эффективно вводить ингибиторы непосредственно в пласт. Ингибиторы в пласты закачивают с помощью цементировочных агрегатов под давлением один раз за время от 3 до 12 мес. Однако при закачке ингибиторов непосредственно в пласты необходимо принимать меры, предотвращающие загрязнение капиллярных каналов пласта.

Сероводородная коррозия
Сероводородная коррозия

Легированные коррозионно-стойкие стали используют для изготовления внутрискважинного оборудования (пакеры, циркуляционные и предохранительные клапаны и др.). В отдельных случаях для фонтанных и обсадных труб применяют алюминиевые сплавы - дюралюмины Д16Т, Д16АТ, хромистые нержавеющие стали марок 2X13, 1X13, Х13, Х9М, Х8.

Последствия коррозии газодобывающего оборудования
Последствия коррозии газодобывающего оборудования

При протекторной защите фонтанных и обсадных труб последние контактируют с пластинами из более электроотрицательных металлов (магния, цинка). В этом случае коррозионному разрушению подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные металлы анода. Если для защиты труб и оборудования применяют катодную защиту, то от источника постоянного тока (катодной станции) на трубы или оборудование подают отрицательный потенциал, а на рядом расположенный отрезок трубы (анод) - положительный потенциал, что приводит к разрушению анода и к сохранению без разрушения катода, т.е. металла труб или оборудования.

Электрохимическая коррозия и способы защиты от неё

 В практике эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, как уже было сказано, встречаются однопластовые и многопластовые месторождения. Эксплуатацию многопластовых газовых или газоконденсатных месторождений можно вести двумя способами. При первом способе для извлечения газа из продуктивных пластов на каждый пласт пробуривают свои скважины, что приводит к значительному увеличению числа скважин и повышению капитальных затрат для разработки такого месторождения. При втором способе извлечение газа и газового конденсата из двух или более пластов выполняют одной скважиной. При этом значительно сокращается число скважин, а следовательно, и капитальные затраты и увеличивается дебит каждой скважины. При эксплуатации многопластовых месторождений одной скважиной наиболее часто применяют раздельный отбор газа из каждого пласта с использованием различных схем. Обязательным для любой из схем является применение пакеров. Пакер - это разделитель или разобщитель пластов. Уплотнение в пакере создают за счет применения уплотнительных колец из резины или фторопласта. Пакер закрепляют на резьбе между фонтанными трубами и вместе с колонной фонтанных труб опускают в скважину, оснащенную обсадными трубами. При раздельной эксплуатации применяют как одну, так и несколько колонн фонтанных труб, соответствующих числу пластов. Возможна эксплуатация нескольких пластов одной скважиной и без разделения пластов, когда газ из всех пластов поступает в скважину, перемешивается и по фонтанным трубам выходит на поверхность. Однако в этом случае невозможно контролировать и регулировать разработку отдельных пластов.

Разделительные пакеры для газоконденсатных скважин
Разделительные пакеры для газоконденсатных скважин

Как известно, освоение и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области сопровождается интенсивным гидратообразованием в стволе скважины, устьевой запорной арматуре, шлейфах и других наземных коммуникациях. Некоторыми учеными были рассмотрены способы предупреждения гидратообразования и ликвидации гидратных пробок. Ниже приводятся данные, которые будут способствовать выбору оптимальных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин неокомских залежей, характеризующихся низкой и средней продуктивностью.

Механизм гидратообразования на газовом промысле
Механизм гидратообразования на газовом промысле

Прежде всего, необходимо установить, при каких условиях для данных залежей на глубинах 2300-3000 м наступает безгидратный режим работы вследствие прогрева ствола скважин восходящим потоком газа. В этом отношении характерно освоение скв. 58 Уренгойского месторождения и скв. 37 Заполярного месторождения. В скв. 58 после замены глинистого раствора водой и снижения ее уровня в колонне получен газоконденсатный фонтан из интервалов 2885-2898 и 2915- 2923 м. Отработка скважины велась по затрубному пространству через 2,5-дюймовые трубы в течение 13,5 часов и по НКТ через штуцер диаметром 22 мм – 4,5 часа. Затем скважина исследована на продуктивность, результаты приведены на диаграмме. Из рисунка видно: освоение и исследование на всех этапах работы проводились в безгидратном режиме (кривая «давление-температура» на режимах проходит выше и правее равновесной гидратообразования).

Диаграмма безгидратного режима работы скважины Уренгойского месторождения
Диаграмма безгидратного режима работы скважины Уренгойского месторождения

В скв. 37 на глинистом растворе с удельным весом 1,2 г/см3 зарядами ПКС-105, с плотностью 7 отверстий на 1 погонный метр вскрытой мощности, перфорирован интервал 2878-2885 м. Приток после спуска НКТ на глубину 2882 м вызван сменой раствора на воду, понижением уровня воды в колонне путем свабирования с одновременной подкачкой воздуха в затрубное пространство компрессором низкого давления. После понижения уровня скважину остановили на приток при закрытом на устье затрубном пространстве. Через 14 часов при устьевом давлении 160 кгс/см2 произошел прорыв газа под башмак НКТ, и скважина перешла на фонтанирование газоконденсатом. В отличие от скв. 58 здесь на всех режимах работы отмечалось гидратообразование на глубинах ниже 190-450 м. что подтверждалось спуском глубинных приборов. Для ликвидации гидратов и предупреждения их образования при остановке скважины в НКТ закачивали раствор хлористого кальция с удельным весом 1,2 г/см3. Результаты освоения и исследования представлены на диаграмме.

Диаграмма безгидратного режима работы скважины Заполярного месторождения
Диаграмма безгидратного режима работы скважины Заполярного месторождения

На основе сопоставления рассмотренных примеров можно предположить: при дебитах свыше 150-200 тыс. нм3/сут. скважины будут работать в безгидратном режиме за счет прогрева ствола восходящим потоком газа. Это подтверждается опытом растепления газоконденсатных скважин. При дебитах же до 50-100 тыс. нм3/сут., как правило, отмечается гидратообразование различной интенсивности, для предупреждения которого проверялась опытным путем эффективность инъекции антигидратного ингибитора в призабойную зону пласта перед вызовом притока. В исследуемой скважине вскрыт перфорацией интервал 2446-2455 м. По промыслово-геофизическим данным объект испытания характеризуется отрицательной амплитудой потенциала СП в 55 мВ, положительным приращением по микрозондам, сужением ствола скважины по каверномеру, кажущимися сопротивлениями, равными по импульсному каротажу 8-18, боковому – 23-30 и микробоковому – 25-32 Ом/м. При испытаниях из этого интервала получен фонтанирующий приток газоконденсата. Скважина исследована на продуктивность и газоконденсатность. Впоследствии планировалось также провести пробную эксплуатацию на режиме с дебитом газа 25,4 тыс. нм3/сут, что практически соответствовало бы производительности при свободном фонтанировании.

Свободное фонтанирование газоконденсата
Свободное фонтанирование газоконденсата

При исследовании скважины в НКТ отмечались отложения гидратов на глубинах 320-450 м, для ликвидации которых применялись закачка раствора хлористого кальция высокой концентрации и продувка в атмосферу из-под накопления. Попытки вывести скважину на устойчивую работу на планируемом режиме пробной эксплуатации в течение 22 суток оказались безуспешными из-за постоянного гидратообразования.

Использование хлористого кальция для предупреждения гидратообразования
Использование хлористого кальция для предупреждения гидратообразования

Для обоснования режима безгидратной эксплуатации произвели глушение скважины 2 % раствором хлористого кальция, а затем нагнетание в пласт 13.4 м3 раствора хлористого кальция 20%(масс.) концентрации. Как показало повторное освоение, скважина фонтанировала без заметного гидратообразования и на режиме с дебитом газа около 11 тыс. нм3/сут работала в течение 9 суток. За это время с профилактической целью в неподвижный газ через лубрикатор каждые 4 часа закачивали 20 л раствора хлористого кальция 30%-ной концентрации. В результате выяснилось: инъекция антигидратного ингибитора в призабойную зону способствовала осушке пласта и резко снижала гидратообразование в малодебитных газоконденсатных скважинах, поэтому данный способ рекомендуется как эффективное средство борьбы с гидратами.

Система предупреждения гидратообразования в скважинах
Система предупреждения гидратообразования в скважинах

Иная картина наблюдается при обработке скважин, находящихся в консервации или временно простаивающих под давлением газа. Здесь постоянно образуются гидраты при наличии в стволе растворов хлористого кальция, применяющегося в качестве антигидратного ингибитора. Вероятно, вследствие свободной конвекции пары воды из раствора электролита переносятся газом вверх по стволу скважины, где конденсируются в капельножидкую влагу и становятся источником гидратообразования. При теплофизических свойствах природных газов, соответствующих реальным условиям, объемы переносимого при свободной конвекции газа, а вместе с ним и паров воды, могут достигать больших размеров и способны в короткое время полностью перекрыть ствол скважины гидратами. Это явление существенно снижает эффективность применения электролитов как ангидратных ингибиторов при остановках или временной консервации скважин под давлением газа, но на практике, как правило, пока недооценивается. Видимо, при консервации газовых и газоконденсатных скважин в подобных условиях в качестве понизителей точки росы целесообразно применять такие ингибиторы, как метанол, а при разведке месторождений все работы по испытанию проводить безостановочно с использованием более дешевых и безопасных ингибиторов-электролитов.

Схема установки для внесения антигидратных ингибиторов
Схема установки для внесения антигидратных ингибиторов

Интенсивное и значительное по своим масштабам гидратообразование, связанное в большинстве случаев с нарушением технологии проводимых работ, происходит при глушении скважин. Причем, если вредные последствия повышенного влагосодержания газа при освоении скважин можно снизить вышеназванными способами до минимума, то при глушении газовых фонтанов требуется безукоризненное выполнение технологической дисциплины. Объясняется это, прежде всего недостаточной технической оснащенностью производственных подразделений, которые ведут работы в труднодоступной местности на значительном удалении от баз экспедиций. Так, при глушении неуправляемых газовых фонтанов применяется метод полного насыщения потока газа жидкой фазой с помощью насосов нагнетания, развивающих высокую производительность. При испытании же скважин, когда имеется всего один агрегат типа ЦА-320 или АН-400, как это и бывает на самом деле, полностью исключается возможность глушения при форсированном или даже свободном фонтанировании газа по свободному газоотводящему каналу скважины.

Цементировочный агрегат ЦА-320 на автомобильном шасси
Цементировочный агрегат ЦА-320 на автомобильном шасси

При недостаточной мощности насосного парка единственно приемлемым способом глушения является способ поршневого вытеснения газа жидкостью из газоотводящего канала. Для этого необходимо поддерживать такие скорости движения газа у устья (здесь давление движущегося потока наименьшее), при которых жидкость не будет подхватываться газом и выноситься на поверхность. Как показала практика эксплуатации гравитационных сепараторов, таким требованиям отвечает скорость, вертикальная составляющая которой не превышает 0,15 м/с. Это очень низкий предел и выдерживать его из практических соображений не всегда выгодно. Видимо (исходя из промыслового опыта), вертикальную составляющую скорости к окончанию процесса можно доводить до 2 м/с, создавая соответствующее противодавление установкой на устье диафрагмы малого сечения. При такой скорости на контакте газ-жидкость будет отмечаться явление, подобное кипению, наиболее опасное с точки зрения гидратообразования из-за большой площади контакта жидкой и газообразной фаз. Поэтому в качестве профилактического мероприятия целесообразна закачка (в первых порциях) небольшого объема обычно применяемого антигидратного ингибитора.

Схема вытеснения газа жидкостью из скважины
Схема вытеснения газа жидкостью из скважины

Итак, для предупреждения гидратообразования рекомендуются: вывод скважины на безгидратный режим работы путем прогрева ствола восходящим потоком газа в высокодебитных или нагнетание антигидратного ингибитора в. призабойную зону пласта перед вызовом притока в малодебитных газоконденсатных скважинах; применение при временных остановках или консервации скважин под давлением метанола, вместо обычно используемых растворов электролитов; строгое соблюдение технологических требований при глушении скважин.

Прогрев ствола газоконденсатной скважины
Прогрев ствола газоконденсатной скважины

Термодинамические расчеты и практика исследования скважин показывают, что в скважинах и шлейфах на Медвежьем месторождении в начальный период их эксплуатации возможно образование гидратов. Время прогрева скважин и шлейфов до выхода на безгидратный режим зависит от дебита скважин, способа прокладки и изоляции шлейфов, условий окружающей среды и может колебаться от нескольких часов до нескольких месяцев. В связи с этим при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя в зимний период необходимо принимать меры по предупреждению гидратообразования.

Изоляция шлейфов газоконденсатной скважины
Изоляция шлейфов газоконденсатной скважины

Одним из методов предупреждения гидратообразования в стволе скважины и шлейфе является периодическая закачка ингибиторов гидратообразования в пласт. При эксплуатации скважины после закачки ингибитор постепенно выносится из пласта потоком газа, обеспечивая безгидратный режим работы скважины и шлейфа в течение нескольких месяцев. Метод опробован на Мессояхском месторождении и дал положительные результаты. Концентрация находящегося в пласте ингибитора определяет понижение равновесной температуры гидратообразования. Зная состав и количество выносимого ингибитора, как функцию времени, а также термодинамические условия в скважине и шлейфе, можно найти время безгидратной эксплуатации технологической линии после закачки. На основе лабораторных и теоретических исследований предлагается следующая математическая модель процесса.

Закачка ингибиторов гидратообразования в пласт
Закачка ингибиторов гидратообразования в пласт

По факторам, определяющим вынос ингибитора после закачки, процесс распадается условно на два этапа.

Начальный этап подчиняется в основном законам подземной гидравлики. В это время имеет место режим неустановившейся фильтрации двухфазного флюида с постепенным понижением насыщенности призабойной зоны ингибитором до равновесной, при которой вынос жидкой фазы практически прекращается. Ввиду кратковременности и сложности расчета продолжительность этого этапа может быть определена опытной закачкой ингибитора на промысле. Можно считать его законченным при установившемся постоянном дебите газа. По данным закачек на Мессояхском месторождении продолжительность начального этапа составляет 3-5 суток.

Процесс ингибирования подчиняется законам подземной гидравлики
Процесс ингибирования подчиняется законам подземной гидравлики

Второй этап характеризуется процессом постепенного изменения состава ингибитора в пласте за счет выпадения из газа влаги из-за изменения термодинамических условий при движении газа в зоне закачки, поглощения влаги ингибитором вследствие меньшей упругости паров воды над его раствором и выноса летучего ингибитора в паровой фазе. При этом идет вынос лишнего (сверх достигнутой равновесной насыщенности) количества разбавляемого влагой ингибитора.

Выпадение влаги из газа
Выпадение влаги из газа

Основным критерием, определяющим безгидратную эксплуатацию скважин, является концентрация отработанного ингибитора, выносимого потоком газа, при которой обеспечивается достаточное снижение температуры гидратообразования в рассматриваемой технологической линии. Концентрация закачанного в пласт ингибитора уменьшается первоначально из-за разбавления пластовой водой, а затем, при эксплуатации скважины, водой, выделившейся из газа при изменении термодинамических условий. Первоначальное изменение концентрации можно определить либо замером плотности жидкости, выносимой из скважины непосредственно после закачки, либо расчетом, зная параметры пласта и остаточную водонасыщенность.

Остаточная водонасыщенность пластовых пород
Остаточная водонасыщенность пластовых пород

Однако конечная концентрация ингибитора К2 не может быть ниже допустимой концентрации Кд, которая определяется необходимым для данных термодинамических условий снижением температуры гидратообразования в технологической линии и является известной. До минимально допустимой концентрации смесь разбавляется за счет выделившейся из газа влаги.

Термодинамические условия газоконденсатной скважины
Термодинамические условия газоконденсатной скважины

Сбор, подготовка и переработка газового конденсата

В природном газе многих месторождений содержатся такие ценные компоненты, как этан, пропан, бутан, сера, гелий, конденсат. Содержание этана в природном газе ряда месторождений достигает более 3 %, пропана - до 21 %. Основные запасы конденсата сосредоточены в газоконденсатных месторождениях Тюменской и Оренбургской областей. В газе многих месторождений (более 150) содержится сероводород, являющийся исходным сырьем для получения серы. В настоящее время, как в нашей стране, так и в других странах наблюдается тенденция к более полному комплексному использованию всех флюидов, добываемых из недр, в том числе к комплексной переработке и использованию природного газа и конденсата на специально сооружаемых в местах добычи газа газохимических комплексах (ГХК).

Современный газохимический комплекс
Современный газохимический комплекс

Природный газ, находясь в продуктивных пластах газовых месторождений, в зависимости от глубины залегания и термобарических условий, имеет различный компонентный состав. Как правило, с увеличением глубины залегания пластов в газе возрастает содержание конденсата, т.е. тяжелых углеводородов от пентана и выше, которые в пластовых условиях чаще находятся в паровой фазе, но при снижении давления в потоке добываемого газа в скважине, а позднее и в пласте, испытывают обратную (ретроградную) конденсацию. В глубоко залегающих пластах могут также присутствовать нефтяные оторочки газоконденсатных залежей, и такие залежи относятся к двухфазным.

Классификация двухфазных залежей углеводородного сырья
Классификация двухфазных залежей углеводородного сырья

В газе некоторых месторождений содержатся кислые компоненты: сероводород и углекислый газ, вызывающие сильную коррозию металлов, быстро разрушающую трубопроводы, выполненные из обычной углеродистой стали. Компонентом пластового газа является также насыщенный водяной пар, количество которого выраженное в граммах на 1 м3, определяет влажность газа. В процессе движения газа в пласте к забою скважины, затем по её стволу на поверхность и далее по газосборным трубопроводам на пункты сбора, газ все время охлаждается, во-первых, за счет его дросселирования, во-вторых, за счет теплоотдачи в стенки труб, поэтому водяной пар в газе конденсируется в водную фазу, которая при попадании в магистральный газопровод ухудшает его гидравлическое состояние и может привести к образованию кристаллогидратов.

Кристаллогидраты
Кристаллогидраты

Кроме того, поступающий из пласта газ может выносить в своем потоке частицы пород (песок), которые слагают продуктивный пласт, в результате чего в скважинах и газосборных трубопроводах происходит абразивное изнашивание труб, крестовин фонтанной арматуры и особенно запорных органов задвижек, кранов, регуляторов давления, штуцеров, измерительных диафрагм и других устройств.

Очистка газопровода от песка
Очистка газопровода от песка

Таким образом, добываемый природный газ перед подачей его в магистральный газопровод необходимо освободить от жидкой фазы: воды и жидких углеводородов, путем его сепарации, при этом отделяются и механические примеси, понизить содержание в газе водной и углеводородной паровых фаз, т.е. произвести осушку газа по воде и тяжелым углеводородам, а также удалить кислые газы.

Комплекс осушки природного газа

 Степень осушки газа оценивается температурой его точки росы по воде – самой высокой температурой газа, при которой водяной пар в газе становится насыщенным, но при этом еще сохраняется термодинамическое равновесие между паровой (газообразной) и жидкой фазами воды. При дальнейшем понижении температуры газа водяной пар конденсируется в капельную влагу.

Наружная установка по осушке газа

 В зависимости от характера расположения скважин газосборный коллектор на месторождении мог быть один, вытянутый по его длинной оси (линейная схема), или коллекторов было несколько, расходящихся от газосборного пункта по различным направлениям (лучевая схема), на более крупных месторождениях иногда прокладывался кольцевой коллектор, обеспечивающий повышенную надежность сбора газа в случаях возникновения аварийной ситуации на одном из его участков. Однако, все эти схемы характерны в основном только для газодобывающих районов умеренной или южной климатических зон, где газовые месторождения разбуривались одиночными вертикальными скважинами, расположенными в основном по равномерным сеткам, а оборудование сборных пунктов монтировалось на открытых площадках.

Виды газосборных промысловых коллекторов
Виды газосборных промысловых коллекторов

На крупных и особенно уникальных газовых месторождениях Крайнего Севера описанные схемы сбора газа оказались неприемлемыми т.к. требовали повышенных затрат, вызванных большим количеством газосборных пунктов, которые должны быть укрыты в отепленных помещениях и к ним должны быть проложены дороги для обслуживания. Кроме того, транспортировка неосушенного газа по коллекторам при низких температурах связана с интенсивным гидратообразованием, для предупреждения которого необходимо подавать в коллектора ингибитор гидратообразования или осуществлять подогрев газа.

Гидратообразование и его предотвращение

 В 50-е годы в Средней Азии и на Северном Кавказе были открыты более значительные по запасам газовые и газоконденсатные месторождения и среди них такие крупные, как Газлинское, Северо-Ставропольское и Шебелинское и в эти годы основное применение нашел групповой централизованный способ сбора газа. Он заключается в том, что газ от скважин в основном по индивидуальным шлейфам, подается на установки предварительной подготовки (УППГ), где производится его учет и первичная сепарация. Затем газ подается в закольцованную систему газосборных коллекторов, по которой поступает на головные сооружения, где проходит окончательную подготовку и подается в магистральный газопровод.

Установка предварительной подготовки газа
Установка предварительной подготовки газа

Однако целый ряд газовых и газоконденсатных месторождений в районах Крайнего Севера средних и значительных по запасам газа в 60-70-е годы еще осваивался традиционными методами. Так Пунгинское, Похромское, Игримское месторождения в Березовском районе и Медвежье (объекты пробной эксплуатации) в Надымском районе Тюменской области, Мессояхское и Соленинское – в Усть-Енисейском районе Красноярского края, Усть-Вилюйское, Средне – Вилюйское, Неджелинское – в Якутии, Вуктыльское – в республике Коми разрабатываются равномерными сетками одиночных вертикальных скважин с индивидуальным сбором газа на одной или нескольких установках комплексной подготовки газа (УКПГ), за исключением законсервированного в настоящее время Мессояхского месторождения, где имелся еще пункт предварительной сепарации.

Строительство нового газохимического комплекса

    Сбор газового конденсата

Существует несколько схем сбора газа и газового конденсата на промыслах: линейная, кольцевая, групповая. Конкретный выбор схемы сбора газа зависит от многих причин, в числе которых геологические условия месторождения, состав и свойства добываемой продукции газовых скважин, способа подготовки газа и газового конденсата к транспортировке, требований потребителей и другие факторы. Каждая газовая скважина соединяется с газосборными коллекторами газопроводами-шлейфами. Газосборные коллекторы соединяют газопроводы-шлейфы с установками комплексной подготовки газа (УКПГ). При наличии на месторождении нескольких УКПГ их соединяют между собой соединительными газопроводами.

Схема сбора газа и газового конденсата
Схема сбора газа и газового конденсата

Наибольшее применение на новых газовых и газоконденсатных месторождениях получила централизованная система сбора. Газ и газовый конденсат от группы скважин по индивидуальным газопроводам-шлейфам поступают на УКПГ и затем после подготовки на каждой УКПГ - в газосборный коллектор и на головные сооружения (ГС). Следует отметить, что на первых стадиях разработки газовых месторождений широко применяли индивидуальные схемы сбора газа, когда на каждую скважину устанавливали свой комплекс оборудования для подготовки газа. Эта схема сбора газа отличалась высокой степенью надежности, так как выход из строя одной индивидуальной установки не прекращал работы всей системы. Однако из-за ряда крупных недостатков - большой металлоемкости и рассредоточенности объектов, повышенной численности обслуживающего персонала, сложной системы водо- и теплоснабжения эта система в настоящее время не применяется.

Передвижная установка для сбора газового конденсата

 На современных газовых месторождениях система сбора и подготовки газа включает следующие сооружения: установку предварительной подготовки газа (УППГ), установку комплексной подготовки газа (УКПГ) и ГС. Это общая схема, так как в зависимости от характера месторождения (чисто газовое или газоконденсатное) и других факторов процессы подготовки газа могут в основном сосредоточиваться на УППГ, УКПГ или на УКПГ и ГС. Например, если месторождение чисто газовое, то вся подготовка газа сосредоточивается на УКПГ, а на УППГ выполняют только замер объемов продукции, поступившей от каждой газовой скважины. На газоконденсатных месторождениях на УППГ выполняют не только замер объема продукции каждой скважины, но и частичное отделение влаги и конденсата.

Установка комплексной подготовки газа
Установка комплексной подготовки газа

    Сепарация газового конденсата

Природный газ и газовый конденсат, направляемые промышленным и бытовым потребителям, должны отвечать стандартам или техническим условиям их транспортировки, хранения, поставки и использования (ОСТ 51.40–93). С этой целью осуществляется промысловая подготовка газового конденсата, которая предусматривает проведение процессов низкотемпературной сепарации и стабилизации газового конденсата.

Схема промысловой подготовки газового конденсата
Схема промысловой подготовки газового конденсата

Низкотемпературная сепарация газа (газового конденсата) представляет собой технологический процесс, предназначенный для выделения из потока природного газа в промысловых условиях углеводородного конденсата и влаги при низких температурах, полученных, за счет дросселирования, основанного на эффекте Джоуля - Томсона.

 

Эффект Джоуля-Томсона
Эффект Джоуля-Томсона

 Низкотемпературная сепарация осуществляется при температуре от - 15 С в циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа, т.к. при низких температурах удается более полно провести удаление влаги и конденсата. Адсорбционный метод осушки газа основан на применении междуадсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми веществами-адсорбентами. В качестве адсорбентов используют твердые пористые вещества: активированные угли, силикагели, цеолиты. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорбцией. Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы определяется отраслевым стандартом РАО Газпром, где устанавливается точка росы по влажности в разных климатических зонах. Точка росы - это температура, до которой должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов.

Схема низкотемпературной сепарации газа
Схема низкотемпературной сепарации газа

 Низкотемпературная сепарация (НТС) применяется для отделения (сепарации) газового конденсата и воды при низких температурах, полученных за счет дроссель-эффекта, подключения турбодетандерного агрегата.

Блочный турбодетандерный агрегат
Блочный турбодетандерный агрегат

 Низкотемпературная сепарация позволяет увеличить выход газового конденсата и снизить влажность газа с помощью эффекта Джоуля - Томсона. При достаточно высоком давлении на головке скважин для осушки газа преднамеренно образуют гидраты углеводородов в соответствии с равновесными условиями газ-гидрат при низкой температуре. Температуры, которые могут быть достигнуты при охлаждении газа путем расширения, обеспечивают также значительное повышение выхода газового бензина.

Ультразвуковая низкотемпературная сепарация газоконденсата

 Низкотемпературная сепарация, если она применяется лишь для осушки газа, как правило, не может быть оправдана и эффективна только до тех пор, пока пластовое давление достаточно велико. По мере истощения залежи, естественного снижения температуры газа за счет его штуцирования становится недостаточно. Возникает необходимость либо в применении искусственного холода, либо в сооружении абсорбционных и адсорбционных установок для извлечения из газа тяжелых углеводородов и паров воды.

Абсорбционная установка для извлечения газоконденсата
Абсорбционная установка для извлечения газоконденсата

 Установка низкотемпературной сепарации газового конденсата (НТС) состоит из сепараторов-каплеотбойников жидкости и твердой фазы; теплообменников; приборов или машин для редуцирования давления; низкотемпературного сепаратора; конденсатосборников; приборов регулирования температуры, давления, уровней жидкости. Как правило, каждая скважина имела свою технологическую нитку или УНТС.

Установка низкотемпературной сепарации газового конденсата
Установка низкотемпературной сепарации газового конденсата

Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в каплеотбойник жидкости и твердой фазы, отделяется в нем от капель жидкости и твердых частиц, затем поступает в теплообменник и предварительно охлаждается в нем встречным потоком холодного газа. Редуцирование проходит в редукционном аппарате, охлаждается до заданной ОСТом температуры. Для предотвращения образования гидратов в поток газа перед штуцером вводится ингибитор гидратообразования ДЭГ. При давлении максимальной конденсации рсгаз отделяется от жидкости и твердой фазы в нем, частично или полностью проходит теплообменник 5, нагревается за счет теплоты потока газа, идущего из скважины. Затем газ поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП). Там он окончательно доводится до товарных кондиций, его измеряют и распределяют по потребителям. Отделившийся конденсат направляют на ПГСП, где его стабилизируют, замеряют и распределяют по потребителям. Постепенное снижение давления углеводородного конденсата производится с целью получения максимального выхода стабильного конденсата. При одноразовом снижении давления выход конденсата будет меньшим, так как при резком снижении давления, прежде всего, выделяются легкие углеводороды, увлекая за собой большое количество тяжелых углеводородов (С5+), которые при атмосферных условиях представляют собой жидкость.

Промысловый газосборный пункт
Промысловый газосборный пункт

ДЭГ отделяется от сконденсированной жидкости и, после регенерации, используется вновь. При низкотемпературной сепарации одновременно происходит отделение влаги и тяжелых углеводородов. Давление максимальной конденсации газоконденсатной смеси при рабочих температурах сепарации газа на промысле зависит от молярного содержания С5+ в пластовом газе и массового содержания метановых углеводородов во фракции конденсата, выкипающей в интервале температур.

Отделение газоконденсата от других углеводородов
Отделение газоконденсата от других углеводородов

Установку низкотемпературной сепарации газового конденсата размещают на групповом пункте сбора и промысловой подготовки (переработки) газа (ГП, УКПГ). Шлейфы, идущие от скважин к групповым пунктам (ГП), охлаждают нагретый поток газоконденсата, выходящий из скважин, и служат в этом случае холодильниками. В северных районах шлейфы могут нагревать более холодный газ, идущий от скважин, и будут подогревателями. При эксплуатации газоконденсатных залежей без поддержания пластового давления в условиях газового или упруговодонапорного режимов давление газа в залежи, на забое и устье скважины, перед редукционным аппаратом уменьшается. Давление в низкотемпературном сепараторе поддерживается постоянным. Следовательно, перепад давления, используемый для охлаждения газа при его расширении, уменьшается. При эксплуатации газоконденсатных залежей в рыхлых или слабосцементированных газосодержащих породах дебиты газовых скважин уменьшаются. При неизменности давления в низкотемпературном сепараторе, пропускная способность его будет использоваться не полностью.

Механические жалюзийные сепараторы
Механические жалюзийные сепараторы

В простейшей схеме УНТС в качестве редукционного органа используют насадки постоянного сечения - штуцеры. В процессе дросселирования газа в штуцере (снижение давления газа при постоянной энтальпии) температура газа снижается на 2—4 °С на 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, равное 3 °С на 1 МПа. Холод жидкости в низкотемпературном сепараторе не используется в этой схеме НТС ни для предварительного охлаждения газа перед штуцером, ни для снижения перепада давления на штуцере для получения заданной температуры в сепараторе.

Турбодетандерные агрегаты
Турбодетандерные агрегаты

Низкотемпературная сепарация представляет собой процесс однократной конденсации и разделения газа и жидкости. Даже при весьма низкой температуре 233К (– 40 °С) он не обеспечивает полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для получения холода, совмещает процессы осушки и отбензинивания газа, может осуществляться на несложном оборудовании.

Технологическая схема отбензинивания газа
Технологическая схема отбензинивания газа

При эксплуатации простейшей установки низкотемпературной сепарации газового конденсата были выявлены следующие недостатки: неэффективное использование давления в штуцере для получения низкой температуры; уменьшение коэффициента теплопередачи от нагретого потока газа к холодному из-за уменьшения скорости потока газа в теплообменнике; увеличение площади теплообменника из-за уменьшения средней разности температур и коэффициента теплопередачи; неполное извлечение пропана и бутанов из перерабатываемого сырья; недорекуперация холода из-за разности температур на теплом конце теплообменника; потери холода в окружающую среду при наличии разности температур на внешней поверхности теплообменника; значительная потеря холода с жидкостью, отводимой из низкотемпературного сепаратора.

Схема рекуперации испарений газоконденсата
Схема рекуперации испарений газоконденсата

Для более эффективного использования природного газа и получения низкой температуры в качестве редукционного органа используются: сопло Лаваля, вихревую трубу (труба Ранка), расширительные машины - детандеры.

Сопло Лаваля
Сопло Лаваля

    Стабилизация газового конденсата

Стабилизация газовых конденсатов перед отправкой их потребителям имеет ряд особенностей. Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С5+), смесь которых принято называть газовым конденсатом. Наряду с углеводородами С5+ конденсаты содержат также пропан, бутан и другие соединения. Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые или ароматические углеводороды.

Завод по стабилизации газового конденсата

 Газовый конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения в ходе разработки, с другой - от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Углеводородные конденсаты, получаемые при добыче природного газа, необходимо подвергать стабилизации перед дальнейшей переработкой с целью извлечения низкокипящих углеводородов (до С4-С5), а при переработке сернистого конденсата - и сероводорода.

Стабилизация газового конденсата
Стабилизация газового конденсата

Газовый конденсат, в основном, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от бледно-желтого до желтовато-коричневого из-за примесей нефти. Газовыми конденсатами можно назвать также смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемую газовым бензином, выделяемуя из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкую смесь тяжелых углеводородов, выносимую газом из скважин в капельном виде и отделяемую от газа методом низкотемпературной сепарации. Газовый бензин содержит в своем составе углеводороды от этана до гептана, включительно. Как товарный продукт нестабильный газовый бензин не находит применения, но входящие в его состав пропан, изобутан, Н-Бутан, изопентан и т.д., а также стабильный газовый бензин, имеют широкое применение.

Осветление и очистка газового конденсата в лабораторных условиях

 Сырой газовый конденсат, выносимый газом в виде капельной жидкости из скважины (10-500 г/м3) по своему составу более тяжелый и содержит углеводороды от этана (в малых количествах) до додекана (С12) и выше. Технология переработки этого конденсата включает процессы: стабилизации; обезвоживания и обессоливания; очистки от серосодержащих примесей; перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием). Иногда стабильный конденсат смешивают со стабильной нефтью, тогда последние 3 процесса совмещены с технологией первичной переработки нефти.

Схема первичной переработки нефти
Схема первичной переработки нефти

Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода: ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация), ректификация в стабилизационных колоннах, комбинирование сепарации и ректификации. Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления. Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор. Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы дегазации. Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней. Это объясняется тем, что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата.

Схема двухступенчатой дегазации газоконденсата
Схема двухступенчатой дегазации газоконденсата

Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата с 2-ступенчатой дегазацией включает в себя дроссели, сепараторы 1й и 2й ступени дегазации, товарные емкости. Согласно технологическому процессу происходит преобразование: нестабильный конденсат - газы дегазации 1й ступени - разгазированный конденсат - газы дегазации 2й ступени - конденсат в товарный парк – вода. Основные преимущества схем дегазации - это простота технологии, низкие металло- и энергоемкость процесса. Основной недостаток - это нечеткое разделение углеводородов, одни из которых являются целевыми для газов стабилизации, а другие - для стабильного газового конденсата. При ступенчатой дегазации газа давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.

Устройство для дегазации газового конденсата
Устройство для дегазации газового конденсата

Технология стабилизации конденсата ректификацией отличается тем, что сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн. Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др. Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2х или 3х колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан). На современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты. стабилизация конденсат дегазация ректификация

Схема ректификации газового конденсата
Схема ректификации газового конденсата

 Принципиальная схема типовой установки стабилизации конденсата с использованием 2х ректификационных колонн включает дегазацию конденсата в сепараторе, разделение отсепарированной жидкости из сепаратора на 2 потока. Один из них нагревается в теплообменнике и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны (АОК); другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК. Используются сепаратор; теплообменник; АОК, трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник нестабильный конденсат; стабильный конденсат; газы стабилизации; ШФЛУ. Технологический режим в АОК следующий: давление 1,9-2,5 МПа; температура вверху 15-20°С, внизу - 170-180°С.

Установка ректификации газового конденсата
Установка ректификации газового конденсата

Ректификатом АОК является фракция, состоящая в основном из метана и этана, остатком - деэтанизированный конденсат. Обычно газ сепарации из сепаратора объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия направляют в магистральный газопровод (МГП). Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор, работающий по схеме полной ректификационной колонны. С верха стабилизатора отбирают пропан-бутановую фракцию (ПБФ) или широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) , а из куба колонны отводят стабильный конденсат. Давление в стабилизаторе составляет 1,0-1,6 МПа. Для подвода тепла в кубы колонн используют трубчатые печи.

Абсорбционно-отпарная колонна
Абсорбционно-отпарная колонна

На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу газового конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в куб АОК как отдувочный газ. Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи. Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа включает сепаратор; рекуперативные теплообменники; АОК; трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник. Во время стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа согласно техпроцесса происходит преобразование: сырой конденсат- стабильный конденсат- газы стабилизации- ШФЛУ.

Абсорбционное извлечение газоконденсата
Абсорбционное извлечение газоконденсата

    Подготовка газового конденсата

При транспортировке газа и газового конденсата по трубопроводам возможно образование жидкостей (воды и углеводородного конденсата) и твердой фазы (кристаллогидратов углеводородных газов и льда). Это приводит к уменьшению пропускной способности трубопроводов, увеличению мощности силового привода компрессоров для сжатия газа, эрозии, коррозии и преждевременному износу газопровода, оборудования компрессорных станций, закупорке контрольно-измерительных и регулирующих приборов, загрязнению окружающей среды при продувке и очистке газопроводов, авариям, ухудшению технико-экономических показателей как добычи сырья и его переработки, так и магистрального транспортирования газа.

Коррозия газопровода
Коррозия газопровода

Товарные кондиции стабильного конденсата, используемого в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах, определяются ОСТ 51.65—80 «Конденсат газовый стабильный», введенным с 1 января 1982 г. Для конденсата в ОСТ установлены следующие показатели: давление насыщенных паров с 1 апреля по 30 сентября - не более 66 661 Па, с 1 октября по 31 марта - не более 93 325 Па; массовая доля воды - не более 0,1 %; массовая доля механических примесей - не более 0,005%; содержание хлористых солей - не более 10 мг/л; массовая доля общей серы не нормируется (определение по требованию потребителя); плотность при 20 °С не нормируется, определение обязательно.

Товарные кондиции углеводородного сырья
Товарные кондиции углеводородного сырья

Этот метод основан на изменении влажности газа в зависимости от температуры. При охлаждении газа часть влаги, находящейся в нем в паровой фазе, а также тяжелые углеводороды сконденсируются. После отделения от жидкости газ будет иметь более низкую точку росы (температуру начала конденсации). В этом методе применяется холод, полученный при дросселировании природного газа (эффект Джоуля – Томсона). При дросселировании газа на 0,1 МПа его температура понижается в среднем на 0,3 0С. При помощи штуцера можно достигнуть снижения температуры газа до 300С, в результате чего из газа выделяется значительное количество водяного и углеводородного конденсата.

Зависимость температуры точки росы от содержания углекислого газа
Зависимость температуры точки росы от содержания углекислого газа

Другой способ промысловой подготовки газа и извлечения газового конденсата, подлежащего транспортированию в однофазном состоянии по трубопроводу при его подземной прокладке, в частности, на месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. Способ подготовки газового конденсата к транспортированию по трубопроводу включает нагрев низкотемпературного конденсата, извлеченного из природного газа, его дегазацию и отделение водной фазы, дожатие дегазированного конденсата и его подачу в трубопровод с температурой грунта и упругостью паров, обеспечивающей транспортирование в однофазном состоянии. При этом производят нагрев низкотемпературного конденсата до температуры ниже значения, соответствующего температуре грунта с учетом повышения температуры конденсата при его дожатии, и нагрев до температуры грунта дегазированного дожатого конденсата. Техническим результатом изобретения является снижение потерь метанола, снижение количества газа дегазации и увеличение количества продуктового газового конденсата.

Фазовое равновесие газового конденсата
Фазовое равновесие газового конденсата

Газовый конденсат, являясь продуктом промысловой низкотемпературной установки, содержит углеводороды, воду и ингибитор гидратообразования (метанол). Подготовку извлеченного низкотемпературного конденсата к транспортированию по трубопроводу осуществляют путем его дегазации при определенных термобарических параметрах с последующим дожатием насосом. Требование однофазности транспортирования продуктового конденсата ограничивает область термобарических параметров концевой дегазации, сочетание которых определяет упругость паров транспортируемого конденсата - один из основных показателей качества. В общем случае однофазность транспортирования достигается, если температура дегазации не ниже максимально возможной, а давление не выше минимально возможного, которые могут иметь место при транспортировании конденсата. Несоблюдение этого правила по одному из параметров дегазации должно быть компенсировано адекватным изменением второго параметра.

Получение ингибитора гидратообразования метанола
Получение ингибитора гидратообразования метанола

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ подготовки конденсата к транспортированию по трубопроводу, включающий нагрев низкотемпературного конденсата, извлеченного из природного газа, его дегазацию и отделение водной фазы, дожатие дегазированного конденсата и его подачу в трубопровод с температурой грунта и упругостью паров, обеспечивающей транспортирование по трубопроводу в однофазном состоянии. Природный конденсатсодержащий газ подвергают ступенчатому охлаждению и отделению от него сконденсировавшейся жидкой фазы в блоке разделения, технологическая схема которого может быть любой. Для исключения гидратообразования в блоке разделения используют ингибитор (метанол). Выходящими потоками блока разделения являются продуктовый газ и низкотемпературный конденсат с нижней полуглухой тарелки низкотемпературного абсорбера, состоящий из углеводородного конденсата, метанола и воды. Низкотемпературный конденсат нагревают в рекуперативных теплообменниках, дегазируют и разделяют в трехфазном разделителе с получением газа дегазации, метанол-водной смеси (на схеме не указанной) и углеводородного конденсата, который дожимают насосом и подают в трубопровод для транспортирования до потребителя.

Устройство дожимающего компрессора
Устройство дожимающего компрессора

Характерной особенностью существующих способов подготовки газового конденсата является фиксирование температуры дегазации, которая с учетом некоторого (на 1,5...2,0 градуса) повышения температуры конденсата в процессе дожатия насосом, должна обеспечивать соблюдение температурного режима эксплуатации трубопровода в зоне многолетнемерзлых грунтов. Недостатками описанного способа являются большие потери растворенного в углеводородном конденсате метанола, большое количество газа дегазации, который необходимо дожимать, и заметные потери конденсатобразующих углеводородов с газом дегазации.

Устройство рекуперативного теплообменника
Устройство рекуперативного теплообменника

Задачей новой методики подготовки газового конденсата является снижение потерь метанола, снижение количества газа дегазации и увеличение количества продуктового газового конденсата. Технический результат достигается тем, что в способе подготовки газового конденсата к транспортированию по трубопроводу, включающем нагрев низкотемпературного конденсата, извлеченного из природного газа, его дегазацию и отделение водной фазы, дожатие дегазированного конденсата и его подачу в трубопровод с температурой грунта и упругостью паров, обеспечивающей транспортирование в однофазном состоянии, нагрев конденсата осуществляют до температуры ниже значения, соответствующего значению температуры грунта с учетом повышения температуры конденсата при его дожатии, а до температуры грунта нагревают дегазированный дожатый конденсат.

Завод по подготовке газового конденсата к транспорту

 Принципиальная технологическая схема, раскрывающая сущность предлагаемого способа, состоит в следующем. Природный конденсатсодержащий газ подвергают ступенчатому охлаждению и отделению от него низкотемпературного конденсата в блоке разделения, технологическая схема которого может быть любой. Для исключения гидратообразования в блоке используют ингибитор (метанол). Выходящими потоками блока являются продуктовый газ и низкотемпературный конденсат. Низкотемпературный конденсат нагревают в рекуперативном теплообменнике до температуры ниже значения, соответствующего значению температуры грунта с учетом повышения температуры конденсата при его дожатии. Нагретую конденсат-метанол-водную смесь с образовавшейся газовой фазой дегазируют и разделяют в трехфазном разделителе с получением газа дегазации, метанол-водной смеси и углеводородного конденсата, в состав которого входят растворенные метанол и вода. Углеводородный конденсат дожимают насосом и подают в рекуперативный теплообменник, в котором осуществляют окончательный его нагрев перед подачей в трубопровод в качестве продукта. Теплопередающими потоками в теплообменниках являются потоки газа и/или жидкости.

Схема разделения конденсат-метанол-водной смеси
Схема разделения конденсат-метанол-водной смеси

Отличительными признаками предлагаемого способа являются нагрев низкотемпературного конденсата до температуры ниже значения, соответствующего температуре грунта с учетом повышения температуры конденсата при его дожатии, и нагрев до температуры грунта дегазированного дожатого конденсата. Указанная совокупность признаков приводит к снижению потерь метанола за счет меньшей его растворимости в углеводородном конденсате при пониженной температуре разделения углеводородной и водометанольной фаз. Кроме того, с понижением температуры дегазации снижается количество газа дегазации и соответственно увеличивается количество дегазированного, т.е. продуктового конденсата. Таким образом, предлагаемый способ подготовки газового конденсата к транспортированию по трубопроводу обеспечивает требуемую температуру конденсата, снижение потерь метанола, снижение количества газа дегазации и увеличение количества продуктового конденсата.

Диаграмма суммарного расхода метанола при подготовке газоконденсата
Диаграмма суммарного расхода метанола при подготовке газоконденсата

    Транспортирование газового конденсата

Высокие темпы развития нефтяной и газовой промышленности предопределяют значительный рост объемов добычи газового конденсата. В связи с этим важное значение приобретает проблема транспортирования газоконденсата на большие расстояния. В зависимости от размещения комплексов стабилизации конденсата решается вопрос о транспортировании либо стабильного конденсата, метана и этана, либо нестабильного конденсата.

Основные направления мировой транспортировки углеводородов
Основные направления мировой транспортировки углеводородов

Обычно рассматриваются 4 уровня подготовки для магистрального транспорта конденсата и продуктов его стабилизации: дегазация нестабильного конденсата, деметанизация нестабильного конденсата, деэтанизация нестабильного конденсата, полная стабилизация конденсата.

Подготовка нефти и газоконденсата к транспортировке

 В зависимости от уровня подготовки к транспорту конденсат характеризуется определенными параметрами, в соответствии с которыми выделяют 4 схемы транспортирования.

Первая схема предусматривает транспортирование нестабильного дегазированного конденсата без дополнительной обработки на головных сооружениях. Дальнейшая перекачка конденсата осуществляется в однофазном состоянии с давлением насыщения Рн=2,5 МПа при t= - 100С и ρ=583 кг/м3.

Схема подготовки нестабильного газоконденсата к траспортировке
Схема подготовки нестабильного газоконденсата к траспортировке

Вторая схема рассчитана на транспортирование деметанизированного нестабильного конденсата. Поступающий на головные сооружения конденсат деметанизируется при давлении 2,5 МПа, что снижает давление насыщенных паров до 0,5 МПа, но значительно повышает температуру выходного продукта (до 1400С); ρ=639 кг/м3. При этом варианте необходимо оборудовать головные сооружения конденсатопровода установками деметанизации, дожимной компрессорной станцией для утилизации газов деметанизацией конденсата, станцией охлаждения деметанизированного конденсата до температуры –2 ÷ -40С.

Схема деметанизации газового конденсата
Схема деметанизации газового конденсата

Третья схема предусматривает более глубокую стабилизацию конденсата - деэтанизацию. Давление насыщения транспортируемой жидкости снижается до 0,15÷0,20 МПа при t=+100С, температура на выходе из установки деэтанизации равна 1650С, ρ=685 кг/м3. Головные сооружения конденсатопровода при этом должны оснащаться установками деэтанизации, станцией охлаждения деметанизированного конденсата до температуры –2 ÷ –40С.

Схема деэтанизации газового конденсата
Схема деэтанизации газового конденсата

Четвертая схема используется при транспортировании стабильного конденсата. Выходные продукты: стабильный конденсат с ρ=725 кг/м3, широкая фракция легких УВ с давлением насыщенных паров около 0,5 МПа, ρ=610 кг/м3, а также газы стабилизации при давлении 2,5 МПа. Для реализации этого варианта требуется сооружение установок стабилизации (соответствующих мощности газоперерабатывающих).

Транспортировка стабильного газоконденсата
Транспортировка стабильного газоконденсата

При сооружении установок стабилизации конденсата за пределами установок НТК осложняется транспортирование конденсата: из-за образования газовых пробок нарушается нормальный режим эксплуатации конденсатопроводов. Дегазация конденсата в конденсатопроводе, особенно на конечных участках, приводит к резким колебаниям давления и количества сырья, поступающего на установку стабилизации конденсата, что ухудшает ее работу. Сооружение установок деэтанизации конденсата в едином комплексе с установками НТК обеспечит не только нормальную работу конденсатопроводов и качественную утилизацию газов деэтанизации, но и лучшую рекупирацию тепла и холода технологических потоков. При перекачке двухфазной жидкости по трубопроводам, уложенным на пересеченной местности с восходящими и нисходящими участками, возникает ряд проблем, связанных с появлением газовых пробок и защемлением их на нисходящих участках непосредственно за перевальной точкой, что приводит к повышению гидравлического сопротивления.

Газоконденсатопровод на пересеченной местности
Газоконденсатопровод на пересеченной местности

В связи с этим проблему транспортирования нестабильного конденсата целесообразно решать путем перекачки газонасыщенной жидкости в однофазном состоянии при давлении выше давления насыщенных паров, т.е. для обеспечения однофазного состояния рабочее давление на входе в последующую станцию принимается равным давлению насыщенных паров и давлению, обеспечивающему кавитационный запас насоса, соответственно: для дегазированного конденсата - 3,3, деметанизированного - 0,9, деэтанизированного - 0,7, стабильного - 0,6 МПа.

Насосная станция перекачки нестабильного газоконденсата
Насосная станция перекачки нестабильного газоконденсата

Существуют три основных вида транспорта нефти, газоконденсата и газа – водный, железнодорожный и трубопроводный. Природный газ, находящийся в газообразном состоянии, транспортируется только по трубопроводам. Для перевозки природного газа между континентами, разделенными морям, применяется транспорт сжиженного (с температурой около –1600С) природного газа в специальных танкерах - метановозах. Каждый из указанных видов транспорта имеет свои отличительные особенности.

Схема магистрального газоконденсатного трубопровода
Схема магистрального газоконденсатного трубопровода

Водный транспорт позволяет в наливных баржах и танкерах, а иногда в мелкой таре перевозить нефть, нефтепродукты и сжиженные природные и нефтяные газы в любых количествах. Если речь идет о речном транспорте, то водный путь, как правило, длиннее трассы трубопровода или железнодорожного пути. В некоторых случаях это существенно удорожает транспорт. Речной транспорт носит сезонный характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов приходится строить дополнительные емкости для накапливания нефтяных грузов на межнавигационный период или заменять водный транспорт железнодорожными перевозками.

Транспортировка нефтепродуктов водным транспортом
Транспортировка нефтепродуктов водным транспортом

Нефтеналивные суда должны соответствовать классу перевозимых нефтепродуктов, установленному правилами перевозок. Нефтеналивное судно состоит из жесткого металлического каркаса, к которому крепится металлическая обшивка: снаружи - корпус судна и изнутри - танк судна, куда заливают нефть или нефтепродукт. Баржи и многие речные танкеры внутренней обшивки не имеют. Корпус судна делится продольными и поперечными непроницаемыми перегородками на ряд отсеков, называемых танками. Наличие танков обеспечивает непотопляемость судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Объем одного танка 600÷1500 м3 в зависимости от грузоподъемности судна. Танки между собой соединяются при сливе и наливе отверстиями, расположенными у днища, которые герметично закрываются при движении судна. Доступ в танки осуществляется через люки. Грузовые танки отделяют от остальных судовых помещений двумя непроницаемыми переборками, установленными на расстоянии 1÷1,5 м одна от другой. Танкеры подразделяют на речные и морские. Вместимость танкеров достигает в настоящее время 500000 м3.

Морской танкер по перевозке нефтепродуктов
Морской танкер по перевозке нефтепродуктов

Баржи строят трех типов: рейдовые, речные и системные. Мореходные и рейдовые баржи используют для коротких морских рейсов, для доставки нефтепродуктов на береговые нефтебазы с морских танкеров, лишенных возможности из-за большой осадки подходить близко к берегу или входить в устье мелководных рек. Рейдовые баржи имеют повышенные борта и усиленные корпуса, рассчитанные на возможность плавания в открытом море. Водоизмещение их до 4500 м3. Системные баржи предназначены для прохода через шлюзы плотин и каналов. Их вместимость не превышает 2000 м3. Речные баржи имеют вместимость до 12000 м3. Корпус их менее прочен, чем рейдовых. Баржи объединяют в караваны до 40000 м3.

Нефтеналивная баржа
Нефтеналивная баржа

Налив и слив нефтепродуктов производят через специальные погрузо-разгрузочные трубопроводы, которые имеются в каждом танке и которые на палубе подключены к общему коллектору. На танкерах имеются насосные отделения с насосами подачи до 2000 м3/ч. Насосные отделения оборудованы грузовыми и зачистными насосами. Слив и налив барж осуществляется береговыми и плавучими насосными установками.

Сливоналивной морской нефтепродуктовый терминал
Сливоналивной морской нефтепродуктовый терминал

Железнодорожным транспортом можно перевозить нефтяные грузы всех видов, в том числе и сжиженные нефтяные газы, в цистернах, бункерах или легкой таре. Использование железнодорожного транспорта при больших установившихся нефтяных грузооборотах нецелесообразно из экономических соображений. Для перевозки мелких партий нефтепродуктов (в первую очередь масел, битума и других) железная дорога является предпочтительным видом транспорта. Железнодорожный транспорт хотя и не является непрерывным, но обладает меньшей степенью неравномерности работы по сравнению с водным транспортом (перевозки производятся круглый год).

Перевозки нефти и газоконденсата железнодорожным транспортом
Перевозки нефти и газоконденсата железнодорожным транспортом

Перевозки нефтепродуктов по железной дороге осуществляются в вагонах-цистернах или в таре. Масла, расход которых обычно мал, часто перевозят в бочках, бидонах, контейнерах, в обычных открытых или закрытых вагонах. Мазуты, бензины, дизельные топлива и другие нефтепродукты перевозят в железнодорожных цистернах. Заводы нашей страны выпускают стандартные цистерны объемом 50, 60, 90 и 120 м3 и цистерны специального назначения. Однако в эксплуатации, и в наши дни, сохранились, хоть и в небольшом количестве, разнотипные цистерны старых выпусков, что затрудняет работу железнодорожного транспорта.

Железнодорожная цистерна для перевозки газоконденсата
Железнодорожная цистерна для перевозки газоконденсата

Наиболее распространенным способом транспортировки газового конденсата является трубопроводное транспортирование.

Промысловые трубопроводы газоконденсатных месторождений
Промысловые трубопроводы газоконденсатных месторождений

Трубопроводы служат для транспортировки больших количеств нефти, нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов в одном направлении. Трубопроводный транспорт обладает следующими преимуществами по сравнению с другими видами транспорта: трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта, причем трубопровод может быть проложен между двумя любыми пунктами на суше, находящимися на любом расстоянии друг от друга; трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта - непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бесперебойное снабжение потребителей, благодаря чему отпадает необходимость создания крупных запасов транспортируемого груза на концах трассы; потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте меньше, чем при перевозках другими видами транспорта; трубопроводный транспорт наиболее механизированный и легче других поддается автоматизации.

Преимущества трубопроводного транспорта нефтепродуктов
Преимущества трубопроводного транспорта нефтепродуктов

К недостаткам трубопроводного транспорта относится «жесткость» трассы перевозок, т.е. невозможность изменить направление перевозок после постройки трубопровода. Сооружение магистральных трубопроводов обходится дорого. На строительство трубопровода расходуются сотни тысяч тонн стали. Поэтому целесообразность строительства магистрального трубопровода должна обосновываться, прежде всего, экономическими расчетами.

Недостатки трубопроводного транспорта нефтепродуктов
Недостатки трубопроводного транспорта нефтепродуктов

    Переработка газового конденсата

Переработку газового конденсата можно вести по химическому и топливному направлениям. При переработке по химическому направлению из конденсата можно получать этан, пропилен, ацетилен, бензол и другие продукты для нефтехимической промышленности. При переработке по топливному направлению из конденсата можно получать автобензин, керосин и дизельное топливо.

Схема переработки газового конденсата.
Схема переработки газового конденсата.

При подготовке газа к трубопроводному транспорту и при его перекачке широко применяются процессы абсорбции, адсорбции, ректификации и низкотемпературной обработки.

Абсорбция - это процесс поглощения газа жидкостью. Он широко применяется для извлечения из газовой смеси отдельных компонентов. Такое избирательное поглощение из газа его отдельных компонентов обусловлено различной их летучестью и скоростью диффузии.

Технологический процесс абсорбции
Технологический процесс абсорбции

Десорбция - процесс извлечения из жидких смесей легколетучих компонентов их диффузией в поток газа, т.е. этот процесс десорбции по физической сущности противоположен процессу абсорбции.

Десорбция
Десорбция

Ректификация - процесс разделения жидких или газовых смесей на компоненты (или группы компонентов).

Сущность процесса ректификации

 Требуемую степень разделения газовых и жидких смесей в указанных процессах получают при контакте газа и жидкости в тарельчатой колонне последовательно в несколько ступеней на контактных устройствах-тарелках.

Адсорбция - осаждение (концентрирование) компонентов жидкости или газа в микропорах и на поверхности твердого вещества. Адсорбционные методы широко применяют для осушки природного газа твердыми адсорбентами.

Адсорбция
Адсорбция

Низкотемпературную обработку применяют для разделения газовой смеси, состоящей из компонентов с различной температурой конденсации. Поступающий из скважины природный газ может содержать кроме метана небольшое количество этана, гелия, некоторое количество таких примесей, как сероводород и углекислый газ, воду в виде жидкости или в виде водяного пара. На газоконденсатных месторождениях газ поступает из скважины вместе с конденсатом. Значительное количество тяжелых углеводородов и примесей содержится и в попутном (нефтяном) газе некоторых нефтяных месторождений.

Использование попутного нефтяного газа
Использование попутного нефтяного газа

Первой стадией переработки природного газа, поступающего из скважины, является выделение из него всех ценных компонентов (этан, бутан, пропан, конденсат и т.п.), очистка его от нежелательных примесей (углекислый газ и сероводород) с последующим рациональным использованием этих примесей (например, получение серы, твердой углекислоты). В этом случае будет обеспечено полное использование всех флюидов, добываемых из недр. То же самое относится и к попутному газу, выделяемому из нефти перед ее транспортом потребителю. Попутные нефтяные газы перерабатываются на газобензиновых заводах с получением из них в основном сжиженных бутано-пропановых фракций.

Переработка попутного нефтяного газа
Переработка попутного нефтяного газа

Рассмотрим процессы переработки газа на газохимическом комплексе. Отделение конденсата и воды от газа производится в сепараторах на установках комплексной подготовки газа. Сероводород и углекислый газ являются балластными примесями в природном газе, а сероводород, кроме того, является сильным коррозионным соединением. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа может производиться жидкими химическими поглотителями (абсорбционные способы) и твердыми поглотителями (адсорбционные способы). В качестве химического поглотителя при абсорбционном способе очистки природного газа широко применяются водные растворы этаноламина.

Структурная формула этаноламина
Структурная формула этаноламина

Этаноламины связывают сероводород и углекислый газ при контакте с природным газом в специальной вертикальной колонне-реакторе с ректификационными тарелками. При этом в нижнюю часть колонны подается сырой газ, а сверху - водный раствор этаноламина. Поднимаясь вверх и контактируя на тарелках с этаноламином, газ очищается от сероводорода и углекислого газа. Кроме этаноламинов для очистки газа от сероводорода и углекислого газа могут применяться в качестве абсорбентов растворы карбонатов щелочных металлов, а в качестве твердых адсорбентов - сухая гидрагированная окись железа. Для извлечения отдельных углеводородов из природного газа на ГХК успешно применяется низкотемпературная обработка.

Карбонаты щелочных металлов
Карбонаты щелочных металлов

Другим примером применения низкотемпературной технологии служит выделение гелия из природного газа. Гелий обладает высокой электропроводностью и теплопроводностью, критическая температура гелия -267,97° С, температура кипения -268,94° С. Он химически инертен и плохо растворяется в воде. Эти свойства способствовали широкому применению гелия в криогенной, ядерной и ракетной технике, при водолазных работах, в металлургии и технике связи. Для получения гелия используют природные и попутные нефтяные газы с содержанием гелия не менее 0,2-0,3 % (по объему). Температуры кипения гелия и метана близки и основная сложность при получении чистого гелия заключается в разделении этих газов.

Извлечение гелия из природного газа
Извлечение гелия из природного газа

По одной из технологических схем предварительно очищенный и осушенный природный газ охлаждается в других теплообменниках до температуры -140° С, затем полученная газожидкостная смесь проходит дроссель и подается для разделения в ректификационную колонну. Из верхней части этой колонны выходит смесь гелия с азотом, а из нижней части-сухой газ, состоящий в основном из метана. Для охлаждения ректификационной колонны используют жидкий метан и поддерживают температуру в верхней ее части на уровне -191° С. Смесь гелия с азотом из ректификационной колонны поступает в сепаратор и затем в теплообменник, где она охлаждается жидким азотом и разделяется в следующем сепараторе на гелиевый концентрат, содержащий 85 % гелия, и азот. Затем гелиевый концентрат очищают от водорода, осушают окисью алюминия и компримируют до 20 МПа. Подготовленный таким образом гелиевый концентрат охлаждают до -207° С и после сепарации получают газовую фазу, содержащую 99,5 % гелия. После очистки ее активированным углем, охлаждаемым жидким азотом, получают гелий с чистотой не менее 99,88 %.

Очищение гелия от примесей
Очищение гелия от примесей

 Попутные нефтяные газы перерабатываются в основном на газобензиновых заводах. При этом из попутного газа отделяют пропан, бутан и нестабильный (газовый) бензин, т.е. фракции углеводородов бензинового ряда (более тяжелых). При переработке попутного газа применяют следующие методы. Абсорбционный, основанный на различной растворимости содержащихся в газе углеводородов в жидких нефтепродуктах. Применяют абсорбент, в котором пропан, бутан и углеводороды бензинового ряда лучше растворяются, чем метан. После контакта абсорбента с попутным газом в колонне абсорбера обогащенный углеводородами абсорбент поступает в десорбер, где из него выпаривают пропан, бутан и бензин с последующей их конденсацией. Компрессионный способ отбензинивания основан на сжатии и последующем охлаждении попутного газа. При этом тяжелые углеводороды конденсируются и затем отделяются от газа в сепараторах. Для более полного извлечения из попутного газа углеводородов, начиная с С5 и выше, применяют низкотемпературную ректификацию. Выделенный из попутного газа нестабильный бензин поступает на газофракционирующую установку, где он в ректификационной колонне (или в нескольких последовательно работающих колоннах) разделяется на пропан, бутан и стабильный (газовый) бензин.

Газобензиновый завод
Газобензиновый завод

 Из природного газа при более полном и рациональном использовании всех его компонентов (этана, пропана, бутана) можно вырабатывать этилен, пропилен, изобутилен и из них получать целый ряд пластических масс и продуктов нефтехимии. Переработка газового конденсата производится методами ректификации, абсорбции и экстракции для получения отдельных фракций и индивидуальных углеводородов как сырья для нефтехимии. Кроме моторных топлив из конденсата могут быть получены ароматические углеводороды, растворители, этилен, пропилен и другие продукты.

Процесс получения моторных топлив из газоконденсата
Процесс получения моторных топлив из газоконденсата

Автоматизация добычи газоконденсата

Современное нефтегазодобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти, газа и газового конденсата, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений. Некоторые из особенностей разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений в современных условиях способствовали ускорению развития автоматизации добывающих предприятий, Так, непрерывность и однотипность технологических процессов, связь их через единый пласт, продукт и энергетические потоки позволяли решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического регулирования.

Автоматизация объектов добычи нефтяного и газоконденсатного сырья

 Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и процессами. Все это наложило особый отпечаток на характер технических и организационных решений вопросов автоматизации предприятий по добыче нефти и газоконденсатного сырья, обеспечило в ряде случаев ускорение, а иногда затрудняло внедрение по сравнению с автоматизацией предприятий других отраслей народного хозяйства.

Структурная схема добычи нефти и газоконденсата
Структурная схема добычи нефти и газоконденсата

 

    Автоматизация бурения газоконденсатных скважин

Одним из основных источников экономической эффективности любого производственного процесса является повышение качества управления при его автоматизации. Если управление процессом бурения рассматривать как поддержание параметров процесса (например, механической скорости бурения и т. п.) возможно ближе к заданному режиму, который устанавливается бурильщику инженером технологом на основе его знаний геолого-технических условий бурения и техническими регламентами, то качеством управления будет то, насколько точно в течение длительного времени процесс бурения соответствует заданным режимам, установкам и т.д. Как показывает практика, обычно усилий бурильщика недостаточно, чтобы поддерживать процесс в пределах заданного режима или показателя. Это объясняется случайным характером факторов, влияющих на процесс бурения, и ограниченными возможностями человека.

Технологическая схема процесса бурения скважины
Технологическая схема процесса бурения скважины

Система автоматизированного управления бурением газоконденсатных скважин обеспечивает повышение качества управления благодаря своей особенности быстро реагировать на возмущения и вырабатывать управляющие воздействия, в которых учитывается взаимное влияние параметров и показателей процесса. Кроме того, система гарантирует качество управления, что особенно важно.

Автоматизация технологических процессов при бурении скважин

 Другим источником эффективности систем автоматизированного управления бурением нефтегазоконденсатных скважин является увеличение производительности труда буровых рабочих и бригад в результате роста механической скорости бурения, уменьшения количества аварий и осложнений, увеличения производительного времени за счет объективного документированного контроля.

Оптимизация буровых работ на газоконденсатных скважинах
Оптимизация буровых работ на газоконденсатных скважинах

Помимо описанного подхода к управлению бурением скважин, заключающегося в поддержании заданного состояния процесса (так называемое локальное регулирование), в системе должны быть реализованы перспективные методы управления, которые нельзя осуществить с помощью традиционного ручного управления. К ним можно отнести такие методы; реализуемые в процессе автоматизированного управления, как оперативная оптимизация, адаптивная настройка, регулирование по возмущению, управление по вычисляемым косвенным переменным, которые не поддаются непосредственному измерению (например, достижение минимального отношения мощности на бурение к механической скорости бурения), и т.д.

Оптимизация процессов бурения нефтегазоконденсатных скважин

 Очевидно, в ближайшем будущем не предвидится сокращение обслуживающего персонала буровой установки, так как, по крайней мере, с точки зрения техники безопасности, буровая установка должна обслуживаться не менее чем двумя рабочими. Но можно говорить об условном высвобождении численности при автоматизированном управлении даже в процессе бурения одной скважины. Поскольку система управления бурением принимает на себя часть функций обслуживающего бурового персонала, то в высвободившееся время рабочие могут выполнять различные вспомогательные работы. Кроме того, за счет повышения скоростей бурения возможно сокращение количества буровых установок, а следовательно, и численности рабочих.

Зависимость скорости бурения от параметров бурового раствора
Зависимость скорости бурения от параметров бурового раствора

Снижение себестоимости 1 м бурения скважины – это следующий источник эффективности систем автоматизированного управления процессом бурения. Это достигается с одной стороны, за счет роста производительности труда, а с другой - за счет меньших удельных расходов истирающих материалов, инструмента, энергии, увеличения межремонтных сроков оборудования и т.д. Например, известная система Вектор-1. разработанная в Севукргеологии В. А. Флянтиковым и В. А. Бабишиным. обеспечила рост производительности труда при бурении углеводородных скважин на 46%, увеличение механической скорости и длины рейса на 30 и 43% соответственно, снижение затрат мощности при бурении одного метра скважины, расхода истирающих материалов и себестоимости буровых работ на 6,50 и 19,3% соответственно.

Себестоимость бурения в зависимости от выбранного оборудования
Себестоимость бурения в зависимости от выбранного оборудования

Такие результаты получены при бурении плановых геологоразведочных скважин общим объемом более 10 тыс. м. Следует учесть, что названная система вследствие жесткой, аппаратной, реализации алгоритма управления обладает весьма ограниченными функциональными возможностями и по существу управляет лишь по одному параметру-нагрузке на породоразрушающий инструмент (долото).

Инновационное оборудование снижает затраты на разведочное бурение

 К неявным источникам экономической эффективности можно отнести функции контроля и регистрации параметров, а также показателей процесса бурения, выполняемые системой управления бурения. При этом высвобождается определенная часть инженерно-технических работников, которые должны хронометрировать процесс и предварительно обрабатывать данные. Полученные, в результате этого мониторинга параметров бурения, объективные данные служат основой для оптимального проектирования процесса бурения, нормирования и др.

Контроль и регистрация параметров бурения
Контроль и регистрация параметров бурения

В недалеком будущем с внедрением гидрофицированных буровых установок нового поколения возможен рост эффективности за счет расширения функциональных возможностей системы управления процессом бурения, таких как автоматизация спускоподъемных операций, диагностика состояния станка, оперативная обработка данных скважинной геофизики, учет расхода материалов и т.д.

Самоходная гидрофицированная буровая установка
Самоходная гидрофицированная буровая установка

Внедрение систем автоматизированного управления процессами бурения скважин и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений имеет социальное значение. Прежде всего, это устранение различий между умственным и физическим трудом, улучшение условий труда и техники безопасности, поскольку в результате автоматизации буровой персонал может быть удален на безопасное расстояние от движущихся и вращающихся частей, и создание комфортабельных условий работы.

Устранение различий между умственным и физическим трудом
Устранение различий между умственным и физическим трудом

    Автоматизация промыслового сбора газоконденсата

Современное нефтегазоконденсатное предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку нефти и газоконденсата, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых давлений.

Автоматизированное поддержание пластовых давлений
Автоматизированное поддержание пластовых давлений

Главными отличительными особенностями предприятия по освоению газоконденсатных месторождений и добыче газового конденсата является:

- большая рассредоточенность производственных объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров, расстояния между скважинами составляют сотни метров;

Большая рассредоточенность центров добычи нефти и газоконденсатов
Большая рассредоточенность центров добычи нефти и газоконденсатов

- непрерывность технологических процессов добычи и переработки газового конденсата;

Технологии непрерывного процесса добычи нефти и газоконденсата
Технологии непрерывного процесса добычи нефти и газоконденсата

- однотипность технологических процессов разведки, добычи и переработки нефти и газовых конденсатов на большом числе объектов (скважины, групповые установки, сепараторы и т. п.);

Однотипность процессов добычи нефти и газовых конденсатов
Однотипность процессов добычи нефти и газовых конденсатов

- связь всех технологических объектов нефтегазодобывающей отрасли через единый пласт, на который пробурены все добывающие и нагнетательные скважины, через потоки продукции (газоконденсат, нефть, газ) и через энергетические и технологические потоки (электроэнергия, пар, газ, вода).

Связь объектов нефтегазодобывающей отрасли через пласт
Связь объектов нефтегазодобывающей отрасли через пласт

Главные из этих положений:

- унификация схем промыслового сбора газоконденсата, нефти, нефтяного газа и воды;

Унифицированные схемы добычи нефтегазоконденсатного сырья

 - рациональное размещение технологического оборудования на территории предприятия по добыче газового конденсата;

Нерациональное размещение объектов добычи газоконденсата
Нерациональное размещение объектов добычи газоконденсата

- создание новых видов оборудования для разведки и освоении новых газоконденсатных скважин, добычи, переработки и транспортировки нефтегазоконденсатного сырья, высокопроизводительного, надежного, органически включающего средства автоматики;

Современные системы добычи и переработки нефтегазоконденсатного сырья

 - определение рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, подготовки и транспортировки нефти, газового конденсата, попутного газа и воды;

Дистанционный телеметрический контроль газоконденсатных скважин
Дистанционный телеметрический контроль газоконденсатных скважин

- разработка и внедрение новой организационной структуры автоматизированных предприятий нефтегазодобывающей отрасли.

Автоматизированная система обслуживания нефтегазодобывающего оборудования
Автоматизированная система обслуживания нефтегазодобывающего оборудования

Рассмотрим некоторые положения основных принципов промыслового сбора нефти, газа и газового конденсата.

Схемы промыслового сбора газового конденсата, нефти, нефтяного газа и воды. В различных районах залегания углеводородов, в силу геологотехнических, климатических и других природных условий, а в некоторых случаях и независимо от них, существовали различные схемы сбора углеводородного сырья: открытые, герметичные, индивидуальные, групповые, напорные однотрубные, напорные двухтрубные.

Принципиальная схема сбора нефти и газоконденсата
Принципиальная схема сбора нефти и газоконденсата

В качестве типовой схемы промыслового сбора газового конденсата, нефти, нефтяного газа и воды принята однотрубная напорная система, обеспечивающая транспорт добытого продукта через все технологические объекты, включая и объекты подготовки углеводородного сырья, за счет устьевых давлений скважин при любом способе их эксплуатации. Напорные двухтрубные и многотрубные системы сбора допускают лишь на участке от групповых установок подготовки углеводородов при раздельном сборе различных видов и типов добываемого продукта.

Схема двухтрубной самотечной системы сбора газоконденсата
Схема двухтрубной самотечной системы сбора газоконденсата

Размещение оборудования на территории промысла нефтегазоконденсатного сырья. Типовая схема предусматривает минимальное число технологического оборудования и максимальную его концентрацию в местах обслуживания. Предусматривают единый для всего предприятия пункт сбора и подготовки нефти, на котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной продукции нефти, газа и воды. Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте подготовки нефти, определяют исходя из максимально допустимых давлений на устье скважин.

Технологический комплекс сбора и подготовки газоконденсата
Технологический комплекс сбора и подготовки газоконденсата

Создание новых видов оборудования. При решении задач создания новых видов оборудования и технологических объектов для добычи газоконденсатного сырья, признано целесообразным оснащать добывающие предприятия оборудованием в блочном транспортабельном исполнении. Блочный принцип позволяет значительно ускорить строительство объектов и ввод в эксплуатацию месторождений за счет применения индустриальных методов и резкого сокращения объема строительно-монтажных работ непосредственно на промысловых площадках. Кроме того, изготовленное специализированными заводами блочное оборудование поставляется нефтегазодобывающими предприятиями комплектно со всеми средствами автоматики в опробованном и отлаженном состоянии. Создание технологических установок на специализированных заводах, а не монтаж их на промыслах, как это делалось раньше, позволяет решить проблему организации крупносерийного производства автоматизированного оборудования в объемах, обеспечивающих потребность всей отрасли, что обеспечивает высокое качество и надежность его.

Автоматизированная система сбора и подготовки газоконденсата
Автоматизированная система сбора и подготовки газоконденсата

Уровень автоматизации скважин. При решении задач автоматизации предприятий по добыче газовых конденсатов качестве руководящих принципов приняты следующие:

- автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные объекты технологического процесса по добыче, переработке и транспортировке газоконденсатного сырья;

 

Схема телемеханизации технологических процессов добычи углеводородов
Схема телемеханизации технологических процессов добычи углеводородов

 - полная местная автоматизация технологических процессов и производственного оборудования, исключающая или снижающая необходимость постоянного присутствия на объекте оперативного обслуживающего персонала;

Местная автоматизация процессов добычи углеводородов
Местная автоматизация процессов добычи углеводородов

 - минимум информации, поступающей с объектов добычи, переработки и транспортировки газоконденсата в пункты управления, автоматический сбор и переработка информации, автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов.

Системы аварийной сигнализации объектов добычи газоконденсата
Системы аварийной сигнализации объектов добычи газоконденсата

 На объектах по добыче газового конденсата предусматривают телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки и переработки газоконденсата, электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривают дистанционный контроль по многопроводным каналам связи: добывающих и перерабатывающих установок, сепарационных, подготовки газоконденсатного сырья, подготовки воды, подготовки добытого сырья и сдачи товарного продукта, перекачки его по транспортным трубопроводам. Основными положениями определены также номенклатура контролируемых параметров, периодичность контроля и сигнализация от каждого технологического объекта.

Многопроводные каналы связи телемеханического контроля
Многопроводные каналы связи телемеханического контроля

 Автоматизация добычи, транспортировки и переработки газоконденсатного сырья в настоящее время осуществляется путем разработки и внедрения более совершенных средств измерений, обработки информации и управления.

Средства измерения и управления на газоконденсатных промыслах
Средства измерения и управления на газоконденсатных промыслах

При автоматизации добычи газового конденсата и газа предусматривается регулирование давления в газосборном коллекторе. Поддержание заданного давления продукта на выходе с промысла обеспечивает наилучшие условия работы компримирующих агрегатов головной компрессорной станции. Сложность автоматической стабилизации давления определяется рассредоточенностью ГСП и их связью через промысловый сборный коллектор, а также неравномерностью отбора готового товарного продукта в магистральном трубопроводе.

Регулирование давления газоконденсата в технологическом оборудовании
Регулирование давления газоконденсата в технологическом оборудовании

В системах автоматизации добычи нефти, газа и газового конденсата для привода пневматических механизмов выгодно использовать энергию добываемых углеводородных продуктов. В системах автоматизации добычи газоконденсата, газа или нефти и других отраслях добывающей промышленности по технологическим условиям требуется периодически удалять отстоявшиеся жидкости из емкостей. Улучшение организации труда, автоматизация добычи углеводородного сырья, телеуправление и механизация трудоемких работ служат основой увеличения объема производства, роста производительности труда, а следовательно, и ускорения оборачиваемости средств. При этом большое положительное влияние оказывает автоматизация и механизация ремонтных работ.

Компрессорная станция для привода пневматических механизмов
Компрессорная станция для привода пневматических механизмов

Комплекс необходимых работ, связанных с автоматизацией добычи газового конденсата, зависит как от особенностей технологического процесса добычи, сбора и транспортировки готового товарного продукта, так и от состава оборудования и механизмов.

Система комплексной автоматизации газоконденсатного промысла
Система комплексной автоматизации газоконденсатного промысла

Одним из важных направлений научно-технического прогресса при организации добычи газового конденсата является автоматизация технологических процессов разведки и прогнозирования запасов газоконденсатного сырья, механизация ручного труда. Основным направлением работ в области автоматизации процессов нефтедобычи принято создание комплексно-автоматизированных промыслов, в первую очередь на вновь обустраиваемых нефтяных и газоконденсатных месторождениях. Новые газоконденсатные районы обустраиваются по наиболее прогрессивным схемам сбора продукта, с максимальной концентрацией технологических объектов в пунктах обслуживания, с применением блочных, транспортабельных, полностью автоматизированных установок. Широко внедряться будут системы телемеханики, обеспечивающие диспетчеризацию автоматизированных промыслов.

Диспетчеризация автоматизированных промыслов газоконденсата
Диспетчеризация автоматизированных промыслов газоконденсата

Важнейшими мероприятиями, обеспечивающими снижение трудоемкости обслуживания добывающих и разведывательных скважин, являются организационные и практические меры по комплексной и всеобъемлющей автоматизации и механизации добычи газоконденсатного сырья, совершенствование системы организации производства и управления в отрасли. Будут созданы новые и модернизированы существующие средства и системы автоматизации добычи газового конденсата для того, чтобы перейти к управлению технологическими процессами с помощью ЭВМ.

Системы автоматизации нефтегазоконденсатных промыслов

 Вопросами развития и внедрения автоматизации нефтегазодобывающих предприятий начали активно заниматься в середине 50-х годов. Однако из-за ряда причин эти работы велись медленно и не давали достаточного эффекта. Основными причинами, сдерживающими развитие автоматизации, были следующие. Автоматизировались не все процессы и не все объекты. Автоматизация осуществлялась некомплексно, из-за чего не высвобождался оперативный обслуживающий персонал, не совершенствовалась структура управления предприятием, не обеспечивалась экономическая эффективность. Средства автоматизации приспосабливались к существующему оборудованию, устаревшему, малонадежному, в ряде случаев непригодному для автоматизации. Средства автоматизации не составляли органически целого с автоматизированным оборудованием. Заводы изготовляли раздельно оборудование и средства автоматизации. На нефтяных промыслах монтировалось оборудование без обязательной установки на нем средств автоматики. Средства и системы автоматики и телемеханики разрабатывались применительно к большому числу технологических схем промыслового сбора и подготовки нефти и газоконденсата. В ряде случаев эти технологические схемы не были оптимальны для автоматизации. Все это приводило к разработке большого числа типов и конструкций средств автоматики и телемеханики что затрудняло организацию широкого серийного производства, повышало стоимость при низком качестве приборов и устройств.

Газоконденсатный промысел без средств автоматики
Газоконденсатный промысел без средств автоматики

Ниже приводятся рекомендуемые объемы автоматизации технологических объектов по добыче нефти и газового конденсата.

Скважины, независимо от способов добычи нефтегазоконденсатного сырья, оснащаются средствами местного контроля на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве. Средства автоматики, устанавливаемые на скважине, предназначены главным образом для блокировки ее в аварийных ситуациях, локализации аварий и самозапуска после кратковременных отключений электроэнергии и устранения аварийного состояния объекта.

Автоматизация газоконденсатных скважин
Автоматизация газоконденсатных скважин

На скважинах с погруженными электроцентробежными насосами (ЭЦН) дополнительно контролируется сопротивление изоляции кабель – двигатель. Скважины со станками-качалками (СКН) защищаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг. Все скважины с автоматическими отсекающими устройствами забойного или устьевого типа блокируются при прорывах выкидных линий, повышении или понижении давления в них против заданного. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, заданной местным устройством.

Исполнительное устройство автоматизированной скважины
Исполнительное устройство автоматизированной скважины

Автоматические групповые замерные установки (АГЗУ) предназначаются для автоматического поочередного измерения дебитов подключенных к ней скважин по общей жидкости, чистой нефти и газу. Измерения производятся по программе, задаваемой местным устройством; внеочередное измерение дебитов осуществляется изменением программы на групповой установке. Для контроля режима разработки газоконденсатного месторождения принимаются: периодичность измерений – до 3 раз в месяц, продолжительность – от 2 до 24 ч, относительная точность измерения общей жидкости ±2,5%.

Автоматизированная групповая замерная установка
Автоматизированная групповая замерная установка

Установки любых модификаций оснащаются приемной гребенкой, переключающим устройством, измерительным сепаратором, измерителями общего количества жидкости, чистой нефти, газового конденсата и газа, устройством для ввода деэмульсаторов в поток углеводородов при трубной деэмульсации, блоком местной автоматики и устройствами автоматической блокировки в аварийных ситуациях.

Измерительный сепаратор нефтегазоконденсатного производства
Измерительный сепаратор нефтегазоконденсатного производства

Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин и используются для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планированием геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки газоконденсатного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.

Пункт управления газоконденсатным промыслом
Пункт управления газоконденсатным промыслом

Все сепарационные установки, независимо от модификаций оснащаются местными приборами контроля и автоматическими регуляторами уровня и давления, устройствами автоматической сигнализации при угрозе перелива или повышения давления, автоматического отсечения приемной линии при аварийных состояниях. Сепарационные установки, в которых предусматривается предварительный сброс пластовой воды, дополнительно комплектуются межфазными регуляторами уровня раздела.

Регулирование уровня раздела нефть-вода
Регулирование уровня раздела нефть-вода

В установках подготовки углеводородного сырья для блочных деэмульсаторов предусматриваются местный автоматический контроль и регулирование уровня нефти, газоконденсата и воды, давления, уровня раздела фаз нефть – вода, горения по температуре продукта. Установка оснащается анализатором влажности для возврата некондиционного продукта на повторную обработку, автоматикой безопасности с блокировкой при аварийных состояниях. В резервуарах товарного газового конденсата контролируется предельный уровень с сигнализацией в пункт управления об угрозе перелива.

Система контроля уровня нефтепродуктов в резервуарах
Система контроля уровня нефтепродуктов в резервуарах

Для установок сдачи товарного газоконденсата и нефти предусматриваются дистанционный контроль на потоке количества товарного продукта, переданного потребителю, с относительной точностью измерений ±0,25% об. и 0,5% вес., автоматический анализ влажности, предупреждающий откачку некондиционного продукта, контроль плотности с коррекцией по температуре. Установка оснащается программным пробоотборником для лабораторных анализов товарного продукта, отпущенного потребителю.

Дистанционный контроль установок сдачи товарного газоконденсата
Дистанционный контроль установок сдачи товарного газоконденсата

Для установок подготовки сточных вод осуществляются автоматический контроль основных параметров процесса очистки воды, автоматическое переключение фильтров на регенерацию и дистанционный контроль количества подготовленной воды, подлежащей закачке в системе заводнения. Анализ качества воды выполняется лабораторным способом.

Схема очистки сточных вод газоконденсатного промысла
Схема очистки сточных вод газоконденсатного промысла

Блочные установки подготовки газового конденсата комплектуются средствами контроля и автоматического регулирования технологического процесса подготовки товарного продукта, средствами защиты с сигнализацией об аварийных состояниях.

Блочная установка подготовки газоконденсата
Блочная установка подготовки газоконденсата

На блочных кустовых насосных станциях предусматриваются местный контроль давления на входе и выходе, местный контроль количества воды по отдельным нагнетательным скважинам и телемеханический контроль производительности станции в целом. Блочные станции оснащаются средствами защитной автоматики, устройствами автоматического включения резервного агрегата при отказе основного и устройствами самозапуска после кратковременных отключений электроэнергии. Предусматривается автоматическая блокировка станции при порывах нагнетательных линий. При аварийных состояниях станции в пункт управления поступает соответствующий сигнал.

Функционирование блочной кустовой насосной станции

 При обустройстве газоконденсатных скважин с погружным электронасосом схема автоматизации обеспечивает автоматическое отключение электродвигателя погружного насоса при аварийных режимах, пуск и остановку по команде с групповой установки и индивидуальный самозапуск при перерывах подачи электроэнергии. Кроме того, обеспечивается защита выкидного коллектора при временном фонтанировании. Предусматриваются автоматическое отключение работающей установки при коротких замыканиях и значительных перегрузках электродвигателя, защита с выдержкой времени около 2 мин при перегрузке двигателя по току, минимальная защита путем отключения установки при снижении тока нагрузки ниже 0,85 от рабочего тока электродвигателя (при срыве подачи) Обеспечивается непрерывный контроль изоляции для установок в комплекте с повышающим трансформатором при снижении сопротивления изоляции «кабель — погружной электродвигатель» менее 30 кОм. С помощью разгруженного отсекателя РОМ-1 обеспечивается перекрытие выкидного коллектора при повышении или резком снижении давления (из-за порыва трубопровода).

Обустройство скважины с электропогружным насосом
Обустройство скважины с электропогружным насосом

    Перспективы автоматизации газоконденсатных промыслов

Магистральным направлением развития автоматических систем управления (АСУ) технологическими процессами нефтегазоконденсатной отрасли является диспетчерское управление, организованное в рамках отраслевой системы оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ). В иерархии управления добывающего предприятия диспетчерской службе отводится важная функция по интегрированию управления всеми технологическими объектами, обеспечивающими процесс добычи газового конденсата.

Структура оперативно-диспетчерского управления добычей углеводородного сырья
Структура оперативно-диспетчерского управления добычей углеводородного сырья

Внедрение в практику диспетчерского управления (ДУ) нефтегазодобывающей отрасли вычислительной техники, SCADA-систем, средств телемеханики, сетей передачи данных (СПД) и других современных систем автоматики привело к качественному изменению информационно-программного и аппаратного обеспечения диспетчерских служб. В человеко-машинной системе управления объектами добычи газа (т.е. в системе "диспетчер-машина") возникло значительное рассогласование между уровнями автоматизации двух основных элементов системы. Высокий уровень автоматики, вычислительной техники и информационных технологий (определяющий элемент "машина"), не подкрепляется (в отношении элемента "диспетчер") соответствующей автоматизацией процесса диспетчерского управления и диспетчерская деятельность ограничивается в основном задачей мониторинга, хотя диспетчерское управление это многозадачный и многоэтапный процесс.

Автоматизированный мониторинг добычи нефтегазоконденсатного сырья
Автоматизированный мониторинг добычи нефтегазоконденсатного сырья

Существенный разрыв между возможностями, которые предоставляют системы реального времени (в первую очередь SCADA-системы), и уровнем автоматизации процесса ДУ предопределен отсутствием в диспетчерском управлении единых математических моделей и алгоритмов управления, охватывающих всю совокупность объектов технологического процесса добычи газового конденсата и нефтепродуктов. В организации оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) добычей газового конденсата имеются также и другие проблемы: разрыв в действиях диспетчерской и геологической служб, связанный с учетом характеристик пласта; отсутствие системности в построении ДУ, которая обеспечивает взаимосвязь целей и критериев управления, задач диспетчерского и автоматического управления.

Математическое моделирование добычи нефтегазоконденсатного сырья

Крупнейшие запасы нефти и газоконденсата в мире

 Нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой совокупность залежей нефти и газового конденсата на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения.

Нефтегазоконденсатные месторождения по объему разведанных запасов классифицируется на: мелкие - до 10 млн. тонн углеводородов; средние – от 10 до 100 млн. тонн (Кумколь, Верх-Тарское); крупные – от 100 до 1000 млн. тонн (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд); крупнейшие (гигантские) – от 1 до 5 млрд. тонн (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино); уникальные (супергигантские) – от 5 млрд. тонн и более (Аль-Гавар, Большой Бурган, Эр-Румайла).

Запасы нефти и газоконденсата на крупнейших месторождениях
Запасы нефти и газоконденсата на крупнейших месторождениях

    Мировые нефтегазоконденсатные ресурсы и запасы

В докладе Геологической службы США (USGS) прогнозные ресурсы нефти в мире оцениваются в 100 млрд. т, суммарные прогнозные и перспективные ресурсы нефти и газоконденсата – в 194 млрд. т. В эту оценку не включены доказанные запасы. Накопленная добыча нефти и газоконденсата в мире составляет 97.3 млрд. т, из них 23.4 млрд. т в США. Начальные ресурсы нефти и газоконденсата по всему земному шару по состоянию на начало 21 столетия оценены в 415 млрд. т. Приведенная оценка дана с учетом развития добывающей техники до 2025 г. и прогноза экономических факторов, обусловливающих рентабельность добычи нефти и газоконденсата.

Мировые запасы нефтегазоконденсатного сырья в конце прошлого века
Мировые запасы нефтегазоконденсатного сырья в конце прошлого века

Американские геологи выделяют около 1000 нефтегазоносных провинций, в 406 из которых открыты или предполагаются промышленные залежи нефти и газоконденсата. Больше всего прогнозных ресурсов предполагается на Ближнем Востоке и в Северной Африке – 35.4% от мировых, или 31.5 млрд. т; далее следуют СНГ (17.9%; 15.9 млрд. т), Центральная и Южная Америка (16.2%; 14.4 млрд. т), Африка южнее Сахары, включая Антарктику (11%; 9.9 млрд. т), Северная Америка без США (10.9%; 9.6 млрд. т), Азиатско-Тихоокеанский регион (4.6%; 4.1 млрд. т), Европа (3.4%; 3.0 млрд. т), Южная Азия (0.6%; 0.5 млрд. т). Приведенная оценка дается с 50%-ной обеспеченностью, но в USGS разработаны и другие варианты прогноза. При наиболее благоприятных условиях технического и экономического развития (5%-ная обеспеченность прогноза) глобальные прогнозные ресурсы обычной нефти могут возрасти до 166 млрд.т.

Текущие запасы нефтегазоконденсатного сырья в мире
Текущие запасы нефтегазоконденсатного сырья в мире

Доказанные запасы нефти (включая газоконденсат) имелись в 98 странах мира. В связи с неясностью государственного статуса восточной части Тимора не учтены запасы, выявленные в Тиморском море. У 42 государств запасы превышают 100 млн. т. О росте своих доказанных запасов объявили 24 страны. Наибольший абсолютный прирост отмечен в Китае, Иране, Норвегии, Вьетнаме. Существенные по величине запасы жидких углеводородов впервые выявлены в Экваториальной Гвинее и Чаде. Уменьшились запасы 30 государств, наиболее значительно – в Ираке, Румынии, Индонезии, Малайзии. При этом в Ираке, где оценку нефтегазоконденсатных запасов осуществляют иностранные специалисты, которые, по-видимому, умышленно занижают их количество, истинная величина углеводородного потенциала этих остается неизвестной.

Доказанные запасы нефти и газоконденсата в мире
Доказанные запасы нефти и газоконденсата в мире

    Запасы газоконденсата в бассейне Персидского залива

Около 62% доказанных мировых запасов приурочено к нефтегазоносному бассейну (НГБ) Персидского залива. Нефтегазовые залежи встречаются по всему разрезу осадочного чехла, достигающему в центральной части бассейна мощности 14 км. Залежи в основном антиклинального типа. Вмещающими являются карбонатные и терригенно-карбонатные комплексы, материнскими породами – палеогеновые и меловые глины, верхнеюрские глинистые известняки, среднеюрские и триасовые глины, девонские сланцы и силурийско-ордовикские граптолитовые сланцы. Характерной особенностью большинства месторождений НГБ является наличие нескольких (порой более десятка) продуктивных горизонтов в пределах одной площади; подобное строение месторождений получило название «слоеного пирога». Условия НГБ Персидского залива считаются уникальными благодаря сочетанию целого ряда факторов, благоприятствовавших образованию гигантских скоплений углеводородов. Всего в бассейне открыто 588 нефтяных и газонефтяных месторождений, из них 81 (13.8%) – на шельфе.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива
Нефтегазоносный бассейн Персидского залива

Наиболее крупное газоконденсатное месторождение Фороз расположено в 30 км к юго-востоку от иранского острова Киш. В геологическом отношении оно приурочено к нефтегазоносному бассейну Персидского залива – крупнейшей в мире области нефтегазонакопления, в которой сосредоточено до 70% разведанных запасов нефти мира. Месторождение Фороз было открыто в 2010 году. Ранее в 2006 году на юго-восточной оконечности острова Киш было открыто одноименное газоконденсатное месторождение Киш с запасами около 1 трлн. м3 газа и 100 млн. м3 газоконденсата. Геологические же запасы месторождения Фороз составляют не менее 700 млрд. м3 газа и до 300 млн. м3 конденсата.

Остров Киш Иран
Остров Киш Иран

В строении Персидского нефтегазоносного бассейна главную роль играют палеозойские, мезозойские и кайнозойские породы, суммарная мощность которых может превышать 15 км. Впадина Персидского залива находится в тылу горно-складчатых сооружений Загроса (береговая часть Южного Ирана), поэтому слагающие его породы образуют систему линейно-вытянутых складок, которые осложнены разрывными нарушениями, прорывающими структурами соляных куполов и региональных поднятий. Такие структурные факторы, как крупные антиклинальные складки, соляные купола, поднятия и разломы обусловливают возникновение структурных ловушек, контролирующих формирование газовых и нефтяных месторождений региона. Кроме того, в разрезе бассейна имеется целый ряд регионально развитых карбонатных и песчано-алевритовых комплексов, обладающих высокими коллекторскими свойствами. Продуктивными являются миоценовые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские преимущественно карбонатные резервуары.

Крупнейшие страны, владеющие нефтегазоконденсатными ресурсами

    Запасы газоконденсата в Юго-Восточной Азии

Основные нефтяные ресурсы Юго-Восточной Азии сосредоточены в Сиамском и Саравакском НГБ. Оба бассейна характеризуются мощным (9-10 км) осадочным чехлом, нефтеносность приурочена к песчаниковым горизонтам кайнозойского возраста. Нефтематеринскими породами в Сиамском НГБ являются глины, аргиллиты и алевролиты неоген-палеогенового, позднеюрско-мелового, триасового и позднекаменноугольного возраста, а в Саравакском – неогеновые глины. В Сиамском бассейне открыто 42 нефтяных и газонефтяных месторождения (все шельфовые), в Саравакском – 58, из них 51 – морское. Крупнейшим месторождением Саравакского нефтегазоносного бассейна является Сериа (Бруней) с начальными извлекаемыми запасами нефти 259 млн. т. Наиболее крупными месторождениями в Сиамском бассейне являются Ераван, Уданг, Тэпис, Пулаи, Сатун, структура В. Их общие запасы оцениваются в 30–50 млн.т.

Запасы минеральных ресурсов в Юго-Восточной Азии
Запасы минеральных ресурсов в Юго-Восточной Азии

    Запасы газоконденсата в Китае

В Китае открыто свыше 350 нефтяных и газоконденсатных месторождений. Свыше 70% доказанных запасов находится на севере и северо-востоке страны. Морские месторождения приурочены к заливу Бохай (Желтое море), устью р.Чжуцзян и Тайваньскому проливу. Нефтеносные отложения относятся к континентальным (лагунным) фациям. Горизонты коллекторов, как правило, маломощные и входят в состав слоистых песчано-алевролитовых толщ. В качестве покрышек выступают чаще всего алевролиты, глинистые известняки и эвапориты. Свыше 40% доказанных запасов нефти, как на шельфе, так и на прибрежной суше связано с кайнозойскими отложениями, около 40% – с меловыми отложениями бассейна Сунляо (провинция Хэйлунцзян). Запасов нефти в более древних отложениях пока обнаружено мало. Примерно 7–8% от общего количества доказанных запасов связано с юрскими и триасовыми породами в районе Шэньси–Нинся–Ганьсу и в Синьцзян-Уйгурском автономном районе; около 3.5% составляют доказанные запасы нефти в каменноугольно-пермских (Сычуань, Синьцзян-Уйгурский район, район Шэньси–Нинся–Ганьсу и бассейн зал.Бохай), девонско-силурийских (Таримский бассейн в Синьцзян-Уйгурском автономном районе) и ордовикско-кембрийских (провинция Хэбэй, Таримский бассейн) толщах. Около 4.4% доказанных запасов связано с протерозойскими отложениями (центральная часть провинций Хэбэй, Сычуань).

Основные нефтегазоконденсатные месторождения в Китае
Основные нефтегазоконденсатные месторождения в Китае

Крупнейшие нефтегазоконденсатные месторождения Китая расположены в северо-восточной части страны: Дацин в бассейне Сунляо, Ляохэ на северо-восточном побережье залива Бохай, Даган и Шэнли на юго-западном побережье залива. В акватории залива Бохай в начале 1999 г. открыто самое крупное пока шельфовое месторождение нефти и газового конденсата Пэнлай 19-3. Его начальные извлекаемые запасы компанией-оператором работ Phillips Petroleum Co. оценены в 200 млн. т, после чего суммарные начальные извлекаемые запасы шельфовых акваторий и районов, непосредственно примыкающих к заливу, возросли до 700 млн. т. В результате работ, проведенных в последние годы западными нефтегазовыми компаниями, существенно выросли ресурсы Таримского нефтегазоносного бассейна. Теперь его начальные геологические запасы оцениваются в 10.75 млрд.т нефти, при этом доказанные запасы не превышают пока 330 млн.т. Основным нефтяным месторождением является Тахэ с доказанными запасами 120 млн.т.

Нефтегазоносные бассейны в КНР
Нефтегазоносные бассейны в КНР

    Запасы газоконденсата в США

В США основной объем запасов нефти и газоконденсата сосредоточен в штатах Техас (26% доказанных запасов страны), Аляска (24%), Калифорния (15.6%). В шельфовых месторождениях заключено 14% запасов нефти, из них свыше 80% приурочено к акватории Мексиканского залива. На Аляске основные запасы приурочены к нефтегазоносному бассейну Арктического склона, осадочный чехол которого мощностью свыше 9 км составляют два крупных комплекса: нижний – миссисипско-неокомский и верхний – посленеокомский. Месторождения нефти и газа тяготеют в основном к платформенному борту бассейна. Коллекторские породы представлены песчаниками и известняками, материнские – палеогеновыми, верхнемеловыми и нижнекаменноугольными глинистыми сланцами.

Запасы углеводородного сырья в Соединенных Штатах Америки

 Основной объем углеводородов приурочен к зоне Прадхо-Бей, суммарные геологические запасы нефти в которой оцениваются в 3.2 млрд. т, из них 2.7 млрд. т приходится на пермо-триасовый горизонт месторождения Прадхо-Бей. Всего в НГБ открыто около 20 месторождений нефти и газа, но разработка многих из них вплоть до последних лет считалась нерентабельной; кроме того, значительная часть перспективных площадей находится на территории, охраняемой федеральным законом о защите арктической природы. Крупнейшие месторождения НГБ: Прадхо-Бей с текущими доказанными запасами нефти и газоконденсата 448 млн. т и Купарук-Ривер с доказанными запасами 139 млн. т. У южного побережья Аляски расположен НГБ Залива Кука. Только кайнозойские отложения этого бассейна, нефтегазоносность которых доказана, достигают мощности 9 км. В бассейне открыто 8 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 200 млн. т.

Газоконденсатное месторождение Прадхо-Бей в США

 Основные запасы нефти и газового конденсата в США приурочены к нефтегазоносному бассейну Мексиканского залива. Максимальные мощности осадочного чехла здесь превышают 15 км, в том числе кайнозойского – 12 км. Объем осадочной толщи составляет 8 млн. км3. Нефтеносны преимущественно кайнозойские и мезозойские песчаники и известняки, а также пенсильванские песчаники. Локальные структуры самые разнообразные – от диапировых куполов до тектонически нарушенных изоклинальных складок; их амплитуды меняются от десятков метров до нескольких километров. Под мощными соляными куполами обнаружено свыше 1200 месторождений нефти. Немало залежей, особенно в области Галф-Кост, связано с неантиклинальными ловушками. Размещение продуктивных зон контролируется сочетанием структурных, стратиграфических и литологических факторов. В осадочной толще НГБ выделено 7 нефтегазоносных комплексов. Общее число продуктивных горизонтов превышает 100. Всего здесь открыто свыше 6800 нефтяных месторождений на суше и более 930 – в акватории Мексиканского залива.

Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива
Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива

В Пермском нефтегазоносном бассейне (на западе штата Техас) с осадочным чехлом мощностью до 8 км продуктивны нижнемеловые песчаники, верхнепермские песчаники и доломиты, палеозойские песчаники, известняки и доломиты, докембрийская кора выветривания. Материнскими считаются нижнепалеозойские глинистые сланцы и аргиллиты. Всего в Пермском НГБ открыто свыше 6000 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами около 6 млрд. т. Крупнейшими являются месторождения Йетс с доказанными запасами 79.3 млн. т, Уоссон (14.9 млн. т) и Спраберри-Тренд (12.6 млн. т).

Пермский нефтегазоносный бассейн США
Пермский нефтегазоносный бассейн США

В Западном Внутреннем нефтегазоносном бассейне США (так называемый Мидконтинент) нефтеносны палеозойские песчаники и известняки. Мощность палеозойского разреза достигает 12 км, выявлено 4 нефтегазоносных комплекса. Общее число нефтяных месторождений, приуроченных к северной части НГБ, превышает 4500. Они располагаются на глубинах от нескольких сотен метров до 9.6 км, в большинстве случаев – до 4900 м. Нефтематеринскими являются нижнепалеозойские глинистые сланцы и аргиллиты. Подтвержденные начальные запасы НГБ достигают 2.4 млрд. т, прогнозные ресурсы – 250 млн. т. Основное месторождение – Шовелтум с доказанными запасами 6.1 млн. т и накопленной с 1919 г. добычей 179.5 млн. т.

Западный внутренний нефтегазоносный бассейн США
Западный внутренний нефтегазоносный бассейн США

На Западном побережье США нефтеносны узкие, вытянутые в субмеридиональном направлении межгорные и предгорные бассейны: Сонома-Оринда-Ливермор, Грейт-Валли, Салинас-Куяма, Санта-Мария, Вентура-Санта-Барбара, Лос-Анджелес. Общим для этих бассейнов являются мощный кайнозойский разрез (иногда больше 10 км) и нефтеносность, приуроченная к кайнозойским или верхним горизонтам мезозойских отложений. Залежи нефти встречаются только в песчаниках, а материнскими породами являются нижнепалеогеновые и верхнемеловые аргиллиты. Залежи преимущественно антиклинального типа. Основные месторождения – Керн-Ривер (доказанные запасы 56 млн. т), Мидуэй-Сансет, Элк-Хиллс и Уилмингтон (на каждом – около 35 млн. т).

Нефтегазоконденсатное месторождение Керн Ривер США
Нефтегазоконденсатное месторождение Керн Ривер США

    Запасы газоконденсата в Мексике

В южной части нефтегазоносного бассейна Мексиканского залива, в водах юрисдикции Мексики, крупнейшим является комплекс месторождений, известный под названием Кантарель. Его составляют 4 месторождения с нефтеносными палеоценовыми толщами мощностью до 600 м и начальными извлекаемыми запасами 530 млн. т. Серьезным недостатком кантарельской нефти является ее повышенная (около 3%) сернистость. Суммарные доказанные запасы морских месторождений Мексики на 1.01.1999 г. составляли, по оценке государственной компании Pemex Exploracion y Produccion, 2.92 млрд. т нефти и около 150 млн. т газоконденсата.

Нефтегазоконденсатные месторождения Мексики
Нефтегазоконденсатные месторождения Мексики

    Запасы газоконденсата в Канаде

В Канаде основные запасы нефти и газоконденсата сосредоточены в западных провинциях страны: Саскачеван, Альберта, Британская Колумбия (Западно-Канадский, Уиллистоунский и др. НГБ). Общая мощность осадочного выполнения в них достигает 5-6 км. Продуктивные комплексы Уиллистоунского НГБ сложены палеогеновыми, мезозойскими, верхнепалеозойскими песчаниками, нижнепалеозойскими песчаниками и известняками, Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна – мезозойскими и нижнепалеозойскими песчаниками, пермскими и девонскими известняками. Материнскими породами в обоих бассейнах являются нижнемеловые и девонские глинистые сланцы. Залежи углеводородов приурочены преимущественно к ловушкам антиклинального (антиклинально-стратиграфического) и литологического типов. В Западно-Канадском НГБ известны неантиклинальные (рифовые) залежи. Рифовый ареал зоны Форт-Нельсон на северо-западе бассейна содержит более 30 месторождений нефти и газа, центральный рифовый ареал – несколько десятков преимущественно нефтяных месторождений. В числе последних – нефтяное месторождение Суон-Хиллс с начальными извлекаемыми запасами около 180 млн. т. Северные регионы Канады, включая арктический шельф (НГБ Бофорт, Свердруп, Лабрадорский и др.), содержат значительные скопления углеводородов, в том числе жидких, однако они пока еще мало исследованы.

Нефтегазоконденсатные месторождения в Канаде
Нефтегазоконденсатные месторождения в Канаде

На восточном шельфе Канады основные перспективы нефтеносности связаны с НГБ Жанна-д’Арк. Общая мощность кайнозойских и мезозойских осадочных пород здесь приближается к 6 км. Залежи нефти приурочены к кайнозойским и нижнемеловым песчаникам, а также к пермским и ордовикским известнякам. Всего в бассейне открыто 16 месторождений углеводородов, из них 13 – нефтяные. Наиболее значительными являются Терра-Нова (начальные запасы 90 млн. т), Хайберниа и Уайтроз.

Добыча нефти и газового конденсата на месторождении Терра-Нова
Добыча нефти и газового конденсата на месторождении Терра-Нова

    Запасы газоконденсата в Южной Америке

В Южной Америке основные ресурсы газоконденсата сосредоточены в нефтегазоносных бассейнах Маракайбо и Оринокском. В первом из них мощность осадочного выполнения – свыше 9 км, а объем – 400 тыс.км3. Нефтегазоносность установлена по всему разрезу, а также в коре выветривания и трещиноватых породах фундамента. Нефтяные залежи (антиклинального и неантиклинального типа) приурочены к меловым и кайнозойским песчаникам и известнякам, а нефтематеринскими породами являются мел-палеогеновые глины и известняки. В НГБ известно 19 нефтяных и газонефтяных месторождений, 16 из которых расположены в акватории оз.Маракайбо. Крупнейшим в НГБ (и одним из крупнейших в мире) является уникальное месторождение Боливар с начальными извлекаемыми запасами 4.38 млрд. т. В пределах месторождения установлено 325 продуктивных песчаных горизонтов в палеогеновых и неогеновых отложениях, обладающих отличными коллекторскими свойствами. Ловушки литологические, стратиграфические и тектонически экранированные. Нередко в специальной литературе фигурируют «месторождения» Тиа-Хуана, Ла-Салина, Лагунильяс, Бочакуэро, Пуэбло-Вьехо, Ла-Роса, Пунта-Бенитас, Кабимас, которые в сущности являются участками месторождения Боливар.

Добыча нефти и газового конденсата на месторождении Маракайбо
Добыча нефти и газового конденсата на месторождении Маракайбо

Оринокский нефтегазоносный бассейн расположен в Венесуэле и в акватории Карибского моря, он включает также о.Тринидад. Общая мощность осадочного выполнения превышает в центральной части бассейна 20 км, а объем достигает 730 тыс.км3. Нефтеносность связана с песчаниками мелового и кайнозойского возраста. Залежи относятся к антиклинальному и стратиграфическому типам. Основные материнские породы – глины палеогенового возраста. Всего в НГБ открыто 267 нефтяных и газонефтяных месторождений. Суммарные начальные извлекаемые ресурсы НГБ оценены в 4.5 млрд. т; около трети их находится в акватории. Вдоль южной границы НГБ тянется «пояс Ориноко», ограниченный площадью развития континентальных кайнозойских и меловых песчаников. Здесь встречаются залежи тяжелой нефти, запечатанные с поверхности асфальтом. Начальные ресурсы природных битумов пояса Ориноко превышают 100 млрд. т.

Оринокский нефтегазоносный бассейн
Оринокский нефтегазоносный бассейн

    Запасы газоконденсата в Северной Африке

Основные нефтегазоконденсатные ресурсы Северной Африки связаны с Тунисско-Сицилийским, Алжиро-Ливийским и Сахаро-Восточно-Средиземноморским нефтегазоносными бассейнами. Крупнейший из них – Алжиро-Ливийский; в нем открыто свыше 100 нефтяных и газонефтяных месторождений. Общая мощность осадочного чехла достигает 7.5 км. Продуктивны триасовые песчаники и нижнепалеозойские известняки, доломиты, песчаники, кварциты. Залежи – антиклинального типа. Материнскими породами являются нижнепалеозойские глинистые и граптолитовые сланцы. Крупнейшим в НГБ является алжирское месторождение Хасси-Месауд, где нефтеносны песчаники кембрийско-ордовикского возраста. Начальные ресурсы месторождения оценивались примерно в 4 млрд. т, доказанные запасы составляют 720 млн. т.

Месторождения нефти и газоконденсата в Северной Африке
Месторождения нефти и газоконденсата в Северной Африке

В огромном по площади (1855 тыс.км2) Сахаро-Восточно-Средиземноморском НГБ мощность осадочного чехла достигает 16 км. Нефтеносность доказана для палеогеновых песчаников, мел-палеогеновых рифовых известняков, юрско-меловых песчаников и доломитов, кембро-ордовикских песчаников и коры выветривания фундамента. В различных частях НГБ вскрыты залежи антиклинального, стратиграфического, литологического и неантиклинального типов. Материнскими породами являются неоген-палеогеновые и юрские глинистые сланцы. Всего в НГБ открыто 276 нефтяных и нефтегазовых месторождений, 4 из них – на шельфе Средиземного моря.

Сахаро-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн
Сахаро-Средиземноморский нефтегазоносный бассейн

В Тунисско-Сицилийском нефтегазоносном бассейне мощность мезо-кайнозойского осадочного выполнения составляет около 13 км. Нефтеносность связана с верхами осадочного разреза: неогеновыми песчаниками, палеогеновыми и меловыми карбонатными породами. Нефтематеринскими являются известняки и глинистые сланцы альбского и туронского возраста. Продуктивные залежи относятся к структурному и стратиграфическому типам. В Тунисско-Сицилийском НГБ открыто 30 нефтяных и газонефтяных месторождений, 22 из них – в акватории Средиземного моря.

Нефтегазоносные бассейны Северной Африки
Нефтегазоносные бассейны Северной Африки

Нефтегазоносный бассейн Суэцкого залива значительно меньше по площади, а его осадочное выполнение не превышает 5.5 км. Нефтеносны верхи и низы разреза. Нефтематеринскими породами являются неогеновые глинистые сланцы и мергели, карбонатные породы кампанского возраста и туронские глинистые сланцы. Залежи относятся преимущественно к антиклинальному и стратиграфическому типам. На площади НГБ открыто 61 нефтяное месторождение, 40 из них расположены на шельфе.

Страны Северной Африки
Страны Северной Африки

    Запасы газоконденсата в Западной Африке

В Западной Африке основные ресурсы газоконденсатного сырья связаны с нефтегазоносным бассейном Гвинейского залива и Кванза-Камерунским, значительные части этих бассейнов (84.3 и 92.3%) расположены на акватории Атлантического океана. В НГБ Гвинейского залива открыто 186 нефтяных и газонефтяных месторождений на суше (включая водоемы в дельте Нигера) и 112 – в океане. Общая мощность мезо-кайнозойского осадочного чехла превышает 12 км. Нефтеносность связана преимущественно с песчаниками палеоген-неогенового и мелового возраста. Залежи антиклинального и стратиграфического типов; нефтематеринские породы представлены глинистыми сланцами мелового и девонского возраста.

Нефтегазоконденсатные месторождения в Западной Африке
Нефтегазоконденсатные месторождения в Западной Африке

Основные месторождения нефти и газоконденсата в Западной Африке – Мерен, Дельта, Окан, Асаса, Юбит, Эдоп, Форкадос-Йорки, Джонс-Крик, Одиди, Имо-Ривер и др. (Нигерия). Их суммарные доказанные запасы составляют около 3 млрд. т. Мощность мезо-кайнозойского осадочного выполнения Кванза-Камерунского НГБ – 8 км. Доказана нефтегазоносность верхнего комплекса кайнозойско-мелового разреза, где продуктивны песчаники, аргиллиты, известняки и доломиты. Материнскими породами считаются глинистые сланцы аптского возраста. Основные месторождения расположены на внешнем океаническом шельфе: Такула, Нумби, Коконго, Вамба, Малонго, Кунгуло (Ангола); Экунду и Комбо (Камерун); Эмерод, Сенджи, Янга (Конго); Раби, Гамба-Ивинга, М’Бья, Ангий (Габон).

Месторождения нефти и газоконденсата в Нигерии
Месторождения нефти и газоконденсата в Нигерии

    Запасы газоконденсата в западноевропейских странах

Зарубежная Европа располагает относительно небольшими ресурсами нефти, газоконденсата и газа. Большая их часть сосредоточена в Центральноевропейском нефтегазоносном бассейне, а в пределах этого бассейна – в Североморской впадине. Всего в пределах Центральноевропейского НГБ выявлено более 180 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений на суше и 265 – в акваториях. Начальные потенциальные извлекаемые ресурсы нефти – 6 млрд. т. Общая мощность осадочного чехла НГБ достигает 14 км. Нефтегазоносны преимущественно отложения палеогенового, мезозойского и пермского возраста. Нижние горизонты осадочного чехла изучены слабо, но вероятность обнаружения в них значительных скоплений жидких углеводородов невелика.

Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн
Центральноевропейский нефтегазоносный бассейн

Залежи углеводородов принадлежат к антиклинальному и неантиклинальному (рифовому) типам. Нефтематеринскими являются преимущественно битуминозные глинистые породы нижней и верхней юры, палеогеновые глины, отчасти – более ранние отложения. Континентальные месторождения невелики по размерам, и львиная доля запасов приходится на акваторию Северного моря. Крупнейшие североморские месторождения нефти приурочены к тектонической структуре Центрального грабена: Статфьорд (Статфьюр) в средне- и нижнеюрско-триасовых песчанистых горизонтах (свиты Брент и Статфьорд), с начальными извлекаемыми запасами в 360 млн. т; Фортис в базальных палеоценовых песчаниках, с начальными извлекаемыми запасами в 490 млн. т; Брент в песчаниках юрского возраста, с начальными извлекаемыми запасами 300 млн. т, Найниен, Троль-Вест, Снурре.

Нефтегазодобывающая платформа месторождения Статфьорд
Нефтегазодобывающая платформа месторождения Статфьорд

    Запасы газоконденсата в Российской Федерации

Россия обладает значительным углеводородным потенциалом. Суммарные прогнозные ресурсы страны оцениваются в 62.7 млрд. т. Большая часть этих ресурсов сосредоточена в восточных и северных районах страны, а также на шельфах арктических и дальневосточных морей. В настоящее время из 2223 открытых в России нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных месторождений в разработку вовлечено 1191, а запасы эксплуатируемых месторождений выработаны в среднем на 45%. Около 80% доказанных запасов сосредоточено в районах суши с развитой добывающей структурой. Важнейшей особенностью географического распределения этих запасов является их высокая концентрация в небольшом числе крупнейших (11) и крупных (140) месторождений. Больше всего доказанных запасов нефти и газоконденсата в Западно-сибирском регионе – 68.7%; далее следуют Уральский (9.1%), Поволжский (9%), Северный (7.6%), Дальневосточный (2.4%), Восточно-сибирский (2.1%), Северо-кавказский (1%) регионы. Доля Северо-Западного (с Калининградской областью), Волго-Вятского и Центрального регионов не превышает 0.1%.

Основные запасы нефтегазоконденсатного сырья в Российской Федерации
Основные запасы нефтегазоконденсатного сырья в Российской Федерации

Из-за обвального спада объемов ГРР, начавшегося с 1992 г., количество доказанных запасов нефти и газоконденсата в России уменьшилось к 1.01.1999 г. на 10.3%, а нефти – на 13%. Сократились на 17.3% доказанные запасы в основном добывающем регионе – в Западной Сибири. Однако начальный потенциал ресурсов нефти России реализован примерно лишь на треть, а в восточных районах и на российском шельфе – не более чем на 10%, так что открытие новых значительных месторождений жидких углеводородов с начальными извлекаемыми запасами свыше 100 млн. т еще возможно, в том числе в Западной Сибири. Наиболее высока разведанность начальных ресурсов нефти в старых добывающих районах (Поволжье – 91.1%, Северный Кавказ – 88.5%, Урал – 84.4%), а также на сухопутной территории Сахалина (94.5%) и Калининградской области (91.9%). В основном нефтегазовом регионе страны, в Западной Сибири, разведанность начальных ресурсов составляет 36.7%.

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция в Сибири
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция в Сибири

Одним из перспективных нефтегазодобывающих регионов планеты является Среднеазиатско-Каспийский регион, часто называемый в зарубежной (и неспециальной отечественной) литературе «Каспием». При этом западные, и прежде всего американские специалисты, говоря о «ресурсах Каспия», имеют в виду ресурсы недр не только акватории Каспийского моря, но и всех прилегающих территорий, и даже не выходящего на Каспийское побережье Узбекистана. Относительно этих ресурсов пока существуют две несовпадающие точки зрения. Согласно одной из них, недра прикаспийских стран располагают огромными залежами нефти, начальные ресурсы которой оцениваются примерно в 30 млрд. т. Согласно другой оценке, на наш взгляд более реалистичной, регион не может содержать более 10 млрд. т нефти, а скорее всего, доказанные запасы составят 4–6 млрд. т.

Прирост извлекаемых запасов нефти и газа в Среднеазиатско-Каспийском регионе
Прирост извлекаемых запасов нефти и газа в Среднеазиатско-Каспийском регионе

Поскольку поисково-разведочного бурения на Каспийской акватории практически не проводилось, пока обе точки зрения имеют право на существование. Впрочем, эйфория начального этапа освоения подводных запасов углеводородов, сопровождавшаяся безудержной рекламой, кажется, уступает место более реальному подходу. В зарубежных изданиях сравнения Каспия с Персидским заливом уступили место сопоставлениям этого региона с Северным морем. Это тоже неплохо, но богатства недр уменьшаются на порядок. Доказанные запасы непосредственно тяготеющих к Каспию регионов, административно ограниченных западными областями Туркменистана и Казахстана, Азербайджаном и прикавказскими субъектами РФ, и входящих в Прикаспийский, Северо-Кавказско–Мангышлакский и Южно-Каспийский нефтегазоносные бассейны (включая Каспийскую акваторию), нами оцениваются в 2.2 млрд. т нефти.

Северокавказско-Мангышлакский нефтегазоносный бассейн
Северокавказско-Мангышлакский нефтегазоносный бассейн

    Запасы газоконденсата крупнейших компаний мира

В настоящее время двадцать крупнейших нефтедобывающих компаний мира располагают запасами жидких углеводородов, превышающими 680 млн. т. В большинстве случаев в статистике учитываются только доказанные запасы нефти и газоконденсата.

Добыча газового конденсата крупнейшими компаниями мира
Добыча газового конденсата крупнейшими компаниями мира

В последнее время отчетливо прослеживается далеко не ведущая роль американских нефтяных гигантов по запасам углеводородного сырья. Крупнейший из них – даже после слияния с другой значительной компанией – занимает по запасам сырья только 16-е место. При этом основная часть ресурсов американских компаний находится за рубежами США: Mobil – 78%, Chevron – 75.5%, Exxon – 62.3%, Texaco – 48.9% запасов. Это можно объяснить как ограниченностью запасов собственно американской территории, так и негеологическими причинами: сильной конкуренцией за сырьевые ресурсы, антимонопольным законом, действующим в стране, льготным налогообложением в «странах третьего мира».

Крупнейшая американская нефтяная компания ExxonMobil
Крупнейшая американская нефтяная компания ExxonMobil

В Саудовской Аравии экспортом нефти и газового конденсата, а так же их переработкой занимается компания Saudi Aramco -- национальная нефтяная компания Саудовской Аравии, крупнейшая нефтяная компания мира по показателю добычи угдеводородного сырья и размеру нефтяных запасов. Также, по оценке газеты «Financial Times», она является крупнейшей компанией в мире по стоимости бизнеса ($781 млрд.). Штаб-квартира - в Дахране. «Saudi Aramco» контролирует месторождения с запасами нефти примерно 260 млрд. баррелей (99 % запасов Саудовской Аравии), что составляет около четверти мировых разведанных запасов нефти. Имеет большое влияние в ОПЕК. Компания контролирует добычу природного газа на территории страны, владеет современными нефте- и газоперерабатывающими заводами.

Логотип компании Saudi Aramco
Логотип компании Saudi Aramco

Компания имеет филиалы, совместные предприятия и дочерние компании в Китае, Японии, на Филиппинах, Республике Корея, Сингапуре, Объединенных Арабских Эмиратах, США и Великобритании. Компании принадлежит флот современных супертанкеров. У «Saudi Aramco» имеется совместное предприятие с российской нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ» -- «Lukoil Saudi Arabia Energy Ltd.» (LUKSAR). В начале 2007 года это СП обнаружило коммерческие залежи природного газа на блоке А, расположенном в восточной части нефтегазоносного бассейна Руб аль-Хали (к югу от крупнейшего в мире нефтяного месторождения Аль-Гавар). Между правительством Саудовской Аравии и «LUKSAR» подписан договор о разработке этого блока на срок до 40 лет (общий объём инвестиций в проект, как ожидается, составит около $2 млрд.). По данным компании в 2006 году ее добыча составляла 8,9 млн. баррелей нефти в день, что соответствует 443,1 млн. тонн нефти в год.

О нефтегазодобывающей компании Saudi Aramco

 Среди российских нефтедобывающих компаний ведущее место по запасам нефтегазоконденсатного сырья занимают «ЛУКОЙЛ» и «ЮКОС». Ресурсы их сравнимы с ресурсами крупнейших зарубежных нефтяных монополий. По данным руководства «ЛУКОЙЛ», доказанные запасы компании составляют 2.22 млрд. т, вероятные – 0.4 млрд. т, при этом на территории России доказанные запасы компании оценены в 1.5 млрд. т. Несколько иначе оцениваются запасы компании зарубежными аналитиками. По данным британских статистиков, «ЛУКОЙЛ» располагает 2.3 млрд. т общих запасов нефти и газового конденсата, в том числе 1.4 млрд. т доказанных. По оценке аудиторской фирмы Miller & Lents, доказанные запасы компании – 1.53 млрд. т, общие – 2.55 млрд. т.

Российская нефтегазодобывающая компания ЮКОС
Российская нефтегазодобывающая компания ЮКОС

Следующая информация, опубликованная управлением геологии и разведки компании «ЛУКОЙЛ». К этой цифре можно добавить доказанные запасы совместных предприятий, участником которых является «ЛУКОЙЛ» (227 млн. т), а также доказанные запасы АО «Архангельскгеолдобыча», контрольным пакетом которого владеет «ЛУКОЙЛ» (461 млн. т). Таким образом, суммарные доказанные запасы компании, включая совместные предприятия, составляют 2.9 млрд. т. Последняя по времени опубликованная оценка доказанных запасов компании «ЮКОС» составляет 2.36 млрд. т.

Российская нефте-газовая компания Лукойл

Мировая добыча газового конденсата

 В условиях постепенного сокращения добычи нефти особое значение начинает приобретать добыча газового конденсата. Технология промысловой обработки природных газов газоконденсатных месторождений в настоящее время характеризуется низкой степенью извлечения жидких углеводородов: этана - около 10, пропан-бутанов - 30, компонентов С5 и выше - до 95 мас. Относительно низкий уровень извлечения углеводородов на промысловых установках обусловлен применением процесса низкотемпературной сепарации (НТС) на температурном уровне до - 30 С. Поэтому при изменении в перспективе конъюнктуры рынка могут приобрести значительную актуальность технологические процессы обработки газа на температурном уровне (до -60 – -80 С), которые сейчас реализуются исключительно в заводских условиях. На этом температурном уровне практически полностью извлекаются углеводороды С5 и выше, а также примерно 50 - 60 % пропан-бутановой фракции. Кроме того, при необходимости может быть извлечено и до 50 % этана.

Сокращение запасов нефти
Сокращение запасов нефти

 За рубежом газовые конденсаты, как правило, закачивают в нефть; поэтому на основе тазовых конденсатов нет самостоятельных нефтехимических предприятий. В некоторых районах России, где добыча газовых конденсатов составляет, или может составить, значительные масштабы, на основе этого вида сырья могут быть организованы самостоятельные нефтехимические предприятия по переработке газового конденсата.

Предприятие по переработке газового конденсата
Предприятие по переработке газового конденсата

 Наряду с добычей и поставками газа потребителям газодобывающие и газоперерабатывающие предприятия занимаются добычей газового конденсата и нефти, комплексной переработкой углеводородного сырья с производством широкой номенклатуры продукции, собственными силами ведут эксплуатацию газоконденсатных месторождений, находящихся на их балансе, полностью осуществляют эксплуатационное бурение газоконденсатных скважин.

Комплексная переработка углеводородного сырья
Комплексная переработка углеводородного сырья

 Более тяжелые компоненты природного газа – этан, бутан, пропан и другие - при нормальных температуре и давлении находятся в жидком состоянии. При выходе природного газа из скважины они удаляются из газового потока для того, чтобы их конденсат не затруднял передачу газа; добыча газового конденсата регистрируется в газовой промышленности отдельно. Например, в среднем по США соотношение добычи газового конденсата и сырой нефти составляет 220 кг конденсата на 1 т сырой нефти. Экстраполируя данные по добыче конденсата в прошлом и принимая приведенное выше значение, получим, что пик добычи газового конденсата был в 1979 г. Такой же анализ для мировой добычи газового конденсата дает следующее значение: от 41 млрд. до 63 млрд. тонн, и достижение пика добычи в период между 1990 и 2010 гг. Несмотря на наличие в прогнозе такого типа большого числа неопределенностей, совершенно очевидно, что вскоре возникнет дефицит в снабжении традиционным нефтяным топливом.

Соотношение добычи нефти и газового конденсата в странах мира
Соотношение добычи нефти и газового конденсата в странах мира

Газовая промышленность является быстро развивающейся отраслью народного хозяйства. Такое интенсивное наращивание добычи газа в последнее время предусматривается за счет увеличения добычи газового конденсата и внедрения на газовых промыслах высокопроизводительных автоматизированных блочных установок по подготовке газа и извлечению газового конденсата.

Прирост добычи нефтегазоконденсатного сырья
Прирост добычи нефтегазоконденсатного сырья

Достоинство малогабаритных блочных установок - их низкая стоимость, быстрота изготовления, компактность, возможность транспортирования авиацией в любой район страны, исключение индивидуального пароводоэлектроснабжения, так как они входят в состав установок промысловой обработки природного газа. Преимущество этих установок – возможность их строительства и эксплуатации на обычных месторождениях газа с невысоким уровнем добычи газового конденсата, транспортирование которого нерентабельно. Малогабаритные блочные установки в зависимости от физико-химических свойств газового конденсата и ассортимента получаемых продуктов компонуются из четырех основных технологических блоков: одноколонной ректификации, двухколонной ректификации, метакрекинга и депарафинизации.

Малогабаритная блочная установка по извлечению газоконденсата
Малогабаритная блочная установка по извлечению газоконденсата

Газовые конденсаты являются ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности. Поэтому на основе газоперерабатывающих заводов, особенно крупных, целесообразно создавать газохимические комплексы, включающие подготовку и переработку газоконденсатного сырья. При разработке предложений по использованию газовых конденсатов необходимо учитывать их углеводородный, фракционный и химический состав, особенности размещения районов добычи газовых конденсатов, потребления продуктов их химической переработки, а также специфику и перспективы развития соответствующих смежных отраслей промышленности.

Развитие нефтехимической промышленности вмире

    Добыча нефти и газоконденсата в мире

Выдающийся ученый в области теории и практики разработки нефтяных месторождений и подземной гидродинамики В. Н. Щелкачев, анализируя в своей книге «Отечественная и мировая нефтедобыча» исторические данные объемов добычи нефти и нефтепродуктов, предложил разделить развитие мировой нефтедобычи на два этапа: первый этап - с самого начала до 1979 года, когда был достигнут первый относительный максимум нефтедобычи (3235 млн. т.). Второй этап - с 1979 года по настоящее время.

Объемы добычи нефти и газоконденсата в мире
Объемы добычи нефти и газоконденсата в мире

Было отмечено, что с 1920 года по 1970 год мировая нефтедобыча увеличивалась не только почти в каждом новом году, но и по десятилетиям добыча росла практически в геометрической прогрессии (увеличивалась почти вдвое за каждые 10 лет). С 1979 года происходит замедление темпов роста мировой нефтедобычи. В начале 80-х даже происходит кратковременное снижение добычи нефти. В дальнейшем рост объемов добычи нефти возобновляется, но уже не такими стремительными темпами как на первом этапе. Несмотря на падение объемов добычи нефти в начале 80-х и периодически случающиеся кризисы, в целом мировая добыча нефти неуклонно растет. Среднегодовые темпы роста за период с 1970 по 2012 гг. составили порядка 1,7%, причем этот показатель существенно меньше среднегодовых темпов роста мирового ВВП.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в мире млн тонн
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в мире млн тонн

В январе 1995 года в мире работало 1738 буровых скважин на нефть, газовый конденсат и газ (здесь и далее данные по буровым без стран бывшего СССР) и добывалось 68 мегабаррелей нефти, газоконденсатов и газоконденсатных жидкостей в сутки. К февралю 2012-го эта цифра удвоилась до 3850, а добыча стала 84 мегабаррелей в сутки (+24%). В основном это заслуга стран Северной Америки. В частности в январе 1995 это составляло 737 буровых скважин на нефть, газоконденсат и газ (42% от мира), в октябре 2011 было уже 2010 буровых - 55% от мировых показателей.

Мировое производство нефти и газоконденсатных жидкостей
Мировое производство нефти и газоконденсатных жидкостей

Всё туже человечеству обходится добыча нефтегазоконденсатного сырья. К 2012 году количество нефтегазоконденсатных скважин в мире достигало почти 4000, в Северной Америке – 2700. Распределение количества буровых вышек по регионам представлено на диаграммах:

Количество нефтегазоконденсатных буровых вышек в мире
Количество нефтегазоконденсатных буровых вышек в мире

Среднее число буровых установок в мире без Северной Америки (бледно-розовая линия) периода 1995-2003 - около 750. сейчас – 1300, в пересчёте на 1 буровую вышку добыча углеводородного сырья падает. На следующей диаграмме укрупнены и детализированы графики по регионам:

Количество нефтегазоконденсатных буровых вышек по регионам
Количество нефтегазоконденсатных буровых вышек по регионам

Буровые вышки в мире растут как на дрожжах, и страх остаться без ценных углеводородов порабощает, а в Европе и добывать нечего, в контексте обзора по добыче углеводородов в Европейских странах видно, что рост буровых нефтегазоконденсатных установок (без газовых) за последние 7 лет вырос в два раза.

Рост числа буровых установок на нефть и газоконденсат
Рост числа буровых установок на нефть и газоконденсат

Мир без Северной Америки представлен последней линией в легенде. Огромный рост количества буровых в североамериканских нефтегазовых регионах намекает на снижение EROEI. Ниже представлена динамика количества газодобывающих буровых вышек. Многие удивлялись, что американцы вышли на 1-е место по добыче газа (а до этого дышали нам в затылок), но график всё объясняет и последствия для EROEI - соответствующие. 88% мировых буровых на газ - в Северной Америке, а доля добычи газа - 20%.

Динамика количества газодобывающих буровых вышек
Динамика количества газодобывающих буровых вышек

    Добыча газоконденсата в России

Энергетическая стратегия России на период до 2035 года определит перспективы развития топливно-энергетического комплекса страны на ближайшие 20 лет. Поэтому документ должен учитывать все появившиеся вызовы. Основные среди них - это обострение конкуренции на мировых рынках энергоносителей; замедление роста российской экономики в условиях ухудшения геополитической ситуации; введение ограничений на доступ к ключевым технологиям, оборудованию и международному капиталу для российского ТЭКа.

Энергетическая стратегия России на период до 2035 года

 Основная цель Стратегии - содействие динамичному социально-экономическому развитию страны через эффективное и устойчивое развитие ее топливно-энергетического комплекса. Стратегия практически сбалансирована, в то же время будут рассмотрены и учтены дополнительные замечания и предложения к этому документу. Сценарии Энергостратегии, в свою очередь, также будут откорректированы в соответствии с показателями долгосрочного прогноза социально-экономического развития страны, особенно в части внутреннего потребления энергоресурсов.

Топливно-энергетический комплекс Российской Федерации

 Между тем текущая экономическая ситуация, связанная с введением рядом стран санкций в отношении нефтегазового комплекса России и с девальвацией рубля, дает возможность увеличить свою долю на рынке отечественным поставщикам технологий и оборудования для ТЭКа. При этом могу совершенно точно сказать, что действующие санкции Евросоюза и США практически не повлияли на текущий уровень добычи и переработки углеводородного сырья.

Показатели нефтегазового комплекса России
Показатели нефтегазового комплекса России

Объём добычи нефти и газового конденсата в РФ в январе-октябре 2014 года вырос на 0,7% по сравнению с аналогичным показателем 2013 года и составил 437,886 млн. тонн (10,558 млн. баррелей в сутки). Такие данные содержатся в оперативной сводке ГП "ЦДУ ТЭК". В октябре Россия произвела 44,838 млн. тонн нефти (+0,3% по сравнению с октябрём 2013 года). При этом среднесуточная добыча нефти в прошлом месяце достигла 10,602 млн. баррелей в сутки. Объем суточной добычи нефти и газового конденсата в РФ по состоянию на 19 апреля 2015 года составил 1 млн. 458,6 тыс. тонн. Об этом сообщает ГП «ЦДУ ТЭК». Коммерческие запасы нефти в РФ на 14.04.2015 составляют 5701,4 тыс. тонн. Объем суточной добычи нефти и газового конденсата в РФ по состоянию на 16 апреля 2015 года составил 1 млн. 465,3 тыс. тонн.

Коммерческие запасы нефтепродуктов
Коммерческие запасы нефтепродуктов

За первые два месяца 2015 года добыча нефти и газового конденсата выросла на 0,7% (до 86 млн. т) по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. При этом в 2014 г. добыча нефти тоже выросла: если за 2013 г. в России добыли 523,4 млн. т нефти и газового конденсата, то в 2014 г. - уже 526,7 млн. т, что на 0,6% больше. В 2015 году объем добычи ожидается на этом же уровне (526 млн. т). Также в отрасли наблюдается значительное увеличение объемов бурения - рост в этом секторе составил 19,2% (3194,5 тыс. м за 2 месяца 2015 г.).

Добыча и экспорт энергетических ресурсов России

 Объём добычи нефти и газового конденсата в РФ в январе-октябре 2014 года вырос на 0,7% по сравнению с аналогичным показателем 2013 года и составил 437,886 млн. тонн (10,558 млн. баррелей в сутки). Такие данные содержатся в оперативной сводке Центрального Диспетчерского Управления Топливно-энергетического комплекса "ГП ЦДУ ТЭК". В октябре Россия произвела 44,838 млн. тонн нефти (+0,3% по сравнению с октябрём 2013 года). При этом среднесуточная добыча нефти в прошлом месяце достигла 10,602 млн. баррелей в сутки. Объем суточной добычи нефти и газового конденсата в РФ по состоянию на 19 апреля 2015 года составил 1 млн. 458,6 тыс. тонн. Об этом сообщает ГП «ЦДУ ТЭК». Коммерческие запасы нефти в РФ на 14.04.2015 составляют 5701,4 тыс. тонн. Объем суточной добычи нефти и газового конденсата в РФ по состоянию на 16 апреля 2015 года составил 1 млн. 465,3 тыс. тонн.

Центральное Диспетчерское Управление ТЭК России
Центральное Диспетчерское Управление ТЭК России

Отмечу при этом, что, по прогнозу Минэнерго, в 2015 году в суммарной структуре добычи нефти и газового конденсата доля шельфовых месторождений и трудноизвлекаемых запасов составит около 9,5%, к 2020 г. - примерно 12%, а к 2035 г. - почти 25%. Несмотря на санкции, над шельфом нужно работать, и основная ближайшая задача в этой сфере - геологоразведка. Добыча нефти там начнется как минимум лет через 7-10, потому что пока они недоразведаны.

Добыча трудноизвлекаемых запасов жидких углеводородов
        Крупнейшие нефтяные компании России

В России добычу нефти и газоконденсата осуществляют 9 крупных вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). А также около 150 малых и средних добывающих компаний. На долю ВИНК приходится порядка 90% всей добычи нефти. Примерно 2,5% нефти добывает крупнейшая российская газодобывающая компания Газпром. А остальное добывают независимые добывающие предприятия.

Крупнейшие газонефтяные компании России
Крупнейшие газонефтяные компании России

Вертикальная интеграция в нефтяном бизнесе - это объединение различных звеньев технологической цепочки добычи и переработки углеводородов ("от скважины до бензоколонки"), в том числе: разведка запасов нефти, бурение и обустройство месторождений; добыча нефти и ее транспортировка; переработка нефти и транспортировка нефтепродуктов; сбыт (маркетинг) нефтепродуктов.

Вертикальная интеграция в нефтяной отрасли
Вертикальная интеграция в нефтяной отрасли

Вертикальная интеграция позволяет достичь следующих конкурентных преимуществ: обеспечение гарантированных условий поставок сырья и сбыта продукции, снижение рисков, связанных с изменениями рыночной конъюнктуры, снижение затрат на выпуск единицы продукции.

Преимущества вертикальной интеграции
Преимущества вертикальной интеграции

Лидерами нефтяной отрасли в России по добыче углеводородного сырья являются Роснефть, Газпром и ЛУКОЙЛ.

Роснефть и Лукойл - Сладкая парочка
Роснефть и Лукойл - Сладкая парочка

За 10 месяцев 2014 года нефтяная компания "Роснефть" произвела 159,100 млн. тонн нефти и жидких углеводородов (в октябре - 16,251 млн. тонн), "ЛУКОЙЛ" - 72,060 млн. тонн (7,382 млн. тонн), "Сургутнефтегаз" - 51,140 млн. тонн (5,224 млн. тонн), "Газпром нефть" - 28,003 млн. тонн (2,874 млн. тонн), "Татнефть" - 22,092 млн. тонн (2,259 млн. тонн), "Славнефть" - 13,504 млн. тонн (1,348 млн. тонн), "Башнефть" - 14,667 млн. тонн (1,591 млн. тонн), "Русснефть" - 7,179 млн. тонн (0,714 млн. тонн). По данным ГП "ЦДУ ТЭК", предприятиями с российским капиталом и совместными предприятиями с иностранными инвестициями в январе-октябре было добыто 41,315 млн. тонн сырья (в октябре - 4,369 млн. тонн).

Темпы роста добычи нефти и газового конденсата в России
Темпы роста добычи нефти и газового конденсата в России

"Газпром" за 10 месяцев 2014 года произвел 13,275 млн. тонн нефти и газового конденсата (в октябре - 1,365 млн. тонн). Операторы СРП добыли 11,937 млн. тонн углеводородного сырья (1,098 млн. тонн). В целом динамика добычи в России остается положительной, однако годовой рост за 7 месяцев 2014 года составил только 0,8%. Это результат продолжающегося снижения добычи на старых западносибирских месторождениях на фоне более чем 20%-ного падения эксплуатационного бурения у Сургутнефтегаза, Роснефти (исключая РН Холдинг) и ряда других компаний, не компенсированного бурением более эффективных горизонтальных скважин.

Газпром России

 Совокупная добыча Роснефти по-прежнему составляет около 3,7 млн. барр./сут. Тем не менее, ее добыча за вычетом вклада Роснефть-Холдинга снижалась по сравнению с аналогичным периодом прошлого года четвертый месяц подряд. Добыча РН Холдинга тоже начинает снижаться из-за замедления темпов роста бурения. Отбор нефти Юганскнефтегазом за 7 М14 сократился на 2,2% по сравнению с 7 М13. Тем не менее, Роснефть намерена стабилизировать и даже увеличить добычу на своем основном добывающем предприятии, добычу которого планируется увеличить с нынешних 1,3 млн. барр./сут. приблизительно до 1,4 млн. барр./сут. через два-четыре года. Эта программа – часть усилий нефтяных компаний и администрации округа по предотвращению продолжающегося падения производства в Ханты-Мансийском АО, обеспечивающем около половины добычи жидких углеводородов в России.

Роснефть - достижения и перспективы развития

 Совокупная добыча ЛУКОЙЛа за 7 М14 на 1,4% превышает уровень 7 М13. Но держится она в плюсе с трудом – в основном за счет приобретения в прошлом году Самара-Нафта и 8%-ного роста бурения за 1П14. Добыча Сургутнефтегаза остается стабильной за счет наращивания добычи в Республике Саха (рост 7%), компенсирующего снижение добычи в Ханты-Мансийском АО (на 1,0% в годовом выражении). Свой вклад в замедление роста добычи нефти и конденсата в России в июле внесло резкое падение добычи газа Газпрома, приведшее к снижению добычи жидких углеводородов на 23%. Газпром нефть и Башнефть показали годовой рост соответственно на 4,6 и 13,1%.

ЛУКОЙЛ осваивает иракскую нефть

 С учетом недавно введенных санкций на поставки технологий в Россию будущее нефтедобычи в России на средне- и долгосрочную перспективу становится менее определенным. Санкции могут негативно повлиять и на добычу на старых месторождениях Западной Сибири, где для поддержания добычи требуется применение технологий повышения нефтеотдачи пласта (EOR). Проблема заключается в том, что некоторые такие технологии, как и технологии добычи сланцевой нефти, подпадающие под санкции, требуют, например, применения горизонтального бурения. Санкции могут негативно отразиться и на работе российских СП с западными компаниями, которые обеспечивают поставки и применение новейших технологий, программного обеспечения и бурового оборудования. Тем не менее, мы считаем, что влияние санкций на добычу нефти в России в ближайшие год – два будет минимальным либо практически не проявится.

Санкции против России
Санкции против России
        Планирование добычи газового конденсата в России

К исходным показателям для планирования добычи газового конденсата относятся: удельное потенциальное его содержание в добываемом газе при текущем пластовом давлении, степень отбора конденсата от потенциального содержания, добыча газа из газоконденсатных залежей. Следует отметить, что себестоимость добычи газового конденсата в несколько раз ниже себестоимости добычи нефти, а переработка его на специальных заводах примерно в 1 5 раза экономичнее первичной переработки нефти, по получаемым продуктам.

Сравнительная себестоимость добычи нефтегазоконденсатного сырья в России
Сравнительная себестоимость добычи нефтегазоконденсатного сырья в России

В связи с большими ожидаемыми объемами добычи сернистых газовых конденсатов Прикаспийской впадины переработка остатков их перегонки коксованием или сочетанием с предварительным гидрообессериванием сырья, является перспективным вариантом их глубокой переработки. Высокие темпы развития газовой промышленности предопределяют значительный рост объемов добычи газового конденсата. В связи с этим важное значение приобретает проблема транспортирования конденсата на большие расстояния. В зависимости от размещения комплексов стабилизации конденсата решается вопрос о транспортировании либо стабильного конденсата, метана и этана, либо нестабильного конденсата.

Транспортирование газового конденсата на большие расстояния
Транспортирование газового конденсата на большие расстояния

К показателям объема продукции в натуральном выражении относятся добыча нефти, добыча газового конденсата, добыча газа, валовая и товарная добыча нефти, газа и газового конденсата. При определении объема добычи газового конденсата потерянные продукт и сопутствующий газ не учитываются.

Система снижения потерь в резервуарах с нефтепродуктами
Система снижения потерь в резервуарах с нефтепродуктами

Из Вуктыльского месторождения добывается большое количество конденсата: в 1970 г. было получено примерно 4 млн. т - более 60 % общесоюзной добычи газового конденсата. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) вступило в позднюю стадию разработки, когда с особой остротой встают проблемы, связанные со значительными темпами падения пластового давления, снижением объемов добычи газового конденсата, массовым обводнением скважин, а также снижением загрузок перерабатывающих предприятий. Изменившиеся условия привели к необходимости поддержания сырьевой базы за счет разработки и эксплуатации новых месторождений, в том числе и нефтяных, а также путем увеличения доли сырья Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), которое, в свою очередь, отличается повышенным содержанием тяжелых углеводородов и кислых компонентов.

Карачаганакское газоконденсатное месторождение

 В основных направлениях и перспективных планах экономического развития газонефтяной отрасли предусматривается увеличить мощности по комплексной переработке нефтяного и природного газов с получением из них этана, серы и других сопутствующих компонентов, наращивать добычу газового конденсата, обеспечить более полное его использование.

Наращивание добычи газового конденсата
Наращивание добычи газового конденсата

Разработка разделов отраслевого плана в рамках блока Производство осуществляется выполнением следующих взаимосвязанных комплексов расчетов: баланс и определение объемов добычи газа (природного и попутного); определение объемов добычи газового конденсата; определение объемов разведочного и эксплуатационного бурения на природный газ; ввод мощностей по транспорту газа и определение направлений развития магистральных газопроводов; ввод мощностей по переработке газа и определение объемов производства серы, гелия, сжиженных газов и газового бензина; определение валовой товарной и реализуемой продукции по газовой отрасли; определение фондоотдачи и фондовооруженности.

Установка выделения серы из нефтепродуктов

 На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в России составляют 10197,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 10173,0 баррелей в сутки, то есть рост добычи составил 0,2 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 10197,0 бар/сут, минимальный – 5707,0 бар/сут в 1998 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в России
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в России

    Добыча газоконденсата в США

По объемам производимых углеводородов США и Россия сопоставимы между собой и производят примерно одинаковые объемы. Однако динамика кардинально отличается. За последние 5 лет добыча газа в США выросла на 20%, а в России – снизилась на 2%. Добыча сырой нефти в США выросла за 5 лет на 30%, в России – всего лишь на 5%. В последние годы основной прирост добычи американской сырой нефти происходит преимущественно за счет сланцевых месторождений Bakken в Северной Дакоте и Eagle Ford в Техасе. В августе объемы добычи сырой нефти в США достигли максимального значения за последние 24 года. Рост собственной добычи позволяет вытеснять импортные поставки на внутреннем рынке, а высокие мировые цены на нефть позволяют реализовать инвестиционные проекты даже с относительно высоким уровнем удельных издержек.

Динамика добычи газоконденсата на месторождении Eagle Ford
Динамика добычи газоконденсата на месторождении Eagle Ford

С 2012 г. американские компании снизили себестоимость добычи сланцевой нефти на $30 до $34-67 за баррель (для WTI), писал в подробном анализе деятельности компаний банк Morgan Stanley. Citi приводит расчет, показывающий, что в нынешних условиях добыча на месторождениях США вряд ли упадет даже при уменьшении числа буровых установок. В 2013 г. на сланцевых нефтяных месторождениях работало в среднем 1370 буровых установок, в январе 2014 г. - 1403, в декабре - 1575 (в среднем в 2014 г. - 1530). Если сокращение капиталовложений приведет к уменьшению числа установок на 20%, их останется 1250. Однако производительность в этом году выросла на 34%; если такие темпы сохранятся и в 2015 г., то объем добычи при сократившемся числе буровых будет таким, как будто работало 1675 установок с производительностью на уровне 2014 г. Если же производительность вырастет лишь на 17%, объем добычи будет соответствовать работе 1460 установок. «Это вряд ли можно считать рецептом для ощутимого замедления роста добычи», - делают вывод в Citi.

Себестоимость сланцевой нефти на месторождениях США
Себестоимость сланцевой нефти на месторождениях США

США сократили потребление нефти и нефтепродуктов, но главное - радикально нарастили ее добычу благодаря сланцевой революции. Если в 1983-2005 гг. потребление выросло на 36,5% до 20,90 млн. баррелей в день, то затем стало снижаться - на 9% до 18,96 млн. в 2013 г. Добыча же в 2005-2013 гг. выросла с 5,18 млн. до 7,44 млн. баррелей в день (в кризис 2008 г. она временно падала ниже 4 млн.). В этом году рост добычи ускорился до более чем 1,5 млн. баррелей: по данным Администрации энергетической информации (EIA - ведомство министерства энергетики США), за неделю по 5 декабря нефтедобыча составила 9,118 млн. баррелей в день - это рекорд для недельной статистики, которая ведется с 1983 г.

Динамика потребления и добычи нефтепродуктов в США
Динамика потребления и добычи нефтепродуктов в США

Собственная нефть вытеснила с американского рынка импортную, для которой пришлось искать покупателей в других регионах, увеличивая там предложение. Если в 2005 г. импорт нефти в США составлял 10,13 млн. баррелей в день, то в 2014 г. - 7,4 млн. Например, поставки из Нигерии сократились в 2010-2013 гг. на 76,4%, из Ирака - на 17,3%, из Венесуэлы - на 33,5%, из Мексики - на 26,10% (хотя импорт из ряда других стран, например Саудовской Аравии и Кувейта, вырос).

Динамика импорта нефтепродуктов в США
Динамика импорта нефтепродуктов в США

Нефтедобыча в США оказалась более жизнеспособной, нежели предполагалось. Но компании не могут не реагировать на падение цен. Компания ConocoPhillips объявила о сокращении капиталовложений в 2015 г. на 20%. Она отложит разработку ряда новых участков сланцевых месторождений, включая Permian Basin в западном Техасе, Niobrara в Колорадо, Montney и Duvernay в западной Канаде. Основные инвестиции будут сосредоточены на уже активно эксплуатирующихся месторождениях Bakken в Северной Дакоте и Eagle Ford в Техасе. Но ConocoPhillips рассчитывает, как и ранее, увеличить добычу в 2015 г. на 3%.

Компания ConocoPhillips
Компания ConocoPhillips

Добыча нефти и газового конденсата в Соединенных Штатах Америки в марте 2015 года увеличилась на 13% относительно того же месяца прошлого года - до 9,32 млн. баррелей в сутки (б/с), что является максимальным уровнем с февраля 1973 года. Производство газоконденсата в стране выросло в марте на 9,1% - до рекордных 3,05 млн. б/с. "Объемы производства нефти и газоконденсата в прошлом месяце остались на максимальных за несколько десятилетий уровнях, несмотря на сокращение числа буровых установок в США до минимального уровня за пять лет", - отмечает главный экономист API в Вашингтоне Джон Фелми. Согласно данным Baker Hughes Inc., количество действующих установок для бурения нефтегазоконденсатных скважин в США по итогам прошлой недели упало до 760 - минимума с 2010 года. За 18 недель показатель снизился на 52%.

В США сокращается количество буровых установок

 В Соединённых Штатах зафиксирован рекордный максимум добычи нефти. Информация об этом поступила в ходе опубликования отчёта статистиков, который каждый месяц делается и обнародуется Американским институтом нефти. Как следует из исследования института, количество добытой в Штатах нефти в марте 2015 года в сравнении с аналогичным периодом 2014 года увеличилось на 13%. Это значит, что ежедневно в течение месяца американские нефтедобывающие компании извлекали из недр 9-9,5 миллиона баррелей. Этот показатель сравним с добычей углеводородного сырья в феврале 1973 года.

Американский Институт Нефти
Американский Институт Нефти

Кроме того, рекорд был поставлен и по количеству полученного газоконденсата – ежедневно в марте американские компании извлекали в среднем около 3-3,5 миллиона баррелей. Здесь рост добычи также сложился на уровне 9% в сравнении с данными за минувший год. Часть углеводородов, получаемых в Соединённых Штатах, американцы запасают у себя в стране, часть – поставляют на экспорт. Благодаря росту суточной добычи нефти объём запасённых углеводородов в Соединенных Штатах вырос до 469 миллионов баррелей (это на 22% больше запасов на март прошлого года).

Добывающие скважины на нефтегазоконденсатных месторождениях США

 Запасы бензина в США выросли на 4,9% - до 231,8 млн. баррелей, максимума для марта с 1988 года. Объем нефтепереработки в стране в марте достиг 15,9 млн. б/с, что является рекордом для этого месяца года. Объем экспорта нефтепродуктов увеличился на 18% - до 4,56 млн. б/с, что также является рекордом. Импорт нефти и нефтепродуктов в США вырос на 5,9% - до 9,79 млн. б/с.

Динамика запасов бензина в США
Динамика запасов бензина в США

В Соединенных Штатах Америки существует тенденция сокращения количества буровых установок. На данный момент в Соединённых Штатах функционирует 760 комплексов оборудования, что является минимальным количеством за последнюю пятилетку. Причём большая часть установок (52% от всех) была упразднена в течение последних нескольких месяцев. На сегодняшний день цена на американскую нефть марки WTI установлена в 56,25 доллара за 1 баррель (данные по итогам лондонских биржевых торгов от 17 апреля). В сравнении с предыдущим днём биржевых торгов наблюдается незначительное снижение в цене – примерно на 0,8%.

Снижение цен на нефть - угроза нефтедобывающим компаниям США

 Эксперты ОПЕК заявили о возможном снижении добычи нефти в США "к концу 2015 г." на фоне сокращения количества действующих буровых установок на сланцевых месторождениях. В рамках ежемесячного доклада ОПЕК по нефтяному рынку аналитики организации, оценивая динамику предложения нефти со стороны США в текущем году, отметили: «Низкие мировые цены на нефть могут повлиять на объемы добычи нефти из нетрадиционных источников, таких как сланцы и другие различные источники газоконденсатов». 

Влияние цен на нефть на объемы добычи
Влияние цен на нефть на объемы добычи

Компании, которые занимаются добычей сланцевой нефти, знают, что объем добычи нефти в среднем на отдельных сланцевых скважинах снижается на 60% в год и потери в добыче можно возместить только за счет бурения новых скважин. По мере снижения буровой активности в США – из-за сокращения затрат компаниями на фоне низких нефтяных цен – к концу 2015 г. возможно снижение добычи нефти".

Снижение буровой активности США
Снижение буровой активности США

Ранее в ОПЕК прогнозировали снижение добычи нефти в США лишь в 2018 г. Однако американские сланцевики уже ощутили на себе последствия падения цен на нефть, и, как заявил глава ОПЕК, картель "не собирается их субсидировать". О возможном снижении нефтедобычи также заявляли в одной из ведущих компаний сланцевого сегмента США. По предварительным данным Министерства энергетики США, добыча сланцевой нефти на ряде основных месторождений уже остановилась.

Прогноз добычи сланцевой нефти в США
Прогноз добычи сланцевой нефти в США

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Соединенных Штатах Америки составляют 9185,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 9226,0 баррелей в сутки, то есть снижение добычи составило 0,4 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 10044,0 бар/сут, минимальный – 3983,0 бар/сут в 2008 году.

    Добыча газоконденсата в Саудовской Аравии

Нефтепотребляющий мир все еще зависит от Саудовской Аравии. Действительно, королевство добывает больше сырой нефти, чем когда-либо, по меньшей мере, с 1970х. В соседних Кувейте и ОАЭ объемы добычи тоже рекордно высоки. Страны Персидского залива все еще играют важную роль в мировой нефтеторговле, – заявил глава отдела энергетических ресурсов Credit Suisse Ян Стюарт. Тот факт, что эти государства добывают сейчас так много, означает, что ситуация на мировом рынке нефти намного напряженнее, нежели принято считать".

Добыча нефти в Саудовской Аравии
Добыча нефти в Саудовской Аравии

Увеличение добычи в регионе связано с серьезными перебоями в поставках из Ливии, где бастующие рабочие и ополчение стали причиной падения экспорта с 1 млн. барр./д практически до нуля. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), Саудовская Аравия нарастила производство до 10,2 млн. барр./д в августе, и это рекорд в статистике ведомства. Страна сейчас зарабатывает более $1 млрд. в день за счет экспорта. ОАЭ и Кувейт также поставили рекорды по добыче нефти этим летом – около 2,8 млн. барр./д.

Динамика цен на нефть и объем добычи нефти Саудовской Аравией
Динамика цен на нефть и объем добычи нефти Саудовской Аравией

В августе 2014 года три производителя из Персидского залива обеспечивали 17,1% мирового спроса. За 30 лет, о которых есть данные у МЭА, их доля никогда не превышала 18%. Эта зависимость от Персидского залива, похоже, растет. Те же страны увеличили свое производство в прошлом году, когда из-за санкций экспорт Ирана упал на 1 млн. барр./д. Когда ливийская нефтяная промышленность прекратила работу из-за гражданской войны в 2011 г., Саудовская Аравия также отреагировала. По оценке МЭА, даже при таком уровне производства у Саудовской Аравии есть резервные мощности для добычи еще более чем 2 млн. барр./д. Министр нефтяной промышленности королевства Али аль-Наими на прошлой неделе вновь подтвердил, что они готовы удовлетворить любой спрос. Но, похоже, что для этого потребуется небольшое изменение политики страны. Саудовская Аравия медленно развивала добычу на своем крупнейшем месторождении Манифа, на котором в итоге можно будет добывать 900 тыс. барр./д.

Месторождение Манифа в Саудовской Аравии
Месторождение Манифа в Саудовской Аравии

Столица королевства Эр-Рияд изначально собиралась отправлять добываемую нефть на местный перерабатывающий завод, сокращая добычу на некоторых других месторождениях, чтобы продлить срок их работы. Это уменьшило бы объемы нефти, которые королевство продает на мировом рынке. Но МЭА полагает, что этого так и не произошло. В 2015 году МЭА увеличило свою оценку производственных мощностей Саудовской Аравии более чем на 500 тыс. барр./д – до 12,5 млн. барр./д. Это дает рынку некоторый амортизационный запас и означает, что возникшее напряжение на рынке нефти, связанное с остановкой перерабатывающих заводов на техническое обслуживание, в следующие несколько месяцев ослабнет.

Нефтегазоперерабатывающий завод в Саудовской Аравии
Нефтегазоперерабатывающий завод в Саудовской Аравии

Впрочем, способность Саудовской Аравии увеличивать добычу при желании – это исключение для региона. Например, ОАЭ отодвинули свою цель по наращиванию объемов добычи до 3,5 млн. барр./д с 2017 г. на 2020 г. "Саудовская Аравия поставила четкую цель по добыче и методично работает над ее реализацией, но мы вряд ли увидим рост добычи в других странах региона до конца десятилетия", – полагает аналитик консалтинговой компании Energy Aspects Амрита Сен.

Прогноз добычи нефтегазоконденсатного сырья в Саудовской Аравии
Прогноз добычи нефтегазоконденсатного сырья в Саудовской Аравии

Выводы для мировой экономики существенны. Саудовская Аравия – единственный крупный поставщик многих крупных импортеров, включая Китай. Но он продает нефть только существующим клиентам и не позволяет покупателям перепродавать сырье. Несмотря на все разговоры о сланцевом буме, с точки зрения предложения для всего остального мира эта сфера мало изменилась. Рынок будет следить за данными о добыче очень внимательно.

Нефтедобытчики Саудовской Аравии и США
Нефтедобытчики Саудовской Аравии и США

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Саудовской Аравии составляют 9640,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 9640,0 баррелей в сутки, то есть объем добычи не изменился. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 10414,0 бар/сут в 2013 году, минимальный – 786,0 бар/сут в начале 2002 года.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Саудовской Аравии
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Саудовской Аравии

    Добыча газоконденсата в Китае

Несмотря на то, что Китай – одна из самых быстрорастущих экономик мира, структура потребления энергоносителей в нем очень отличается от свойственной развитым странам. Доля нефти и газа в энергетическом балансе страны составляет лишь 25%; среднедушевое потребление товарных видов топлива в Китае достигает менее 1 тонны условного топлива в год, тогда как в среднем в мире – 2 тонны.

Энергетический баланс Китайской Народной Республики
Энергетический баланс Китайской Народной Республики

Собственных топливных ресурсов Китая уже сейчас недостаточно для нужд его развивающейся промышленности. С 1993 года Китай превратился в нетто-импортера нефти, что означало фундаментальную перемену на энергетическом рынке всего АТР.

Динамика импорта нефтегазоконденсатного сырья в Китай
Динамика импорта нефтегазоконденсатного сырья в Китай

Ясно, что в перспективе объем развития нефтегазового сектора промышленности в Китае вряд ли будет соответствовать внутренним потребностям экономики, и в ближайшем будущем страна будет вынуждена импортировать нефть и природный газ во все возрастающих количествах.

Структура импорта нефтепродуктов в Китай
Структура импорта нефтепродуктов в Китай

Сведения о запасах нефти в КНР до недавнего времени относились к категории государственной тайны. К тому же доказанные запасы существенно отличаются от разведанных и потенциальных. Во многих документальных источниках информации разная степень вероятности запасов не учитывается; по мере выработки старых и открытия новых нефтяных месторождений оценки часто менялись. Например, в печати КНР в годы культурной революции (1966-1969) и в конце 1970-х годов (с целью привлечения иностранных компаний для разведки) потенциальные запасы явно завышались. Даже в настоящее время суммарные данные по запасам на отдельных месторождениях и общие данные по стране не совпадают.

Добыча нефтепродуктов на крупнейшем месторождении Китая

 Доказанные запасы нефти в Китае в 1999 году оценивались в 3,2 млрд. т, что составляет приблизительно 2,4% мировых запасов. Достоверные запасы нефти на суше, по китайским данным, оцениваются в 5,3 млрд. т и в 4 млрд. т на шельфе [26]. Потенциальные запасы нефти выросли за 30 лет (с 1966 по 1996 годы) в 5 раз, с 6 до 30 млрд. т. На оценку запасов нефти в стране влияет также их привязка к двум показателям (доле от мировых запасов, оцениваемой в 2,3-2,4%, и так называемому R/P Ratio, т.е. соотношению запасов к производству, принятому для Китая в 20 лет). 

Добыча нефти и газоконденсата в КНР по годам млн тонн
Добыча нефти и газоконденсата в КНР по годам млн тонн

Несмотря на то, что объем добычи нефти в Китае вырос в этом году, аналитики JBC Energy полагают, что в следующем году он может сократиться ввиду старения месторождений и использования дорогостоящих методов добычи. Китай является четвертым по величине крупнейшим производителем нефти в мире. По оценке JBC Energy, в 2014 году объем добычи нефти в Китае вырос на 10 000 баррелей в день по сравнению со средним показателем прошлого года, до 4,56 млн. баррелей в день. В последние годы обеспечение приемлемого объема добычи требовало использования более сложных технологий добычи, а текущие более низкие цены на нефть вынуждают китайские нефтяные компании сокращать финансирование проектов, добавили аналитики JBC Energy. Они ожидают, что добыча нефти в Китае в следующем году сократится на 40 000 баррелей в день.

Китайская PetroChina обогнала американцев и стала крупнейшей нефтяной компанией

 В настоящее время Китай производит около 160 млн. т нефти в год, а потребляет 200 млн. т. В 2000 году импорт нефти составил около 60 млн. т, в основном из Омана. Поскольку трудно точно спрогнозировать, какими темпами будет развиваться экономика Китая, предположения экспертов относительно будущего импорта расходятся: так, одни утверждают, что в 2010 году он может составить 70-90 млн. т, тогда как в других публикациях приводится цифра в 120 млн. т уже в 2005 году. В то же время, несмотря на нехватку нефти, часть ее ранее экспортировалась, преимущественно в Японию, а также (в небольших количествах) в КНДР И Вьетнам. Общая протяженность нефтепроводов в стране в 1997 году составила 9,3 тыс. км. Обращает на себя внимание крупнейший энергопровод из города Голмуд (Цайдамское месторождение) в Тибет до Лхасы протяженностью 1080 км. Впрочем, объемы экспорта нефти, начиная с 1980-х годов, неуклонно снижались: если в 1986 году Китай экспортировал 28,4 млн. т нефти, то в 1999 году - всего 8,3 млн. т, тогда как в 2000 году экспорт прекратился вовсе. 

Объемы экспорта нефти и нефтепродуктов из Китая
Объемы экспорта нефти и нефтепродуктов из Китая

На 1 апреля 2015 года день ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Китайской Народной Республике составляют 4315,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 4290,0 баррелей в сутки, то есть рост добычи составил 0,6 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 4315,0 бар/сут в 2015 году, минимальный – 1012,0 бар/сут в 1992 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Китае
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Китае

    Добыча газоконденсата в Канаде

По прогнозу канадского Национального энергетического совета (NEB), добыча углеводородного сырья на нефтеносных песках будет неуклонно расти в течение ближайших трёх лет, несмотря на сокращение общей суммы расходов на миллиарды долларов, сообщает Argus. По прогнозу энергетического регулятора, в 2015-18 годах добыча битуминозной нефти вырастет примерно на 1 млн. баррелей в день за счёт проектов, которые были недавно завершены либо находятся в стадии строительства. Проекты на нефтеносных песках являются дорогостоящими, и на их завершение может потребоваться три-четыре года, - говорится в кратком обзоре рынка, подготовленном регулятором, - В результате недавно завершённые и близкие к завершению проекты, как ожидается, обеспечат рост добычи в ближайшие годы, так как они медленно наращивают добычу до проектных мощностей. 

Добыча битуминозной нефти в Канаде

 Канадская ассоциация производителей нефти (CAPP) прогнозировала, что объёмы производства битуминозной и улучшенной нефти на нефтеносных песках в этом году увеличится до 2,27 млн. баррелей в день по сравнению с 2014 годом, когда добыча по оценкам составила 2,13 млн. баррелей в день. Нефтегазовая отрасль Северной Америки пересматривает планы своих расходов на 2015 год после снижения цен на нефть. CAPP полагала, что бюджеты капиталовложений на нефтеносных песках в этом году уменьшатся на $6,4 млрд. по сравнению с 2014 годом, до $19,8 млрд. 

Производство обычной и сланцевой нефти в Канаде
Производство обычной и сланцевой нефти в Канаде

Хотя не ожидается, что существующие операции на нефтеносных песках, расширения и завершения проектов будут остановлены, количество запланированных проектов уменьшилось. По оценкам NEB, с осени прошлого года приостановлены проекты с общим объёмом добычи 527,5 тыс. баррелей битуминозной нефти в день. В частности это расширения проектов Foster Creek H и Christina Lake G компании Cenovus, проектов Carmon Creek 3 и 4 компании Shell Canada, проекта Corner компании Statoil и проекта Kirby North компании Canadian Natural Resources Limited.

Канадские нефтяные пески
Канадские нефтяные пески

 На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Канаде составляют 3678,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 3704,0 баррелей в сутки, то есть снижение добычи составило 0,7 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 3717,0 бар/сут, минимальный – 955,0 бар/сут в 1992 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Канаде
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Канаде

    Добыча газоконденсата в Иране

 Иран обладает четвертыми по величине доказанными запасами нефти в мире и вторыми по величине запасами газа. Несмотря на обширные ресурсы, нефтедобыча страны в течение последних несколько лет существенно снизилась, а добыча газа замедлилась. Иран также входит в мировой топ-10 нефтедобывающих стран и в топ-5 газодобывающих стран. В 2013 году страна добывала 3,2 млн. барр/сут. нефти и других жидких углеводородов, включая газовый конденсат, и свыше 5,6 трлн. м3 «сухого» природного газа в 2012 году.

Иранская платформа по добыче нефти и газового конденсата
Иранская платформа по добыче нефти и газового конденсата

 Международные санкции оказали сильнейшее влияние на энергетический сектор Ирана. Из-за санкций ряд проектов в секторе upstream был либо отменен, либо перенесен, что в итоге привело к сокращению нефтедобычных мощностей страны. Международные санкции поставили в тупик прогресс в энергетике Ирана, особенно повлияв на инвестиции в сектор разведки и добычи как в рамках нефтяных, так и газовых проектов. Введенные США и ЕС в конце 2011 года и летом 2012 года санкции повлияли на ТЭК Ирана более существенно, чем предыдущие меры. Санкции воспрепятствовали возможности Ирана продавать нефть, что привело к снижению экспорта на 1 млн. барр/сут. сырой нефти и конденсата в 2012 году, по сравнению с предыдущим годом.

Нефтяные санкции против Ирана
Нефтяные санкции против Ирана

 Экспорт нефти и конденсата Ирана в конце 2013 года увеличился, и сохранился на уровне выше среднего за этот год. С января по май 2014 года объемы иранского экспорта нефти и конденсата составляли в среднем 1,4 млн. барр/сут., что, по данным МЭА, приблизительно на 300 тысяч выше среднего уровня 2013 года. На продажи в Китай и Индию пришелся почти весь рост.

Иран возвращается на нефтегазовый рынок после отмены санкций

 По данным EIA, в 2013 году экспорт сырой нефти и газового конденсата из Ирана в среднем составил 1,1 млн. барр/сут., на 1,4 млн. меньше 2011 года. В начале 2014 года Иран нарастил экспорт. Согласно EIA, за период с января по март 2014 года страна экспортировала в среднем 1,4 млн. барр/сут. – на 300 тысяч больше среднегодового показателя 2013 года. Китай и Индия обеспечили почти весь этот прирост. 

Динамика экспорта иранского нефтегазоконденсатного сырья
Динамика экспорта иранского нефтегазоконденсатного сырья

 По данным FGE, в 2013 году страна экспортировала около 240 тыс. барр/сут нефтепродуктов, большей частью дизтопливо, на азиатские рынки. В 2013 году уровень экспорта нефтепродуктов снизился на 40% по сравнению с уровнем 2011 года. Согласно FGE, на это так же повлияли санкции со стороны США и ЕС.

Структура иранского экспорта нефтепродуктов
Структура иранского экспорта нефтепродуктов

В 2012 году в результате введения санкций добыча нефти и газоконденсата в Иране существенно сократилась. Страна потеряла второе место в странах ОПЕК по нефтедобыче и в 2013 году была уже на четвертой позиции, после Саудовской Аравии, Ирака и ОАЭ. Но уже в 2014 году Иран нарастил добычу нефти и переместился на третью позицию.

Рейтинг стран ОПЕК по добыче нефтегазоконденсатного сырья
Рейтинг стран ОПЕК по добыче нефтегазоконденсатного сырья

В 2013 году Иран добывал приблизительно 3,2 млн. барр/сут. нефти и газового конденсата, из которых 2,7 млн. барр/сут. сырой нефти, 0,4 млн. барр/сут. конденсата и 0,1 млн. барр/сут. газоконденсатных жидкостей (NGPL) что почти на 25% ниже, чем в 2011 году (4,2 млн. барр/сут.). Спад добычи в основном связан с санкциями. Кроме того, страна сталкивается с постоянным истощением добычных мощностей. По данным FGE и Arab Oil and Gas Journal, месторождения Ирана имеют относительно высокие темпы истощения – 8%-11%, в сочетании с низким коэффициентом нефтеотдачи в 20%–25%. По оценке EIA, за первое полугодие 2014 года общая нефтедобыча Ирана увеличилась в среднем на 200 тыс. барр/сут. по сравнению с таким же показателем 2013 года.

Истощение добычи нефтепродуктов
Истощение добычи нефтепродуктов

В первой половине 2014 года Иран добывал 600 тыс. барр./сут. конденсата и газоконденсатных жидкостей. В основном добыча пришлась на газовое месторождение Южный Парс, меньшие объемы приходят с месторождений Нар и Канган. В середине 2011 года в стране состоялся запуск «пилотного» завода GTL мощностью 1 тыс. барр./сут. Согласно Arab Oil and Gas Journal, Иран планирует построить еще один завод мощностью 10 тыс. барр./сут., ресурсной базой для него послужит месторождение Южный Парс.

Иранское нефтегазовое месторождение Южный Парс
Иранское нефтегазовое месторождение Южный Парс

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Иране составляют 3230,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 3230,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи остались на прежнем уровне. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 6677,0 бар/сут в 2005 году, минимальный – 510,0 бар/сут.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Иране
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Иране

    Добыча газоконденсата в Ираке

Объем добычи нефти и газоконденсатного сырья в Ираке достиг 3 миллионов баррелей в сутки, что является рекордным показателем как минимум за 20 последних лет. Об этом заявил вице-премьер страны Хусейн аль-Шахристани, передает агентство Bloomberg. По его словам, к концу следующего года объемы производства будут увеличены до 3,4 миллиона баррелей в день. Экспорт, по прогнозу Шахристани, также вырастет - с нынешних 2,2 до 2,6 миллиона баррелей в день. Увеличить поставки предполагается за счет нового нефтеналивного причала, который введен в эксплуатацию.

Добыча нефти и газоконденсата в Ираке
Добыча нефти и газоконденсата в Ираке

Основной проблемой для Ирака сейчас является несанкционированная добыча и экспорт нефти и жидких углеводородов с месторождений Курдистана. Ранее крупнейшая нефтяная компания в мире ExxonMobil заключила соглашение с курдскими властями о добыче. Правительство страны считает это соглашение незаконным и рассматривает вариант обращения в суды. Курдистан обязан по договору с правительством поставлять около 150 тысяч баррелей в день. Однако официально он добывает только 70-80 тысяч баррелей, хотя его производственные мощности позволяют добывать большие объемы. В то же время Курдистан заключил контракты с 40 энергетическими компаниями. Большая часть этих договоров не согласована с правительством в Багдаде.

Курдистан
Курдистан

К 2015 году в Ираке добывается на 50% больше нефти, чем четыре года назад. Компании, включая BP, Royal Dutch Shell и ExxonMobil, инвестировали миллиарды долларов, чтобы возродить добычу на месторождениях, потрепанных десятилетиями войн, санкций и просто пренебрежительного отношения. Но правительство Ирака не спешит модернизировать инфраструктуру для транспортировки нефти с месторождений в танкеры. При устаревших трубопроводах и ничтожных запасах в нефтехранилищах даже небольшие нарушения, например из-за техобслуживания насоса или ветреной погоды в Персидском заливе, могут вынудить компании остановить работу на скважинах. Кроме того, по-прежнему часто происходят нападения на нефтяников, а бюрократия и коррупция замедляют реализацию проектов, направленных на устранение этих проблем.

Кому принадлежит иракская нефть

 В марте 2015 года средний объем добычи нефти в Ираке снизился на 340 000 баррелей в день, более чем на 9% по сравнению с февральским значением, свидетельствуют данные Международного энергетического агентства (МЭА). Виной этому стала атака на экспортный нефтепровод на севере страны. Власти Ирака часто приказывают иностранным операторам сократить объемы добычи перед непогодой или на фоне поломок оборудования, говорят работающие в стране сотрудники западных компаний. «У них нет хранилищ, зато есть проблемы с перекачивающими станциями на трубопроводах», - отмечает Дайан Мунро, аналитик МЭА по нефтяным рынкам. 

В Ираке не хватает хранилищ для жидких углеводородов
В Ираке не хватает хранилищ для жидких углеводородов

Мировой рынок нефти уже привык к постепенному наращиванию поставок из Ирака. Вместе со сланцевым бумом в США и нефтеносными песками Канады рост объемов добычи в Ираке помог стабилизировать цены на фоне растущего мирового спроса и крупных сбоев в поставках из Ливии и Сирии. По прогнозам МЭА, в течение следующих 20 лет Ирак будет вносить наибольший вклад в рост мирового объема нефтедобычи, к 2035 г. страна будет добывать около 8 млн. баррелей в день. При этом МЭА предупреждает: если Ирак не достигнет этой цели и будет добывать, например, 5 млн. баррелей в день, цены на нефть будут на 10% выше, чем могли бы быть.

Иракское нефтеперерабатывающее предприятие
Иракское нефтеперерабатывающее предприятие

Рост объемов добычи иракской нефти также критически важен для Багдада и Вашингтона. Продажа нефти обеспечивает 90% доходов бюджета Ирака, поэтому она имеет ключевое значение для стабильности страны. В прошлом году бюджетный дефицит достиг 6% ВВП, поскольку Ирак не смог достичь целей по экспорту нефти и увеличил расходы на оборону. В стране по-прежнему распространено насилие на религиозной почве, а связанные с «Аль-Каидой» группировки захватили район на западе Ирака.

Волна насилия и протестов в Ираке

 После нефтяного бума, пик которого пришелся на 1970-е гг., нефтяная промышленность Ирака страдала из-за войн и санкций. После того как войска под руководством США в 2003 г. вторглись в страну, западные эксперты обнаружили, что нефтехранилища Ирака находятся в тяжелом состоянии из-за недофинансирования и неэффективного управления в течение многих лет. В последующие годы американские и иракские инженеры изо всех сил пытались увеличить объемы нефтедобычи. Крупный прорыв произошел в 2009 г. BP и китайская CNPC подписали 20-летнее соглашение на разработку гигантского месторождения «Румайла». Год спустя Ирак выдал новые контракты на разработку ряда других месторождений, в том числе «Маджнун», где совместно работают Shell и Petronas. 

Разработка иракской нефти иностранными компаниями
Разработка иракской нефти иностранными компаниями

Компании при этом столкнулись с серьезными проблемами. Shell пришлось углубить русло реки, чтобы разместить док, необходимый для разгрузки тяжелого оборудования, говорит Ханс Нийкамп, руководитель Shell в Ираке. Также компания вынуждена была устранить тонны неразорвавшихся боеприпасов, оставшихся после сражений. Но сейчас эти усилия приносят плоды. Shell начала добычу нефти на месторождении «Маджнун» в сентябре, и сейчас она составляет 200 000 баррелей в день. В марте «ЛУКОЙЛ» начал добывать 120 000 баррелей в день на месторождении «Западная Курна - 2». А BP быстро увеличивает объемы добычи в «Румайле». Если до начала работы BP в 2010 г. они составляли около 1 млн. баррелей в день, то теперь - примерно 1,4 млн.

ЛУКОЙЛ включился в добычу углеводородов в Ираке

 На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Ираке составляют 3775,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 3425,0 баррелей в сутки, то есть рост добычи составил 10,2 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 3775,0 бар/сут в 2015 году, минимальный – 0,0 бар/сут в 2003 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Ираке
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Ираке

    Добыча газоконденсата в Объединенных Арабских Эмиратах

 Специалисты оценивают разведанные запасы нефтегазоконденсатных углеводородов в Объединенных Арабских Эмиратах в 98 млрд. баррелей, то есть примерно 1/10 мировых запасов. Территория ОАЭ с прилегающей акваторией располагается на платформенном склоне Персидского залива нефтегазоносного бассейна. В стране открыто 29 нефтяных, 5 газонефтяных, 6 газовых и газоконденсатных месторождений. Преобладающее количество месторождений выявлено в Абу-Даби: 25 нефтяных и 4 газонефтяных. В Дубае имеется 3 нефтяных, 1 газонефтяное и 1 газоконденсатное месторождение. В Шардже – 1 нефтяное, 1 газовое и 1 газоконденсатное месторождение. В Аджмане – 1 газоконденсатное. В эмиратах Pac-эль-Хайма и Умм-эль-Кайвайн – по одному газоконденсатному месторождению. Крупнейшие месторождения на суше – Мурбан-Баб, Мурбан-Бу-Xaca, Асаб, Сахиль; на континентальном шельфе – Умм-Шаиф, Закум. 

Запасы нефтегазоконденсатного сырья в Объединенных Арабских Эмиратах

 Лидирующее положение в отрасли занимает Национальная Нефтяная Компания Абу Даби (ADNOC), образованная в 1971 году. В последнее время особое внимание уделяется разведке новых месторождений, разработке вновь найденных, нефтегазовому маркетингу. На второй план постепенно отходят нефтепереработка, распределение и маркетинг нефтепродуктов и сжиженного газа. ADNOC владеет двумя действующими в городах Умм аль Нар и Рувейс нефтеперерабатывающими заводами, газоперерабатывающим заводом в городе Хабшан, сетью газораспределительных станций на газопроводах, заводом по производству хлора в Умм аль Нар. Группа компаний ADNOC работает во всех секторах газовой и нефтяной индустрии, включая добывающую (бурение на суше и в море), техническое обеспечение работ в Заливе, транспортировку танкерами, распределение нефти и нефтепродуктов, производство удобрений.

Национальная Нефтяная Компания Абу Даби ADNOC
Национальная Нефтяная Компания Абу Даби ADNOC

Группа компаний ADNOC состоит из трёх головных компаний, занятых в основном нефтью (Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations – ADCO, Abu Dhabi Marine Operating Company – ADMA-OPCO, Zakum Development Company – ZADCO), пяти сервисных компаний, специализирующихся на оказании услуг для газовой и нефтяной индустрии, трёх совместных предприятий для полного использования полученного газа, двух судоходных компаний для транспортировки сырой нефти и продуктов переработки и компании по распределению готовой продукции. Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) - крупнейшая в северной части Персидского Залива нефтедобывающая компания. В сфере её деятельности – поиск, бурение, добыча и экспортные операции в эмирате Абу Даби и на мелководье. Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) занимается разведкой, разработкой и добычей нефти и газа на шельфе эмирата Абу Даби и на месторождениях Умм Шайф и Закум. Весь объём добываемых нефти и газа транспортируется на остров Дас, где находится газо- и нефтехранилище компании, для дальнейшей переработки, складирования и экспорта: на острове оборудован современный терминал.

Нефтедобывающая компания Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations ADCO
Нефтедобывающая компания Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations ADCO

 Zakum Development Company (ZADCO) основана в 1977 году. Занимается разработкой крупнейшего в мире месторождения Верхний Закум, месторождений в Умм аль-Дальх и Сатах. Добыча осуществляется совместно с ADNOC и Japan Oil Development Company (JODCO).

Нефтедобывающая компания Zakum Development Company ZADCO
Нефтедобывающая компания Zakum Development Company ZADCO

 6 июня 1966 года в эмирате Дубай было открыто первое крупное месторождение нефти в местечке Фатех, а уже через два с половиной месяца начались экспортные поставки. Добычей нефти в зоне Фатех, Рашид и Фалех занимается Dubai Petroleum Company (DPC) . Объём добычи – 170.000 баррелей в день (б/д). С 1982 года сфера деятельности АРСО International Oil & Gas Company (ARCO) – газ и газовый конденсат месторождения Магхам. Дневная производительность – около 6000 баррелей конденсата. В Шардже добычей нефти и газа занимается BP Amoco Sharjah Oil Company . Дневная производительность – 40.000-45.000 баррелей нефти и 700 кубических футов газа. Основные месторождения – Саджа, Мовейеид, Кафаиф и шельф Мубарак.

Добыча нефти и газоконденсата на месторождениях ОАЭ
Добыча нефти и газоконденсата на месторождениях ОАЭ

 Первый нефтеперерабатывающий завод в Объединенных Арабских Эмиратах мощностью 15.000 б/д был открыт в 1976 году на острове Умм аль Нар в эмирате Абу-Даби. Завод обеспечивал потребности местного рынка. В 1983 году завод производил 75.000 б/д лигроина, бензина, керосина, дизельного топлива и мазута. В 1981 году крупный перерабатывающий завод производительностью 120.000 б/д был открыт в городе Руваис, эмират Абу-Даби. К 1995 дневная производительность выросла на 10%. Выпускаются те же нефтепродукты, что и на заводе в Умм аль Нар и дополнительно – дизельное топливо для судов и серу. Производится сжиженный газ для дальнейшей переработки компанией GASCO.

Мини-нефтеперерабытывающий завод в ОАЭ
Мини-нефтеперерабытывающий завод в ОАЭ

 Заводы в Умм аль Нар и Руваис перерабатывают десятую часть нефти, добываемой в Абу-Даби, и являются самыми рентабельными предприятиями: им нет равных в мире по такому показателю, как срок окупаемости вложенных капиталов. В 1999 году принадлежащая правительству эмирата Дубай компания ENOC открыла в Джебель Али газоконденсатный завод с суточной производительностью 120.000 баррелей бензина, лигроина, авиационного и дизельного топлива. Компания SOR Ltd в сотрудничестве с Fal Group продолжают строительство в порту Хамрия нефтеперерабатывающего завода с проектной мощностью 60.000 б/д. В 1996 году в Фуджейре был открыт нефтеперерабатывающий завод, принадлежащий греческой компании Metro Oil Corporation, производительностью 35.000 б/д. Через некоторое время он был закрыт из-за возникших финансовых трудностей, но уже в 2000 году при поддержке правительства эмирата возобновил свою работу как Fujairah Rafinery Company, увеличив производительность до 60.000 б/д. Завод производит керосин, бензин, авиационное топливо, моторные масла. Акционерами компании являются Ван Оммерен, ENOC и правительство эмирата Фуджейра.

Нефть Объединенных Арабских Эмиратов
Нефть Объединенных Арабских Эмиратов

 Таким образом, Объединенные Арабские Эмираты практически полностью обеспечивают свои потребности в продуктах нефтепереработки. В настоящее время страны Совета по сотрудничеству в Персидском заливе (GCC) перерабатывают около 15% добываемой ими нефти. К 2007 году этот показатель планируется увеличить до 21% (EIB Journal, September 1997).

Внутреннее потребление нефтегазоконденсатного сырья Арабскими Эмиратами
Внутреннее потребление нефтегазоконденсатного сырья Арабскими Эмиратами

Большая часть добываемой в ОАЭ нефти (89%, 1984) экспортируется. Основные импортёры нефти из эмиратов – Япония, страны Западной Европы, США. Доходы ОАЭ от продажи нефти в 1984 составили около 13 млрд. долларов. Транспортировка нефти с месторождений осуществляется по сети нефтепроводов, соединённых с портами Персидского залива. Основной порт-терминал Джебель-Данна. ОАЭ – единственная страна на Ближнем и Среднем Востоке, экспортирующая сжиженный природный газ. Отгрузка его осуществляется из порта-терминала на острове Дас (Персидский залив).

Динамика экспорта нефтегазоконденсатного сырья из ОАЭ
Динамика экспорта нефтегазоконденсатного сырья из ОАЭ

 На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Объединенных Арабских Эмиратах составляют 2820,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 2820,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи не претерпели изменений. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 2820,0 бар/сут в 2014 году, минимальный с 1973 года – 990,0 бар/сут. 

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Объединенных Арабских Эмиратах
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Объединенных Арабских Эмиратах

    Добыча газоконденсата в Венесуэле

Венесуэла находится среди стран, которые обладают самыми большими запасами нефти и природного газа в мире. Она регулярно находится в верхней части графы основных поставщиков нефти в США и является одной из десяти стран, производящих самое большое количество нефти в мире.

Венесуэла вышла на первое место по запасам нефтегазоконденсатного сырья

 Природный газ и нефть являются основными источниками потребления энергии Венесуэлы. После того как страна достигла 46 процентов потребления энергии в 1988 г., доля природного газа в венесуэльском смешанном продукте нефти и газа упала до 38 процентов. В этот же период доля потребления нефти возросла с 32 до 38 процентов. Гидроэнергия представляет собой остаток смешанного энергетического продукта страны, здесь следует отметить, что Венесуэла имеет достаточно высокий потенциал гидроэнергии.

Роль Венесуэлы в нефтеэнергетическом секторе Латинской Америки
Роль Венесуэлы в нефтеэнергетическом секторе Латинской Америки

Венесуэла является одной из самых больших стран-экспортеров сырой нефти в мире и самой большой в западном полушарии. В 2006 г. страна была на шестом месте в мире по нетто-объему экспорта нефти. Нефтяной сектор находится в центре внимания экономики Венесуэлы: на него приходится более трех четвертей от общих доходов экспорта страны, почти половина общих доходов государства и около одной третьей от валового внутреннего продукта (ВВП). Венесуэла была среди основателей Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК).

Структура экспорта нефтегазоконденсатного сырья из Венесуэлы
Структура экспорта нефтегазоконденсатного сырья из Венесуэлы

В 2006 г. Венесуэла занимала шестое место по нетто объему экспорта нефти. Согласно информации журнала Добыча нефти и газа (ДНГ), в 2007 г. Венесуэла обладала 80 миллиардами баррелей достоверных запасов нефти, что выводило ее на первое место в Южной Америке. Венесуэла является одним из основных поставщиков сырой нефти на мировой рынок: в 2006 году страна экспортировала 2.2 миллиона баррелей нетто объема нефти в день, что выводило ее на шестое место в мире и делало ее лидером в Южном полушарии. За последние годы добыча сырой нефти упала, в основном, из-за падения уровня добычи на существующих нефтепромыслах страны.

Сравнительные запасы углеводородного сырья Венесуэлы
Сравнительные запасы углеводородного сырья Венесуэлы

Венесуэла национализировала нефтяную промышленность страны в 1975-1976 гг., создав «Петролес де Венесуэла» С.А. (ПДВСА), государственную компанию, занимающуюся нефтью и природным газом. Наряду с тем, что ПДВСА является крупнейшим работодателем в стране, на нее также приходится одна треть ВНП страны, 50% доходов правительства и 80 % доходов от экспорта. В последние годы правительство Венесуэлы уменьшило уровень имевшейся автономии ПДВСА и внесло поправки, регулирующие работу сектора добычи углеводорода. Примером этого подхода может служить факт назначения Рафаэля Родригеса., министра энергетики, в ноябре 2004 г., председателем ПДВСА.

Государственная газонефтяная компания Петролес де Венесуэла
Государственная газонефтяная компания Петролес де Венесуэла

В 2001 г. Венесуэла ввела в действие новый Закон по добыче углеводородов, который заменял предыдущий закон об углеводородах, а также Закон о национализации от 1975 г. Согласно закону, принятого в 2001 г. отчисления от добычи нефти частными компаниями выросли с 1-17 процентов до 20-30 процентов. Закон также гарантировал возможность получения большей части долей компанией ПДСВА в любом новом проекте. Этот закон также гласил о том, что все будущие инвестиции зарубежных компаний будут возможны лишь в форме совместных предприятий (СП) с ПДСВА, а не с ДЭ, ПСРД или стратегическими ассоциациями. В августе 2003 г. Министерство энергетики и геологии (МЭГ) передало 32 эксплуатационных контракта, четыре стратегические ассоциации и контракты на разведку, связанную с риском ПДСВА, ее дочерней компании Корпорасьон венезолана де петролио (КВП). Дальнейшие законные акты, принятые в 2006 г., увеличили размер отчислений и налогов на доходы, налагающиеся на четыре стратегические ассоциации, на 33.3 и 50 процентов соответственно. В 2005 г. правительство Венесуэлы приступило переводу компаний, работавших на основе ДЭ в новую структуру СП. В 2007 г. Конгресс Венесуэлы утвердил окончательный список договоров по СП, в котором КВП отводилось 60 процентов акций в большинстве из новых компаний. ПСРД также были переведены в структуру СП.

Венесуэла усилила государственное влияние на добычу углеводородов
Венесуэла усилила государственное влияние на добычу углеводородов

Трудно определить фактический уровень добычи нефти Венесуэлы, поскольку эксперты правительства и независимые аналитики страны оперируют отличающимися друг от друга данными. Большинство аналитиков данного сектора промышленности и EIA считают, что страна произвела около 2.8 миллиона баррелей в день нефти в 2006 г. Эти оценки свидетельствуют о том, что страна еще не оправилась после забастовок 2002-2003 гг. Еще один фактор, осложняющий оценку объема добычи нефти в Венесуэле, связан с вопросами методологии и классификации. Например, EIA предполагает, что из 2.8 миллиона баррелей в день нефти добытой в Венесуэле 2.5 миллиона баррелей в день составляла сырая нефть, a 300 000 баррелей в день приходилось на конденсат, жидкости природного газа и оримульсион (см. ниже). С другой стороны, не ясно, какого рода «иных жидкостей» включено в официальные оценки добычи нефти. Еще одна методологическая проблема заключается в измерении производства сырой нефти четырьмя сверхтяжелыми стратегическими ассоциациями. Некоторые аналитики считают сверхтяжелую нефть, произведенную ассоциациями, частью сырой нефти, произведенной в Венесуэле. Другие (включая EIA) – считают, что улучшенная синтетическая нефть, произведенная четырьмя ассоциациями, как часть произведенного объема сырой нефти Венесуэлы, является приблизительно на 10 процентов ниже объема первоначального сырья сверхтяжелой нефти.

Ежедневное производство и потребление нефтепродуктов в Венесуэле
Ежедневное производство и потребление нефтепродуктов в Венесуэле

В 2006 г. Венесуэла потребляла 620 000 баррелей в день нефти и экспортировала около 2.2 миллиона баррелей в день. США является самым большим потребителям экспорта нефти Венесуэлы. В 2006 г. США импортировали 1.41 миллион баррелей в день сырой нефти и нефтепродуктов из Венесуэлы, это на 8 процентов меньше чем в предыдущем году. В течение продолжительного времени экспорт нефти Венесуэлы в США продолжал расти, но его доля в общем импорте нефти сократилась с 50 процентов в 1960 г., до 10 процентов в 2006 г. Однако, за последние годы, экспорт венесуэльской нефти в США сократился, особенно это касается экспорта нефтепродуктов. Компания ЮЭС Галф Коуст является самым крупным получателем венесуэльской сырой нефти, ее нефтеперерабатывающие заводы специально построены для переработки различных видов венесуэльской тяжелой нефти.

США готовы дестабилизировать нефтедобычу Венесуэлы ради сланцевой нефти
США готовы дестабилизировать нефтедобычу Венесуэлы ради сланцевой нефти

Согласно сведениям журнала ДНГ, в 2007 г. потенциал Венесуэлы по переработке сырой нефти составлял 1.28 миллионов баррелей в день, вся работа проводилась ПДСВА. Основными центрами переработки нефти являются Центр нефтепереработки Парагуана (995 000 баррелей в день), Пуэрто де ла Круз (195 000 баррелей в день) и Эль Палито (126 900 баррелей в день). ПДСВА и ее дочерняя компания СИТГО осуществляет контроль над достаточно значительным объемом переработки за пределами страны.

Потенциал переработки углеводородов компанией ПДСВА в Венесуэле
Потенциал переработки углеводородов компанией ПДСВА в Венесуэле

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Венесуэле составляют 2500,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 2500,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи остались на прежнем уровне. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 3453,0 бар/сут в конце 1997 года, минимальный – 630,0 бар/сут в начале 2003 года.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Венесуэле
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Венесуэле

    Добыча газоконденсата в Кувейте

Ведущие позиции среди отраслей промышленности Кувейта занимают нефтедобыча, нефтепереработка и нефтехимия. Энергетика Кувейта полностью базируется на использовании ископаемого топлива. В стране ежегодно вырабатывается около 31,6 млрд. кВт·ч электроэнергии, что значительно превышает ее внутреннее потребление. Развиты строительство, производство потребительских товаров и удобрений, пищевая промышленность. Действуют промышленные установки для опреснения морской воды. С повышением качества образования получили развитие такие наукоемкие отрасли, как электронная промышленность и др. В стране активно действует банковский сектор, расширяется сфера обслуживания. На территории государства разрабатываются уникальные по запасам нефтяные месторождения Большой Бурган и Сафания-Хафджи.

Добыча нефтегазоконденсатного сырья в Кувейте - фото из космоса
Добыча нефтегазоконденсатного сырья в Кувейте - фото из космоса

Кувейт является крупным экспортером нефти и нефтепродуктов. Развиты также нефтепереработка и нефтехимия, добыча газа. Добыча нефти обеспечивает 50 % ВВП Кувейта, ее доля в экспорте страны составляет 90 %. Ежегодная добыча нефти составляет порядка 100 млн. тонн, природного газа более 4,5 млн. кубометров. Во время войны с Ираком экономика Кувейта сильно пострадала из-за того, что Ирак преднамеренно осуществил сброс миллионов тонн нефти в Персидский залив.

Предприятие нефтехимической промышленности Кувейта
Предприятие нефтехимической промышленности Кувейта

В 1934 году эмир Кувейта предоставил концессию на добычу нефти компании КОС (Kuwait Oil Co), которая первоначально принадлежала совместной британо-персидской компании, затем полностью перешла в руки британцев. Но в 1976 году компания КОС была национализирована и год спустя Кувейт начал разработку новых месторождений в разделительной зоне между Саудовской Аравией и Кувейтом. KOC производит работы совместно с Texaco, Inc., которая, после покупки Getty Oil Co. В 1984 году, приобрела саудовскую береговую концессию в Разделительной Зоне.

Нефтедобывающая компания Kuwait Oil Co

 Вне области Разделительной зоны работает Arabian Oil Co., который на 80 % принадлежит Японии, и по 10 % кувейтскому и саудовскому правительствам. Первоначальные соглашения по концессиям истекли в 2003 году, но в 2002 году они были перезаключены. Нефтяной сектор Кувейта представлен такими компаниями, как Kuwait Petroleum Corporation. (KPC) представляет собой международную нефтяную компанию, и включает Нефтяную компанию Кувейта, которая производит и нефть, и газ; Kuwait National Petroleum Co. занимается очищением нефти и внутренними продажами этого продукта; Petrochemical Industries Co. производит аммиак; Kuwait Foreign Petroleum Exploration Co. занимается добычей нефти вне Кувейта, и обладает концессиями в нескольких развивающихся странах; и т.д. KPC также купили очистительные заводы Gulf Oil Co. и станции технического обслуживания в странах Бенилюкса и Скандинавии, так же как склады и сети станций технического обслуживания в Италии. KPC продает свои продукты в Европе под брендом Q8, и заинтересована в выходе на рынки Соединенных Штатов и Японии. Кувейт обладает приблизительно 94 миллиардами баррелей извлекаемой нефти. Производительность Кувейта, как нефтедобывающей страны, оценивается в 3.5 миллиона баррелей в день. Нефтяной сектор Кувейта является самым крупным промышленным сектором в этой стране, составляющий почти половину ВВП страны. Нефтедобыча Кувейта составляет 7 % от общей международной нефтедобычи.

Национальная нефтегазовая компания Kuwait National Petroleum Co

 Вызовы нынешнего финансово-экономического кризиса побудили кувейтское руководство принять соответствующие меры по ускорению темпов развития нефтехимического сектора местной экономики с тем, чтобы обеспечить стабильность доходов страны в период низких цен на нефть и увеличение доходов при соблюдении ограничений квоты ОПЕК на ее добычу. Государство, предоставляя займы и обеспечивая необходимую инфраструктуру, не только активно поддерживает развитие устоявшихся отраслей экономики, но и способствует внедрению новых, прогрессивных направлений в промышленный сектор страны.

Нефтехимическое ориентирование экономики Кувейта
Нефтехимическое ориентирование экономики Кувейта

Добыча нефти и газового конденсата в Кувейте осуществляется дочерними компаниями KPC. Kuwait Oil Company (KOC) обеспечивает основную часть добычи. Kuwait Gulf Oil Company ведет разработку месторождений в Нейтральной зоне. Добычные мощности Кувейта в апреле 2011 года составляли 127 млн. т в год, а к 2020 году их планируется нарастить до 200 млн. т в год. Большая часть добычи обеспечивается за счет месторождений юго-востока страны. Мощности добычи в пределах Greater Burgan составляют 88 млн. т в год. При этом в 2010 году на месторождении было добыто около 60 млн. т нефти. Потенциал наращивания добычи на месторождении связан с разработкой структуры Wara, добычу на которой планируется увеличить до 17,5 млн. тонн в год (с текущих 4 млн. тонн в год).

Кувейтское нефтегазоконденсатное месторождения Greater Burgan
Кувейтское нефтегазоконденсатное месторождения Greater Burgan

На месторождениях севера Кувейта (Raudhatain, Sabriya, al-Ratqa, Abdali) в 2010 году было добыто около 40 млн. т нефти. Существенный рост объемов добычи связан с наращиванием уровня добычи на месторождении Sabriya на 6 млн. т в год. На юге Кувейта добыча нефти осуществляется на месторождениях Umm Gudair, Minagish и Abdaliya (мощности добычи - около 10 млн. т нефти в год). Мощности добычи в пределах Нейтральной зоны составляют около 30 млн. т в год (из них 12 млн. т в год – мощности добычи на суше, 18 млн. т в год – мощности шельфовой добычи), а добыча делится в пропорции 50:50 между Кувейтом и Саудовской Аравией. Крупнейшими разрабатываемыми месторождениями в рамках Нейтральной зоны являются континентальное Wafra и шельфовое Khafji. Добычу нефти на шельфовых месторождениях Нейтральной зоны осуществляет дочерняя компания KPC – Kuwait Gulf Oil Company (KGOC).

Нефтегазоконденсатное месторождение Umm Gudair в Кувейте
Нефтегазоконденсатное месторождение Umm Gudair в Кувейте

В 2010 году Кувейтом было экспортировано 71,2 млн. т нефти и других жидких углеводородов, что на 6,1% выше уровня 2009 года. Экспортируемая смесь нефтей «кувейтская экспортная» имеет плотность 31,4° API и содержание серы – 2,5%. В 2010 году 83,8% нефти из Кувейта было экспортировано в АТР. Поставки нефти также осуществлялись в страны Северной Америки (8,9%), Европы (4,3%) и Африки (3,0%). Основной экспортный нефтяной терминал Кувейта – Мина-эль-Ахмади. Поставки также осуществляются с терминалов Мина-Абдулла, Мина-Сауд (Аль-Зур) и Мина-эш-Шуайба. Экспорт кувейтской нефти производится в основном по срочным контрактам, формула цены которых привязана к ценам на нефть сорта Arabian Medium (при поставках в Европу и Северную Америку) и сортов Dubai и Oman (при поставках в страны АТР). К концу 3013 года доля экспортных поставок нефтегазоконденсатного сырья в азиатские страны уменьшился до 75%, в Северную Америку возрос до 18 процентов.

Структура кувейтского экспорта нефтегазоконденсатного сырья по регионам
Структура кувейтского экспорта нефтегазоконденсатного сырья по регионам

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Кувейте составляют 2500,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 2500,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи не претерпели изменений. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 3768,0 бар/сут в 2013 году, минимальный – 0,0 бар/сут в 1991 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Кувейте
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Кувейте

    Добыча газоконденсата в Нигерии

Нигерия принадлежит к группе беднейших государств мира. Основа экономики – нефтедобывающая промышленность. Отмечаются значительные масштабы «теневого» бизнеса. Около 60% населения находится за чертой бедности. Нигерия долгое время страдала от политической нестабильности, коррупции, неразвитой инфраструктуры и плохого управления экономикой.

Руководить нефтегазовой отраслью Нигерии будут женщины

 Прежние военные правители Нигерии не смогли диверсифицировать экономику, чтобы избавить страну от её полной зависимости от нефтяного сектора, который даёт 95% валютных доходов и обеспечивает 80 % доходной части государственного бюджета. В последние несколько лет правительство начало проводить реформы, в частности – приватизацию крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий страны, и отменило регулирование властями цен на нефтепродукты.

Черное золото Нигерии
Черное золото Нигерии

Нефтедобывающая промышленность - основа нигерийской экономики. Нефть дает 95% экспортных доходов страны. Нигерия первый в Африке и восьмой в мире экспортер нефти. Первая в Нигерии нефтяная скважина была пробурена в 1958 году. Большая часть запасов нефти сосредоточена в дельте реки Нигер. Для увеличения доходов Нигерия продолжала наращивать добычу нефти, но в 90-х годах цены не неё были низкими. В Нигерии ежедневно добывается 2,1 млн. баррелей нефти. Разработка нефти ведется Нигерийской национальной нефтяной компанией (75% доходов от продажи нефти), а также компанией Royal Dutch Shell.

Нефтедобывающая промышленность – основа экономики Нигерии
Нефтедобывающая промышленность – основа экономики Нигерии

Нефть обнаружена в Нигерии в 1901 году. Промышленная разработка месторождений началась в 1956 году. С 1971 года Нигерия является членом ОПЕК. В 2007 году занимала 8-е место по экспорту нефти в мире. В 2008 году добыча нефти составила около 2,17 млн. баррелей в день. Квота Нигерии в ОПЕК составляет 2,224 млн. баррелей в день. Нигерия ежедневно производит около 572 тыс. баррелей нефтепродуктов, из них на экспорт идут около 67 тыс. баррелей.

Добыча углеводородного сырья в Нигерии
Добыча углеводородного сырья в Нигерии

Доказанные запасы нефти и газового конденсата в Нигерии, по разным данным, оцениваются от 25 млрд. до 36 млрд. баррелей. 65 % добываемой нефти – это лёгкие сорта с низким содержанием серы. Основные экспортные сорта – Bonny Light и Forcados. Нефтедобычей занимаются совместные предприятия Национальной нефтяной компании Нигерии (Nigerian National Petroleum Company, NNPC) и транснациональных корпораций Shell (контролирует до 52 % добычи), ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Eni, Total и Addax.

Запасы нефтегазоконденсатного сырья в Нигерии
Запасы нефтегазоконденсатного сырья в Нигерии

Нефтяной сектор даёт Нигерии до 20% ВВП и обеспечивает до 80 % доходов бюджета. В 2003 году доходы от добычи нефти составили около $22 млрд. К 2006 году доход Нигерии от нефти достиг 2,4 млрд. евро, а сама Нигерия была на 6 месте по добыче нефти в мире. Нигерия является одним из основных поставщиков нефти в Западную Европу и занимает пятое место по поставкам сырой нефти в США. В июне 2004 года поставки нигерийской нефти в США достигли 1,2 млн. баррелей в день, что составляет 9,3 % американского импорта сырой нефти.

Структура экспорта нефтегазоконденсатного сырья из Нигерии
Структура экспорта нефтегазоконденсатного сырья из Нигерии

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Нигерии составляют 2440,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 2440,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи остались на прежнем уровне. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 2695,0 бар/сут в 2006 году, минимальный с 1973 года – 675,0 бар/сут.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Нигерии
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Нигерии

    Добыча газоконденсата в Бразилии

По оценкам EIA, по состоянию на 01.01.14, Бразилия располагала доказанными запасами нефтегазоконденсатного сырья в размере 13,2 млрд. барр. Согласно ANP, на 31.12.13 у Бразилии было 15,6 млрд. барр нефти по категории доказанных запасов – это второй по величине уровень в Южной Америке после Венесуэлы. Свыше 94% бразильских запасов расположено на шельфе, 80% из них находится на шельфе вблизи штата Рио-де-Жанейро, 9% сосредоточено недалеко от берега штата Эспириту-Санту. В 2013 году Бразилия добывала 2,7 млн. барр/сут. нефти и других ЖУ. Из этого объема 2,0 млн. пришлось на нефть, а 527 тыс. барр/сут. – на биотопливо. Доля Petrobras составила 1,9 млн. барр/сут. нефти и газоконденсата.

Бразилия лидирует по добыче углеводородов на морском шельфе

 Из общего объема добытой в Бразилии нефти и газоконденсата более 91% было извлечено на шельфе, из которых 79% вблизи штата Рио-де-Жанейро. Все большая часть добычи идет с недавно открытых нефтяных месторождений в подсолевых слоях. В 2013 году с таких отложений было добыто 303 тыс. барр/сут., что составляет 15% от общей нефтедобычи и означает существенный рост – 0,4% от общей добычи в 2008 году. Потребление ЖТ в Бразилии по-прежнему превышает добычу. В 2013 году спрос страны на ЖТ преодолел отметку в 3 млн. барр/сут., в то время как ее внутренняя добыча практически не изменилась – 2,7 млн. барр/сут. EIA прогнозирует, что и в 2015 году сохранится превалирование потребления над добычей.

Распределение запасов нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии по штатам
Распределение запасов нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии по штатам

По данным ANP, в 2013 году мощность переработки нефти и газового конденсата Бразилии составляла 2,2 млн. барр/сут. при 16 работающих НПЗ. 13 из них, производящие 2 млн. барр/сут. нефтепродуктов, находятся под управлением Petrobras. Крупнейшим НПЗ является Реплан (Replan) в Сан-Паулу.

Структура производства нефтепродуктов в Бразилии
Структура производства нефтепродуктов в Бразилии

Так как бразильские НПЗ не имеют технических возможностей для переработки тяжелой нефти, страна должна экспортировать некоторое количество такой нефти и импортировать свет Согласно данным ANP, Бразилия в 2013 году экспортировала 381 тыс. барр/сут. нефти, что на 31% меньше, чем в предыдущем году. США в 2013 году импортировали из Бразилии 110 тыс. барр/сут., что на 20% ниже уровня 2012 года. Из-за увеличения внутренней добычи в США и растущего спроса Китая, Китай стал крупнейшим потребителем бразильской нефти в 2013 году, импортируя по 115 тыс. барр/сут.

Экспорт и импорт нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии
Экспорт и импорт нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии составляют 2393,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 2358,0 баррелей в сутки, то есть увеличение ежедневной добычи составило 1,5 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 2393,0 бар/сут в 2015 году, минимальный – 330,0 бар/сут в 1995 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Бразилии

    Добыча газоконденсата в Мексике

Мексика является крупнейшим производителем нефти и нефтепродуктов среди стран, не входящих в ОПЕК, и родиной одной из крупнейших в мире нефтяных компаний Пемекс. Основной поток мексиканского нефтяного экспорта направляется в Соединенные Штаты. Мексиканская нефтедобывающая промышленность была национализирована в 1938 году. Государственная нефтяная компания Петролеос Мексиканос (Пемекс) является пятой по величине нефтяной компанией в мире и столпом всей экономики Мексики. В отличие от многих других крупнейших нефтяных компаний Пемекс сохраняет исключительные права на разведку и добычу нефти в Мексике.

Нефтедобывающее производство в Мексике
Нефтедобывающее производство в Мексике

Фискальные платежи компании составляют приблизительно 1/3 всех финансовых доходов правительства. Почти 60% доходов компании идет в государственный бюджет. Это тяжелое финансовое бремя лишило компанию возможности вкладывать достаточные средства в разработку и разведку нефтяных месторождений в последние годы. В результате этого доказанные запасы нефти в период с 1998 года по 2002 год сократились на 9%, так как рост потребления углеводородного сырья все больше и больше опережает темпы разведки новых месторождений. В результате лоббирования интересов компании президентом Фоксом в 2001 году мексиканский Конгресс определил бюджет Пемекса в $23.9 миллиардов, из которых $14.7 миллиардов предназначались на новые инвестиционные проекты. В результате этого бюджет компании на разведку и разработку новых месторождений в 2002 достиг наибольшей величины за последние 20 лет. В результате чего, согласно предварительным оценкам, произошло незначительное увеличение добычи нефти. В 2003 году бюджет Пемекса будет самым большим за всю историю страны, и президент Фокс планирует увеличить добычу нефти к 2006 году на 34%.

Отмена государственной монополии на добычу нефти в Мексике

 Приблизительно три четверти всей добываемой в Мексике нефти и газового конденсата поступает из бухты Кампече в Мексиканском Заливе, расположенной у западного побережья полуострова Якатан. Большая часть добываемой здесь нефти – тяжелая нефть (22 API), известная под названием Майя-22. Доля Майи в общем объеме добываемой в стране нефти составляет около 70%, экспортная же доля доходит до 80%. Самое продуктивное месторождение в бухте Кампече, приносящее основные средства в бюджет страны, это Кантарелл. Расположено оно в 80 милях от берега, и здесь добывается около 1.7 миллионов баррелей в день сырой тяжелой нефти Майя-22. На месторождении Кантарел, состоящем из четырех основных нефтеносных структур – Акал, Нохоч, Чак и Кутз, с самого начала эксплуатации и до недавнего времени добыча была падающей и проводились мероприятия по поддержанию пластового давления. 

Нефтегазоконденсатное месторождение Чиконтелек в Мексике
Нефтегазоконденсатное месторождение Чиконтелек в Мексике

В 1997 году Пемекс стал закачивать в коллекторы азот с целью поддержания необходимого пластового давления в нефтедобывающих скважинах. Реализация этого проекта была приостановлена в конце ноября 2001 одновременно с решением Мексики уменьшить экспорт в соответствии с пожеланиями ОПЕК. К середине 2002 года на месторождении появились первые признаки увеличения добычи, и к ноябрю 2002 года производство нефти здесь уже было на 370 тыс. баррелей в день выше уровня 2001 года. Пемекс продолжает проводить активные работы по увеличению добычи на Кантарелле и в 2004 году планирует добывать 2.23 млн. баррелей в день. Пемекс также планирует ввести в эксплуатацию месторождение Сихил, содержащее 1.4 миллиарда баррелей нефти и попутного природного газа и расположенном под месторождением Кантарелл.

Мексиканская государственная нефтяная компания Пемекс
Мексиканская государственная нефтяная компания Пемекс

Подчеркивая свою ключевую позицию на мировом рынке нефти, Мексика активнее всех других стран - не членов ОПЕК сотрудничает с этой организацией. Мексика координирует свои поставки на мировой рынок вместе с ОПЕК, начиная с 1998 года. Об этом очень красноречиво говорят показатели экспорта нефти за период с 1998 по 2001 годы, когда страна добровольно ограничила добычу нефти, чтобы поддержать мировые цены на углеводородное сырье. В январе 2002 года Мексика после консультаций с ОПЕК определила объем экспорта нефти в первой половине года на уровне 1.66 миллионов баррелей в день, сократив существовавшие поставки на 100 тыс. баррелей в день. Подобный шаг был предпринят и другими странами, такими как Россия, Норвегия, Оман и Ангола. По истечению самоналоженного ограничения на экспорт нефти Мексика стала увеличивать свои поставки на внешние рынки и в результате в ноябре 2002 года стала крупнейшим иностранным поставщиком нефти Соединенным Штатам в течение месяца. 13 января 2003 года после того как десятка стран ОПЕК объявила о своем намерении увеличить экспорт нефти на 1.5 миллиона баррелей в день, Мексика в свою очередь решила также увеличить поставки на 120 тыс. баррелей в день до 1.88 миллионов баррелей в день. Мексиканская сырая нефть Истхмус – единственная не ОПЕКовская нефть, включенная в «корзину ОПЕК». Среднее арифметическое цен семи сырых сортов нефти из этой корзины используется как индикатор средней цены за баррель ОПЕКовской нефти.

Объем экспорта мексиканского нефтегазоконденсатного сырья
Объем экспорта мексиканского нефтегазоконденсатного сырья

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Мексике составляют 2290,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 2391,0 баррелей в сутки, то есть снижение добычи составило 4,2 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 3574,0 бар/сут в 2004 году, минимальный – 1977,0 бар/сут в 1995 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Мексике
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Мексике

    Добыча газоконденсата в Анголе

По объемам добычи нефти и газоконденсатного сырья Ангола является второй среди стран Юго-Западной Африки, уступая лишь Нигерии. Большая часть нефти добывается на морских месторождениях в акватории, прилегающей к анклаву Кабинда (65%). Нефть считается одной из лучших по качеству.

Провинция Анголы Кабинда

 Ангола не является членом ОПЕК. Доказанные нефтяные запасы Анголы – 5,4 млрд. баррелей нефти. Объем добычи – 720 тыс. баррелей в сутки. Экспорт нефти – около 690 тыс. баррелей в сутки. Мощности переработки нефти – свыше 30 тыс. баррелей в сутки. Запасы природного газа оценены в 1,7 трлн. кубических футов. Добыча природного газа – почти 20 млрд. кубических футов в год. Большая часть нефти добывается в провинции Кабинда.

Запасы нефти и газоконденсата в Анголе
Запасы нефти и газоконденсата в Анголе

Главными направлениями инвестиций в Ангольской экономике является нефтяная отрасль. До 2004 года правительство намеревается поднять добычу нефти до 1500 000 баррелей в день. Сейчас наши запасы нефти достигают 7 миллиардов баррелей (259) брутто. Создается новый нефтеперерабатывающий завод в Бенгеле, туда пойдут инвестиции правительства. Также должен быть реализован газовый проект и создание газопровода от устья реки Конго до Луанды. В газовую и нефтяную область планируются инвестиции в размере 6 миллиардов долларов.

Сравнительная динамика добычи нефтепродуктов и ВВП Анголы
Сравнительная динамика добычи нефтепродуктов и ВВП Анголы

Компания Cabinda Gulf Oil Co. (дочернее предприятие ChevronTexaco Corp.) начала добычу конденсата на месторождении Санья (Sanha), расположенном на концессионном участке Block 0 у берегов ангольского анклава Кабинда. Комплекс по производству конденсата Санья, расположенный в 23 милях от берега, непосредственно над самим месторождением, является центром газопереработки для соседних месторождений. Скважины месторождения Санья, расконсервированные в начале 2004 г. (расконсервация проведена и на соседних месторождениях), в настоящее время поставляют 6000 барр./сут газового конденсата.

Добыча газового конденсата на акватории Кабинды
Добыча газового конденсата на акватории Кабинды

Суммарная добыча (конденсат, нефть и сжиженные нефтяные газы) по проекту Санья, который включает в себя и добычу нефти на месторождении Бомбоко, к 2007 г. должна достичь 100000 барр./сут. Производство сжиженного нефтяного газа (LPG) должно начаться во втором квартале, когда полностью будет введена в эксплуатацию плавучая система добычи, хранения и выгрузки. По прогнозам Ангола опередит Нигерию по объемам добычи нефти в 2016 г. и будет оставаться ведущим производителем "черного золота" в Африке в течение последующих 10 лет. В МЭА отмечают ожидаемое увеличение добычи в Анголе, однако ключевым фактором будут оставаться внутренние проблемы Нигерии.

Ежедневная добыча нефти и газоконденсата в Анголе и Нигерии
Ежедневная добыча нефти и газоконденсата в Анголе и Нигерии

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Анголе составляют 1733,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 1813,0 баррелей в сутки, то есть снижение добычи составило 4,4 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 2030,0 бар/сут в 2010 году, минимальный – 503,0 бар/сут в 1994 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Анголе
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Анголе

    Добыча газоконденсата в Норвегии

В течение 10 последних лет объемы добычи нефти, газового конденсата и газа в Норвегии значительно росли, и сегодня страна занимает 3 место в мире после Саудовской Аравии и России по экспорту сырой нефти. Нефтяная промышленность теперь составляет значительную часть экономики Норвегии и приносит большие доходы государству. Будучи западной индустриальной страной, занимающей ведущее положение в экспорте нефти, Норвегия имеет разнообразные интересы. Норвегия располагает приблизительно 50% оставшихся запасов нефти и газа в Западной Европе.

Добыча нефтегазоконденсатного сырья на шельфе Норвегии
Добыча нефтегазоконденсатного сырья на шельфе Норвегии

В 2000 г. экспорт нетто сырой нефти и газоконденсата из Норвегии составлял 2,9 млн. баррелей в день, что ставит Норвегию на третье место среди самых крупных экспортеров нефти в мире после Саудовской Аравии (6,5 млн. баррелей в/д) и России (4,3 млн. баррелей в/д). Самыми важными рынками (первыми странами-получателями) были Великобритания (22%), Нидерланды (15%), Франция (13%), США (6%) и Германия (6%). В то время добыча сырой нефти составляла 3,1 млн. баррелей в/д. Ожидалось, что до 2004 г. объемы добычи сырой нефти сохранятся на том же уровне, а затем последует снижение. Предполагалось, что в 2010 г. размеры добычи немного превысят 2 млн. баррелей в/д.

Экспорт и внутреннее потребление норвежской нефти и газоконденсатов
Экспорт и внутреннее потребление норвежской нефти и газоконденсатов

Согласно данным Норвежского нефтяного директората (Norwegian Petroleum Directorate), объем добычи нефти и газоконденсата в Норвегии в 2012 г. снизился на 8,5% по сравнению с 2011 г. Несмотря на рекордный уровень инвестиций в нефтяной сектор в 2012 г. - $25 млрд., по оценкам Wood Mackenzie, - добыча нефти в Норвегии в ушедшем году продолжила свое снижение. Пик по добыче нефти в Норвегии был показан в 2000 г. на уровне в 3,12 млн. баррелей в день. После этого объем нефтедобычи неуклонно снижался и по итогам 2012г составил менее половины от этого уровня – 1,53 млн. баррелей в день. При этом добыча газа в Норвегии в 2012 г. выросла на 12% до 1,94 млн. баррелей в нефтяном эквиваленте. За счет этого общий объем нефтегазовой добычи Норвегии по итогам года вырос на 2% до отметки 3,86 млн. баррелей в день в нефтяном эквиваленте. В этих цифрах учитывается совокупный объем добычи нефти, газа и газовых конденсатов. Максимум по нефтегазовой добыче был показан в 2004 г. на уровне 4,54 млн. баррелей в день в нефтяном эквиваленте.

Норвежский Нефтяной Директорат анализирует и планирует добычу углеводородов
Норвежский Нефтяной Директорат анализирует и планирует добычу углеводородов

Суточная добыча углеводородов в Норвегии в июле выросла в сравнении с июлем 2012 года на 5,5% - до 1,959 млн. баррелей в сутки, в сравнении с июнем текущего года этот показатель вырос на 15%, сообщает "Интерфакс" со ссылкой на данные норвежского нефтяного директората. Объем добычи углеводородов в июле вырос в основном за счет добычи нефти. В июле этот показатель составил 1,576 млн. баррелей в сутки, что на 6,4% выше уровня прошлого года и на 19,7% больше июньских объемов. Норвежский нефтяной директорат сообщает, что объем добычи нефти в стране в июле стал самым высоким с мая 2012 года. Это связано с ростом добычи на ряде месторождений. Добыча газоконденсата к прошлому году выросла на 2,6% - до 311 тыс. баррелей в сутки, к предыдущему месяцу - на 4,7%. Добыча конденсата в июле 2013 года осталась на уровне июля 2012 года - 72 тыс. баррелей в сутки.

Добыча нефти и газоконденсата в Северном море

 Объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Норвегии начали снижаться с января 2013 года из-за технических проблем на ряде месторождений, но с апреля начали немного расти. Однако в июне упали, обновив минимум текущего года. Эксперты отмечают, что снижение в добыче нефти Норвегии проходит на фоне естественного истощения месторождений в Северном море. Кроме того, свою негативную лепту вносят и технические проблемы на месторождениях Valhall, Hod, Ula и Tambar, которые контролирует BP, а также месторождениях Njord, Asgard и Troll, добычу на которых осуществляет Statoil.

Технические проблемы на нефтяных месторождениях Норвегии
Технические проблемы на нефтяных месторождениях Норвегии

Предварительные производственные показатели в августе зафиксировали спад добычи на 4% по сравнению с июлем 2014 года. Однако объём добываемого продукта на 10% превышает прогноз норвежского нефтяного директората на август. Предварительные производственные показатели в августе зафиксировали ежедневную добычу 1842 миллионов баррелей нефти, газоконденсатной жидкости и дистиллята. Согласно информации от Норвежского нефтяного директората, добыча падает на 79,000 баррелей в день. Добыча в августе сократилась из-за технических проблем и профилактического ремонта на нефтяных месторождениях «Фрам», «Скульд» и «Тролль». Общий объем сбыта газа составил 7,3 миллиарда стандартных кубических метров в нефтяном эквиваленте. Нефтедобыча превышает августовский прогноз норвежского нефтяного директората на 10% и на 1% добычу в августе прошлого года.

Снижение добычи углеводородов на норвежских месторождениях

 Совокупный объём нефтедобычи в Норвегии на 2% превышает прогнозируемый норвежским нефтяным директоратом. Стоимость экспорта сырой нефти и природного газа за 2000 г. оценивали в сумму чуть меньше 300 млрд. норвежских крон, что соответствовало приблизительно 46% общего норвежского экспорта. Доля ВНП, которая приходится на нефтяную отрасль, составляла в 2000 г. примерно 22%.

Динамика текущего баланса Норвегии в мировом ВВП
Динамика текущего баланса Норвегии в мировом ВВП

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Норвегии составляют 1624,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 1610,0 баррелей в сутки, то есть рост добычи составил 0,9 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 3417,0 бар/сут в 2000 году, минимальный с 1973 года– 2,0 бар/сут.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Норвегии
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Норвегии

    Добыча газоконденсата в Алжире

 Алжирская народная демократическая республика – государство в Северной Африке, в западной части Средиземноморского региона. На севере на протяжении 1300 км омывается Средиземным морем. Сухопутные границы (6 тыс.м): на западе с Марокко, Западной Сахарой и Мавританией, на юге с Мали и Нигером, на востоке с Тунисом и Ливией. Недра Алжира богаты полезными ископаемыми. Здесь имеются запасы, и ведётся добыча углеводородного сырья, угля, урана, железа, полиметаллов, золота, фосфоритов, бария, ртути; выявлены ресурсы марганца, меди, олова, вольфрама, серебра, плавикового шпата; открыты россыпные проявления титановых минералов, алмазов. 

Месторождения минеральных ресурсов в Алжире
Месторождения минеральных ресурсов в Алжире

 Осадочные бассейны с установленной или предполагаемой нефтегазоносностью располагаются в двух основных геоструктурных областях страны: в Северном Алжире и Алжирской Сахаре. С последней связаны основные ресурсы нефти и природного газа Алжира. Алжирская государственная нефтяная компания Sonatrach является монополистом в нефтегазовой отрасли страны. В реализуемых сегодня нефтегазовых проектах её минимальная доля составляет 51%. Кроме того, согласно правительственному постановлению, принятому в декабре 2006 г., уровень налогообложения иностранных недропользователей поставлен в зависимость от объёма добываемых энергоносителей. Эти нововведения ограничили поступление иностранных инвестиций в страну.

Алжирская нефтяная компания Sonatrach
Алжирская нефтяная компания Sonatrach

 В 2006 г. в Алжире добыто 67,4 млн. т нефти и газового конденсата. На долю компании Sonatrach в настоящее время приходится около 60% добываемой в стране нефти, остальное добывается в сотрудничестве с иностранными компаниями. Алжирская нефть по своему качеству считается одной из лучших в мире (алжирский сорт «Saharan Blend» имеет плотность 45°АРI при содержании серы 0,05%).

Добыча нефти и газового конденсата в Алжире
Добыча нефти и газового конденсата в Алжире

 Гигантское нефтегазоконденсатное месторождение Хасси-Мессауд, владельцем которого является государственная Sonatrach, обеспечивает 32% нефтедобычи в стране. В 2006 г. на месторождении добыто 22 млн. т нефти, что меньше, чем в 1970 г. (27,5 млн. т), но больше, чем в 1989 г., когда было добыто всего 15 млн. т. Столь значительное падение было связано со снижением нефтеотдачи пластов и значительной изношенностью добывающего оборудования. В 2005 г. компания Sonatrach провела тендер на право проведения работ по модернизации месторождения Хасси-Мессауд и рассчитывает в течение ближайших пяти лет за счёт применения нового добычного оборудования и использования методов повышения нефтеотдачи пластов увеличить здесь добычу до 35 млн. т. Государственная нефтегазовая компания Sonatrach добывает нефть и на других крупнейших месторождениях страны, включая Зарзаитин, Бен-Кахла (Ben Kahla) и Айт-Хейр (Ait Kheir).

Структура нефтегазоконденсатного месторождения Хасси-Мессауд
Структура нефтегазоконденсатного месторождения Хасси-Мессауд

 Алжир входит в картель ОПЕК и является третьим по величине поставщиком газа в ЕС. События в "Ин Аменас" уже оказали негативное влияние на поставки - согласно данным компании Snam Rete, одного из операторов газовой сети Италии, объем поставок газа со стороны Алжира в Италии через ключевой трубопровод в Средиземном море упал на 10 млрд. кубометров. Объем добычи нефти Алжира составляет 1,2 млн. барр. в день. Согласно данным BP за 2012 г, разведанные запасы нефти в стране - 12,2 млрд. баррелей. Добываемая нефть в основном высокого качества, легкая низкосернистая. Основные месторождения нефти и газа сосредоточены на Востоке страны, на границе с Тунисом и Ливией.

Нефть Алжира
Нефть Алжира

 В 2006 г. Алжир добывал в среднем 1.37 миллионов баррелей нефти и газоконденсатной жидкости в день. С учетом 445 000 баррелей в день газоконденсата и 310 000 баррелей в день жидкостей природного газа, в 2006 г. Алжир добывал в среднем 2.13 миллионов баррелей в день нефти, незначительно больше чем 2005 г. -2.09 млн. баррелей в день и 1.93 млн. баррелей в день - в 2004 г. 1 ноября 2006 г. согласно договору ОПЕК в Дохе и 1 февраля 2007 г. согласно договору ОПЕК в Абуже, Алжир снизил добычу сырой нефти на 59 000 баррелей в день и 25 000 баррелей в день соответственно. Качество алжирской нефти «Сахаран бленд», 45° API, содержащей 0.1 серы, является одним из лучших в мире. Страны Европы рассматривают алжирскую нефть как соответствующую строгим правилам ЕС по содержанию серы в бензине и дизельном топливе. 

Ежедневная добыча и потребление нефтепродуктов в Алжире
Ежедневная добыча и потребление нефтепродуктов в Алжире

Учитывая тот факт, что потребление нефти внутри страны было равно 283 000 баррелей в день, по официальным данным, нетто объем экспорта нефти (включая все жидкости) Алжира, был равен 1.84 миллиона баррелей в день. По оценкам Службы энергетической информации (EIA), в 2206 г. Соединенные Штаты импортировали 650 000 баррелей в день или 35 процентов алжирского экспорта нефти. Согласно данным Международного энергетического агентства (IEA), в течение первых 11 месяцев 2006 г. около 37 процентов Алжирского экспорта было направлено в европейские страны в рамках Организации по экономическому сотрудничеству и развитию. Большую часть нефти импортировала Франция (8 процентов), Италия – (7 процентов), Испания – (6 процентов), среди импортеров алжирской нефти была также и Германия.

Объемы экспорта Алжирской нефти
Объемы экспорта Алжирской нефти

Зарубежные нефтяные компании регулярно увеличивают долю своего участия в добыче алжирской нефти. Самой крупной зарубежной нефтяной компанией является Анадарко, общий объем добычи которой равен 500 000 баррелей в день. Компания эксплуатирует промысел Южный Хасси Беркине и Ауэхаунд на востоке Алжира, добывая на этих промыслах около 450 000 баррелей в день. В четвертом квартале 2006 г., объем добычи Андарко достиг 62 000 баррелей в день нефти на промыслах, где компания имеет свою долю процента в проекте. Андарко разрабатывает семь новых нефтяных и газовых месторождений в 208 блоке бассейна Беркине; первая продукция промыслов (EKT, El Merk, El Merk N, El Merk E, El Merk C, El Kheit, и El Tessekha) начнет поступать к 2008 г., производительность будет расти и, в итоге, должна будет достичь уровня 150 000-200 000 баррелей в день сырой нефти и конденсата. Компания Эни(совместно с другими компаниями) эксплуатирует проект Рурд Улад Джемма (РУД) в юго-восточном Алжире, который объединяет шесть месторождений, производительность которых равна 80 000 баррелей в день. Среди остальных зарубежных инвесторов находятся Amerada Hess, BHP-Billiton, BP, Repsol, Shell, Statoil и Total.

Добыча нефти и газоконденсатного сырья в Алжире различными компаниями
Добыча нефти и газоконденсатного сырья в Алжире различными компаниями

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Алжире составляют 1420,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 1420,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи остались на прежнем уровне. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 1735,0 бар/сут в конце 2007 года, минимальный с 1973 года – 786,0 бар/сут.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Алжире
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Алжире

    Добыча газоконденсата в Казахстане

Добыча нефти, газового конденсата и природного газа является ведущим сектором экономики казахской республики. В 2000 году Казахстан добыл 35,252 млн. тонн нефти (700 тысяч баррелей в день), что на 17,4% больше, чем 30,025 млн. тонн в 1999 году. Страна экспортировала 28,883 млн. тонн нефти в 2000 году, что на 38,8% больше, чем 20,813 тонн в 1999 году. В 2013 году в Казахстане добыча сырой нефти и газового конденсата составила 81,731 млн. тонн, что на 3,2% больше, чем в 2012 году. В 2013 году Казахстан экспортировал 68,158 млн. тонн нефти и газового конденсата, что на 0,1% больше, чем в аналогичном периоде 2012 года. За последние 20 лет нефтедобыча в Казахстане возросла в более чем 4 раза, превысив 80 млн. тонн (17-е место в мире), а производство газа - более чем в пять до более чем 40 млрд. куб. м (29-е место в мире).

Добыча нефти и газового конденсата в Казахстане

 Казахстан имеет потенциал, чтобы быть экспортером нефти мирового класса в среднесрочной перспективе. Ориентиром для иностранных инвестиций в Казахстане является Тенгизшевройл - совместное предприятие, 50% которого принадлежит ChevronTexaco, 25% - ExxonMobil, 20% - КазМунайГаз (Казахстан) и 5% - LukArco (Россия). Природный газ и газовый конденсат на месторождении Карачаганак разрабатывается компаниями BG, Agip, ChevronTexaco и ЛУКОЙЛ. Agip под руководством Оффшор Казахстан Консорциум обнаружил потенциально огромное нефтяное месторождение Кашаган на севере Каспия. 

Газоконденсатное месторождение Карачаганак в Казахстане
Газоконденсатное месторождение Карачаганак в Казахстане

Экономическое будущее Казахстана связано с развитием нефтяной и газовой промышленности. Рост ВВП будет зависеть от цен на нефть, а также возможности освоения новых месторождений. Добыча нефти и газового конденсата в Казахстане в 2013 году составила 79,2 миллиона тонн нефти и газового конденсата. Об этом сообщает в понедельник пресс-служба министерства нефти и газа. «В 2013 году объем добычи нефти и газового конденсата составила 79,2 миллиона тонн», - говорится в распространенном перед коллегией МНГ пресс-релизе. Объем экспорта нефти и газового конденсата за 2013 год составил 68,616 миллионов тонн, на отечественных НПЗ было переработано 14,2 миллиона тонн сырой нефти, что больше уровня 2013 года на 3,6 процентов.

Экспортный потенциал углеводородного сырья Казахстана

 В 2014 году консолидированный объем добычи нефти и газоконденсата компанией КазМунайГаз составил более 22 млн. тонн. Об этом сообщила пресс-служба АО «НК «КазМунайГаз» в ходе брифинга в Службе центральных коммуникаций при Президенте Республики Казахстан. По предварительным данным, консолидированный объем добычи нефти и газоконденсата по группе компаний КазМунайГаз в 2014 году составил 22491 тыс. тонн. Добыча природного газа достигла 4736 млн. кубометров при 6% росте (267 млн. кубометров) к плану 2014 года. 

Нефтегазовая компания КазМунайГаз
Нефтегазовая компания КазМунайГаз

Объем транспортировки нефти магистральными трубопроводами составил 64005 тыс. тонн и вырос, по сравнению с планом на 1%. Транспортировка нефти по морю за отчетный период составил 9606 тыс. тонн и на 9% превысила плановый показатель. Транспортировка газа по магистральным газопроводам достигла 105432 млн. кубометров. В том числе, международный транзит в этом объеме составил 78661 млн. кубометров, внутренняя транспортировка - 15607 млн. кубометров и транспортировка на экспорт - 11 164 млн. кубометров.

Схема транспортировки нефти и газа из Казахстана
Схема транспортировки нефти и газа из Казахстана

Объем добычи нефти и газового конденсата в 2013 году в РК составил 81,8 млн. тонн. Кроме того, по итогам года на трех НПЗ республики переработано 14,296 млн. тонн сырой нефти. Об этом сегодня перед расширенным заседанием коллегии в министерстве нефти и газа сообщила пресс-служба ведомства. Как отмечают в пресс-службе, – для обеспечения республики качественными нефтепродуктами продолжаются работ по модернизации и реконструкции НПЗ РК. До апреля текущего года необходимо проработать концептуальные вопросы строительства четвертого НПЗ.

Пути развития сектора переработки нефтегазоконденсатного сырья в Казахстане

 Что касается компании Тенгизшевройл, то ею в 2013 году было добыто порядка 27 млн. тонн нефти. «Это рекордный уровень добычи нефти за всю историю существования компании, - подчеркивается в документе. - налоги и платежи в бюджет страны за 20 лет истории проекта превысили 60 млрд. долларов, в том числе за 2013 год – свыше 11 млрд. долларов». На месторождении Карачаганак в 2013 году добыто 10,5 млн. тонн жидких углеводородов в стабильном эквиваленте и более 17 млрд. кубометров газа. В настоящее время идет работа над «определением вариантов реализации проекта будущего расширения и организацией проектирования». Его реализация запланирована в 2020 году.

Строительство нефтегазоперерабатываюшего завода Казахойл Актобе в Казахстане
Строительство нефтегазоперерабатываюшего завода Казахойл Актобе в Казахстане

 Кроме того, по информации пресс-службы в 2013 году объем экспорта нефти и газового конденсата составил 72,077 млн. тонн. В рамках работ по диверсификации и расширению мощностей нефтетранспортной системы страны увеличена пропускная способность маршрута «Атасу - Алашанькоу» до 20 млн. тонн.

Нефтепровод Атасу Алашанькоу
Нефтепровод Атасу Алашанькоу

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в Казахстане составляют 1578,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 1559,0 баррелей в сутки, то есть увеличение добычи составило 1,2 %. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 1699,0 бар/сут в начале 2014 года, минимальный – 407,0 бар/сут в 1995 году.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Казахстане
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Казахстане

    Добыча газоконденсата в государстве Катар

Доказанные запасы нефти и газового конденсата в Катаре составляли на 1 января 2010 года 2,8 млрд. т (2,0% мировых запасов). Основная часть запасов сосредоточена в пределах континентальных месторождений, крупнейшим из которых является Dukhan. В число основных шельфовых месторождений входят: Id al-Shargi North Dome, Bul Hanine, Maydan Mahzam, al-Shaheen, al-Rayyan и al-Khalij.

Разведанные запасы нефтегазоконденсатного сырья в Катаре
Разведанные запасы нефтегазоконденсатного сырья в Катаре

В 2010 году на территории Катара было добыто 35,7 млн. т нефти, что соответствует уровню 2009 года. Добываемая в стране нефть характеризуются плотностью 41°API (Dukhan, на суше) и 36°API (Marine, с шельфовых месторождений). Общее производство углеводородов в Катаре, включая сырую нефть, газовый конденсат, ШФЛУ и др., в 2012 году составило 1,6 млн. барр/сут., что немного меньше уровня 2011 года, но более чем на 70% превышает показатель 2003 года. По оценкам EIA, в 2012 году страна добывала свыше 1,2 млн. барр/сут. сырой нефти и газового конденсата.

Добыча нефти и газового конденсата - основа будущего Катара

Разработку месторождений и промышленную добычу нефти в Катаре в рамках соглашений о разделе продукции с QP осуществляют компании: Maersk Oil Qatar (Дания) – месторождение al-Shaheen (15,0 млн. т в год); Occidental Petroleum (США) – месторождения al-Rayyan, Id al-Shargi North Dome, Id al-Shargi South Dome (суммарно – 10,8 млн. т в год); Total SA (Франция) – месторождение al-Khalij (1,8 млн. т в год); Bunduq Company (ОАЭ) – месторождение El-Bunduq (0,7 млн. т в год); Cosmo Oil (Япония) – месторождения Al-Karkara и A-North (суммарно – 0,5 млн. т в год). В нефтяном секторе Катара также функционируют BP (Великобритания), ExxonMobil, ConocoPhillips (США), Marubeni и Mitsui (Япония), OMV (Австрия) и Shell (Великобритания-Нидерланды).

Нефтяная компания Maersk Oil в Катаре
Нефтяная компания Maersk Oil в Катаре

 Доминирующие позиции в отрасли занимает государственная компания Qatar Petroleum (QP), в компетенцию которой входят осуществление всех операций с нефтью и газом, включая поиск, добычу, переработку, хранение, транспортировку нефти и газа. Компания также отвечает за сбыт нефтегазового сырья и продуктов переработки на внутреннем и внешнем рынках. Крупнейшие из эксплуатируемых месторождений QP: Dukhan (16,8 млн. тонн нефти в год), Bul Hanine (5,0 млн. тонн в год) и Maydan Mahzam (3,0 млн. тонн в год).

Деятельность государственной нефтяной компании Катара Qatar Petroleum

 По добыче нефти с газовым конденсатом государство Катар занимает 19-ю позицию в мире; большая часть отправляется на экспорт. Последним крупным открытым объектом в Катаре стало месторождение Аль-Райян, геологоразведка которого продолжается. Рост поставок нефти в основном связан с разработкой существующих месторождений, в частности, за счет применения МУН. 85% нефтедобычи Катара приходится всего на несколько месторождений: Аль-Шахин, Духан и Идд-эль-Шарги. Катарская нефтедобыча делится на наземную и шельфовую. По информации Нацбанка, на наземном месторождении Духан в конце 2012 года добывалось около 225 тыс. барр/сут. Остальные объемы добычи нефти приходятся на шельф, в частности, на месторождение Аль-Шахин, расположенное к северу от г. Рас Лаффан и дающее 300 тыс. барр/сут. За первые 7 месяцев 2013 года Катар добывал 726 тыс. барр/сут. Это спад по сравнению с пиковым среднегодовым показателем 2007 года в 845 тыс. барр/сут. В банке отмечают, что госкомпания Qatar Petroleum, контролирующая отрасль, управляет своими ресурсами консервативно, тем самым сдерживая рост добычи, но в то же время проводит исследования по повышению нефтеотдачи. 

Динамика внутреннего потребления катарской нефти
Динамика внутреннего потребления катарской нефти

Государство Катар экспортирует нефть и нефтепродукты посредством трех крупных экспортных терминалов: Умм-Саид (Месаид), Халул Айленд и Рас Лаффан. Согласно Статистическому бюллетеню ОПЕК-2013, в 2012 году Катар экспортировал 588 тыс. барр/сут. сырой нефти и 464,6 тыс. барр/сут. нефтепродуктов. По данным ОПЕК, всю сырую нефть и большую часть (86%) нефтепродуктов страна отправила на рынки Азии (из них в Японию 60% или больше).

Экспорт нефтегазоконденсатного сырья из Катара
Экспорт нефтегазоконденсатного сырья из Катара

На 1 апреля 2015 года ежедневные объемы добычи нефтегазоконденсатного сырья в государстве Катар составляют 1503,0 баррелей в сутки, месяцем раньше добывалось 1503,0 баррелей в сутки, то есть объемы добычи не изменились. Максимальный уровень добычи жидких углеводородов за последние 23 года зафиксирован на уровне 1660,0 бар/сут в начале 2012 года, минимальный с 1973 года – 145,0 бар/сут.

Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Катаре
Динамика добычи нефтегазоконденсатного сырья в Катаре

    Добыча газоконденсата в Колумбии

На территории Колумбии выделяется 10 нефтегазоносных бассейнов приуроченных к межгорным впадинам Анд, впадинам Предандийского краевого прогиба и прогибам в зонах сочленения континента с Тихим океаном и Карибским морем. Общая площадь бассейнов 434 тысяч км2, из них 51 тысяча км2 приходится на экваториальные районы. Наиболее изучен бассейн Верхняя и Средняя Магдалены, где сосредоточено около 35% разведанных запасов нефти и 14% запасов газа. Нефти этого бассейны имеют плотность 824-932 кг/м3 и высокую сернистость до 1,11%. Около 60% запасов нефти установлено в новом нефтяном районе – Баринас-Апуре (плотность 830-975 кг/м). Нефтегазоносны также отложения мела и кайнозоя. Наиболее продуктивны песчаники эоцена и олигоцена. Залежи в основном приурочены к нарушенным антиклиналям, реже к рифогенным массивам и зонам выклинивания. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 700 до 5840 м. В стране открыто 149 нефтяных и 20 газовых и газоконденсатных месторождений. Большинство месторождений мелкие и средние. Новые значительные месторождения нефти и газа могут быть открыты в восточных (бассейн Баринас-Апуре) и северных (бассейн Нижний Магдалены и Прибрежно-Колумбийский) районах