Добыча природного газа

Введение. 

Добыча природного газа человечеством на промышленном уровне с помощью бурения скважин  началась в прошлом веке. Хотя о  его залежах в недрах земли  было известно намного раньше. Природный  газ принадлежит к числу наиболее полезных ископаемых. В современном мире главное его использование, - как горюче топливо, а также в химической промышленности для синтеза полимерных материалов. Находится он под землей на глубине нескольких тысяч метров. Страны-лидеры по добыче данного ресурса, применяя современные технологи, могут добывать его из глубин в 6000 метров и даже глубже. Природный газ в земных недрах пребывает в газообразном состоянии: иногда как самостоятельное ископаемое, иногда как сопутствующее залежам нефти, а иногда растворенный в составе нефти или воды. При нормальном атмосферном давлении (101,325 кПа) и при температуре 20°С он всегда газообразен. Состоит из смеси различных газов. Но наиболее весомое его содержание составляет метан (СН4) (третий по встречаемости во Вселенной), поэтому не имеет запаха, как впрочем и цвета. А вот уже газ используемый нами в быту всегда имеет неприятный запах, потому что к нему добавляют немного вещества с сильным запахом (одорант), что позволяет вовремя выявлять утечку.

Между тем добыча природного газа очень трудоемкий и затратный процесс. Сперва производится разведка месторождения, потом пробное бурение, и лишь затем приступают к освоению залежей природного газа путем бурения многих других скважин. На вновь пробуренную скважину ставят регулирующий клапан (вентиль, задвижку) для его равномерного поступления, так как он находится в залежах под очень большим давлением, по сравнению с атмосферным и сам поднимается вверх. Добытый таким образом природный газ перерабатывают, чтобы удалить из его состава различные примеси, такие например, как пропан, бутан, сероводород, водяной пар и др., и лишь после этого транспортируют на большие расстояния по системе трубопроводов к потребителям. Для более прогнозированного использования и хранения добытого природного газа, создают хранилища, представляющие собой стальные емкости (газгольдеры) способные выдерживать большие избыточные давления (до 1.5 МПа и больше). Иногда этот ценный природный ресурс хранят в жидком состоянии, но для этого его нужно охладить до 160 градусов ниже нуля по Цельсию. Заслуживает внимания, также используемая в настоящее время, идея хранить добытый природный газ в земных пустотах ранее освоенных полезных ископаемых, куда его закачивают компрессорами. Такие хранилища служат для бесперебойной подачи потребителям при неравномерном расходе. Схема простая: при малом расходе хранилище заполняют, при большом производят дополнительный отбор - своего рода конденсатор.

Естественные  природные залежи газа могут встречаться  в различных местах земли. Особый интерес и перспективу добычи имеют месторождения находящиеся на дне морей, которых в настоящее время открыто и разведано не мало. Современная техника позволяет извлекать природный газ из морских месторождений глубиной до 300 метров. Специальную для этого установку буксируют к месту добычи, устанавливают с помощью выдвижных опор на морское дно. Иная, более сложная конструкция находится в притопленном состоянии, нижняя часть которой крепится стальными тросами и якорями, а все необходимое оборудование находится на плавучей части.

Интересно отметить, что совершенствование пирогенетической технологии шло по пути более полного использования топливного потенциала. При сухой перегонке типа коксования в газ переходит не более 30-40% теплоты топлива. При окислительной газификации с добавлением кислорода, воздуха, водяного пара можно добиться перевода в газ до 70-80% и более потенциальной теплоты. Практически при газификации твердого топлива в зольном остатке органических соединений не остается.  

Однако у газа, получаемого при окислительной  газификации, теплота сгорания ниже, чем у газа при коксовании. Поэтому при производстве городского газа комбинировали процессы коксования с газификационными. Впоследствии, уже в 20 веке, появилась возможность повысить калорийность бытового газа, включив в схему газификации операцию каталического метанирования – превращения части оксида углерода и водорода, содержащихся в газе окислительной газификации, в метан. Тем самым удалось достичь необходимой для нормальной работы горелок теплоты сгорания получаемого бытового газа не менее 16,8Мдж/м3 (4000 ккал/м3).  

Итак, газ заменил  другие виды топлива сначала для  освещения, затем для приготовления  пищи, отопления жилищ. Но почти столетие для этих целей использовался  практически только искусственный  газ, полученный из твердых топлив. А как же природный газ? Использование природного газа началось давно, но осуществлялось поначалу лишь в местах его естественных выходов на поверхность. В Дагестане, Азербайджане, Иране и других восточных районах с незапамятных времен горели ритуальные “вечные огни”, рядом с ними процветали за счет паломников храмы.

Дело в том, что всерьез стали искать и  разрабатывать месторождения природного газа в 20-х годах 20 века. И лишь в 30-х  годах техника бурения на большие  глубины (до 3000 метров и более) позволила обеспечить надежную сырьевую базу газовой промышленности. Развитию новой отрасли помешала вторая мировая война. Тем не менее уже в 1944 году начались изыскательские работы по прокладке первого промышленного газопровода Саратов-Москва. Это был первенец, за которым в 50-х годах последовали Дашава-Киев, Шебелинка-Москва. В следующие десятилетия весь СССР пересекали мощные трассы, по которым в настоящее время передаются огромные количества природного газа. Именно поэтому газ становится постепенно энергоносителем номер один для коммунально-бытовых нужд и промышленных энергетических установок. Доля природного газа превысила 60-процентный рубеж в энергетике производства цемента, стекла, керамики, других строительных материалов, приближается к 50 % в металлургии и машиностроении. Применение природного газа в стационарных энергетических установках позволяет с учетом снижения расхода на собственные нужды электростанций увеличить их КПД на 6-7%.

Природный газ  находится в земле на глубине  от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах, называемых порами. Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.1 Ресурсный потенциал газовой промышленности  

Доля Республики Казахстан в общемировых запасах газа, по статистическим данным, составляет порядка 1,1%, в мировом рейтинге по запасам газа республика занимает  15  место.

Разведанные  запасы  природного  газа, с  учетом новых  открытых  месторождений  на  Каспийском  шельфе, и утвержденные Государственной комиссией по запасам, составляют 3,7 трлн. куб.м, в том числе: растворенного газа - 2,4 трлн. куб м, и свободного газа - 1,3 трлн. куб.м.,  потенциальные и прогнозные  ресурсы по газу достигают  6-8  трлн. куб.м, что связано с активным  освоением казахстанского шельфа Каспия.

Тем не менее, в   общемировом объеме добычи природного газа доля Казахстана составляет всего 0,9%. Кроме того, значительный объем добываемого газа  в республике приходится на  нефтегазоконденсатное  месторождение  Карачаганак,  доля которого составляет более 45%.

Следует отметить, что практически все наиболее крупные нефтегазовые месторождения  республики имеют в составе добываемой нефти растворенный  газ с  повышенным содержанием сероводорода и других сернистых соединений. Поэтому одной  из основных  проблем развития  газовой промышленности является  необходимость очистки добываемой нефти и газа от сернистых соединений  с последующей утилизацией получаемой  серы и доведения ее до  товарного состояния.

Доля попутного  нефтяного газа достигает 50% и продолжает увеличиваться, поэтому компании предпринимают  меры по обратной закачке газа в  продуктивные пласты месторождений  для поддержания давления и повышения эффективности извлечения жидких компонентов углеводородного сырья.

Особенностью  разведанных запасов газа в  республике  является  то,  что  практически  на  всех месторождениях  добыча  газа ведется попутно с добычей нефти и  газового конденсата.

Запасы свободного газа  промышленных категорий разведаны на более чем 70 газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождениях.  В разработке находится около 30 месторождений, с которыми связано 86% начальных запасов газа промышленных категорий.

При  этом  следует  отметить,  что  добыча газа составляет всего 5% от начальных извлекаемых запасов газа по  разрабатываемым  месторождениям.

Доля природного газа в топливно-энергетическом балансе  Казахстана составляет свыше 16%. В качестве исходного топлива природный  газ  обеспечивает  выработку  около  30% электроэнергии.

Основная часть  газовых ресурсов в Казахстане сосредоточена  на крупных разрабатываемых или  подготовленных к разработке месторождениях, в том числе нефтяных - Тенгизское, Кашаган, Королевское (Атырауская область), газоконденсатных - Карачаганак (Западно-Казахстанская область),Жанажол, Урихтау (Актюбинская область) и других.

Отличительная особенность прогнозируемых ресурсов газа заключается в том, что они  в основном располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, и характеризуются сложностью извлечения, прежде всего,  из-за больших глубин (более 5 тысяч метров), многокомпонентностью состава и повышенным содержанием сероводородных соединений.

В то же время  месторождения, расположенные на небольших глубинах и не содержащие сернистые соединения, имеют сравнительно небольшие запасы газа, что особенно важно для локальной газификации местных территорий.

Если сравнивать запасы газа в региональном разрезе, то значительная  часть ресурсов природного  газа сосредоточена в Атырауской  области  - примерно  43%,  затем  в Мангистауской - 29%, далее в Западно-Казахстанской-  19% и в Актюбинской области – 5%.

В таблице 1 приведены  основные углеводородные месторождения  природного газа, запасы в которых превышают 0,5%  от государственных запасов.  

Таблица 1  

Запасы природного газа  по основным месторождениям  

Вместе с тем, основная доля запасов природного газа около 65% приходится на месторождения Тенгизское и Карачаганак.  

1.2.Динамика  производства природного газа    

Как показывает анализ, объем производства газа в  Казахстане ежегодно растет.

Так, если в 2001 году  нефтегазодобывающими предприятиями было добыто 5,46 млрд. куб. м газа (в том числе свободного - 4,95 млрд. куб.м,  нефтяного попутного газа – 0,51 млрд. куб. м), то в 2009 году  производство природного газа (валовой выпуск) достигло  35,94 млрд. куб.м (109,3% к 2008 году).

Динамика производства природного газа в натуральном выражении  в Республике  Казахстан за период  2001-2010 годы показана  в таблице 2.

По прогнозным данным, в 2010 году объем газодобычи возрастет до 35 млрд. куб.м, к 2015 году - до 45-50 млрд. кубометров.

По предварительной  оценке Национальной компании «КазМунайГаз»  объем добычи природного газа к 2020 году увеличится до 114 млрд. куб.м, товарного газа - до 30 млрд.куб.м. Вместе  с тем согласно прогнозным данным ожидается,  что  потребление  газа  в  Казахстане  возрастет   до 18,7 млрд.куб.м.  к 2020 году.

Наиболее крупными предприятиями по добыче природного газа являются: Karachaganak Petroleum Operating B.V., KPO (48%), СП  ТОО «Тенгизшевройл» (24,4%), АО «СНПС-Актобемунайгаз» (9,8%), Толкыннефтегаз (4,2%), АО «Разведка Добыча «КазмунайГаз» (3,7%), СП «Казгермунай» (1,9%), АО «Мангистаумунайгаз» (1,3%) и АО «Амангельды Газ» (1,1%), в скобках указана доля компании  в добыче природного газа.  

Таблица 2  

Динамика производства природного газа в натуральном выражении

в Республике  Казахстан, 2001-2010 годы