Газове родовище

Матеріал з Вікіпедії — вільної енциклопедії.
Перейти до навігації Перейти до пошуку
Газове родовище
Положення на карті
видобуток природного газу в світі
Частково збігається з нафтогазове родовище
CMNS: Газове родовище у Вікісховищі

Га́зове родо́вище, Родо́вище приро́дного га́зу (рос. месторождение природного газа, газовое месторождение, англ. gas field, нім. Gasfeld n, Gaslagerstätte f, Gaslager n) — сукупність газових покладів, приурочених до загальної ділянки поверхні і контрольованих одним структурним елементом.

Вступ[ред. | ред. код]

Усього в світі відомо більше 10 тисяч газових родовищ, однак основні запаси газу зосереджені в невеликому числі унікальних (більше 1 трлн м³) і найбільших (0,1–1,0 трлн м³) газових і газоконденсатних родовищ. За геологічним віком газоносність осадових порід розподіляється таким чином: у палеозойських відкладах — 23,5 %; в мезозойських — 65,5 % і у кайнозойських — 11,0 %. З піщаними колекторами пов'язано 76,3 % запасів, а з карбонатними — 23,7 %. Глинистими покришками контролюється 65,7 % запасів газу, соленосними — 34,3 %. Переважна більшість запасів газу зосереджена в пастках структурного типу.

Найбільші запаси природного газу зосереджені в надрах США, Норвегії, Канади, Мексики, Алжиру, Росії, Туркменистану, Індонезії.

Перше газове родовище в Європі було відкрите лише 1910 р., коли в передмістях Гамбурга була пробурена глибинна свердловина в пошуках питної води. Газ, що піднявся на поверхню з глибини близько 250 м, запалав і вирвався назовні у вигляді вогненних фонтанів, на які люди, що спостерігали за бурінням, зачаровано дивилися, як на унікальне диво природи. За період 1913—1930 роках на цьому родовищі було видобуто 250 млн м³ газу. Загалом з 1920-х років природний газ приходить на великі промислові підприємства.

Слід зазначити, що перші промислові нафтові родовища Європи відкрито в Україні в 1810 р., м. Борислав (Львівська область).

Класифікація газових родовищ[ред. | ред. код]

  • За складом вуглеводнів:

– газові – відсутні важкі вуглеводні (метан – 95 – 98 %, відносна густина ∆ ≈ 0,56; при зниженні температури виділення рідких вуглеводнів не відбувається);

– газонафтові – сухий газ + рідкий газ (пропан-бутанова суміш) + газовий бензин С5+ (метан – 35 – 40 %, етан – 20 %, рідкий газ – 26 – 30 %, газовий бензин – 5 %, не вуглеводні – 8 – 13 %, відносна густина ∆ ≈ 1,1);

– газоконденсатні – сухий газ + конденсат (бензинова, гасова, лігроїнова й, іноді, масляна фракції) (метан – 75 – 90 %, етан – 5 – 9 %, рідкий газ – 2 – 5 %, газовий бензин – 2 – 6 %, не вуглеводні – 1 – 6 %, відносна густина ∆ ≈ 0,7 – 0,9);

– газогідратні – газ у твердому стані.

  • Газоконденсатних родовищ за фазовим станом:

– однофазні насичені – пластовий тиск рпл дорівнює тиску початку конденсації рк;

– однофазні ненасичені – рпл ˃ рк;

– двофазні – рпл ˂ рк;

– перегріті – пластова температура Тпл більша за критичну тем-пературу конденсації (крикондентерму) Тmax.

  • Газоконденсатних родовищ за вмістом конденсату:

Газоконденсатні родовища за змістом стабільного конденсату С5+ в 1 м3 пластового газу поділяються на такі групи:

– незначний вміст до 10 см33;

– малий вміст від 10 до 150 см33;

– середній вміст від 150 до 300 см33;

– високий вміст від 300 до 600 см33;

– дуже високий вміст понад 600 см33.

  • Газових і газоконденсатних родовищ за вмістом нафти:

– поклади без нафтової облямівки або з облямівкою непромислового значення;

– поклади з нафтовою облямівкою промислового значення.

  • Родовищ за величиною початкового пластового тиску:

– низького тиску – до 6 МПа;

– середнього тиску – від 6 до 10 МПа;

– високого тиску – від 10 до 30 МПа;

– надвисокого тиску – понад 30 МПа.

  • Родовищ за дебітністю (максимально можливий робочий дебіт):

– низькодебітні – до 25 тис. м3/добу;

– малодебітні – 25 – 100 тис. м3/добу;

– середньодебітні – 100 – 500 тис. м3/добу;

– високодебітні – 500 – 1 000 тис. м3/добу;

– надвисокодебітні – понад 1 000 тис. м3/добу.

Основна характеристика[ред. | ред. код]

Г.р. бувають одно- і багатопластові (точніше багатопокладові й однопокладові).

У розрізі багатопластового Г.р. на одній площі є декілька газових покладів, розміщених один під одним на різній глибині. Деякі газові поклади мають самостійний газоводяний контакт (ГВК). Колектори можуть бути різної ґенези — кавернозними, міжґранулярними або тріщинними.

Переважна більшість Г.р. знаходиться в зонах газонакопичення — склепінчасті підняття, внутрішньоплатформові западини, міжгірські западини, передгірські прогини і западини.

Поклади багатопластового Г.р. експлуатуються або роздільно свердловинами, пробуреними окремо на кожний горизонт, або спільно і свердловинами, які одночасно розкривають всі поклади. При роздільній експлуатації для зменшення кількості свердловин здійснюють експлуатацію із застосуванням роз'єднувачів (пакерів), які розділяють пласти — т. зв. сумісно-роздільна (одночасно-роздільна) експлуатація. В цьому випадку газ з нижнього горизонту окремо поступає у фонтанні труби, а з верхнього горизонту — в затрубний простір. Г.р. розробляються без підтримування пластового тиску, на природному режимі. Чисто Г.р. мають в складі газу 94–99 % метану і незначну кількість етану, пропану; важчі вуглеводні здебільшого бувають у вигляді слідів. В газі Г.р. спостерігаються домішки СО2, N2, Н2S, He.

Рівень річного відбору газу з родовища розраховують у кожному конкретному випадку на початковій стадії його освоєння, тобто на стадії створення проекту дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ) і складання техніко-економічного обґрунтування видобування газу. Далі в міру накопичення інформації за результатами ДПЕ рівні річного відбору газу з родовища уточнюються в проектах і аналізах розробки родовища.

Показники газовидобування[ред. | ред. код]

Як правило рівні річного відбору газу з родовищ становлять 2-4 % від видобувних запасів, по окремих родовищах-регуляторах рівень річного відбору газу з родовищ сягає 10 %, а в деяких випадках і більше.

З практики експлуатації родовищ випливає, що при режимі природного виснаження кінцевий коефіцієнт газовилучення становить 85-95 %, в той час як кінцевий коефіцієнт конденсатовилучення — 30-60 %, а за сприятливих факторів — до 75 %.

Основні фактори, які впливають на коефіцієнт газовилучення і режим експлуатації родовища: середньозважений за об'ємом порового простору пласта тиск; площова і за розрізом пласта неоднорідність літологічного складу і фаціальна мінливість порід пласта; тип родовища (пластове, масивне); темп відбирання газу; охоплення пласта витісненням (при природному або примусовому діянні на пласт); розміщення свердловин на структурі і площі газоносності; стан розкриття пласта свердловиною і конструкція свердловини; види робіт з інтенсифікації роботи свердловин.

Див. також[ред. | ред. код]

Література[ред. | ред. код]