Добыча газоконденсата на шельфе реферат

Обновлено: 05.07.2024

2.Особенности морской добычи нефти

3.Характеристика полупогружной буровой установки Glomar Arctic IV

Нужна помощь в написании реферата?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.

В последние десятилетия наблюдается активизация процессов добычи нефти на шельфах морей и, как следствие, увеличение объёмов транспортировки нефти и нефтепродуктов как морскими, так и сухопутными путями. Процессы добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов сопряжены с повышенной экологической опасностью возникновения аварийных ситуаций, влекущих за собой потенциальную угрозу для здоровья и жизни людей, окружающей среды, объектов хозяйственной деятельности. В этой связи весьма актуальными являются исследования по оценке и управлению экологическими рисками.

Существует ряд работ, посвящённых вопросам оценки экологического риска. Однако имеющийся инструментарий не достаточен для объективной, научно-обоснованной оценки уровня экологического риска аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на морских акваториях и использования этой оценки в целях эффективного управления. Анализ нормативно-законодательной базы показал, что на сегодняшний день отсутствует комплексная система законодательно утвержденных документов, охватывающая все стороны экологических правонарушений и мер борьбы с ними, включая экономико-правовые инструменты защиты окружающей среды от аварийных загрязнений нефтью и нефтепродуктами на морских акваториях.

Всё это обусловливает особую актуальность и важность разработки методики оценки экологических рисков — основополагающего, начального звена в процессе управления рисками возникновения аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

1.Причины аварий

При добыче газа и нефти на морском шельфе неизбежно сопутствуют различного рода аварии. Это источники сильного загрязнения морской среды на всех стадиях проведения работ. Причины и тяжесть последствий таких аварий могут варьироваться очень сильно, это зависит от конкретного стечения обстоятельств, технических и технологических факторов. Можно сказать, что каждая отдельная авария разворачивается по своему собственному сценарию.

Самые типичные причины — это поломка оборудования, ошибки персонала и чрезвычайные природные явления, такие как ураганный ветер, сейсмическая активность и многие другие. Основная опасность таких аварий, разливы или выбросы нефти, газа и массы других химических веществ и компонентов, ведет к тяжелейшим последствиям для окружающей среды. Особенно сильное влияние такие аварии оказывают, случаясь неподалеку от берега, на мелководье. [1]

Аварии на стадии бурения — связаны, в первую очередь с неожиданными выбросами жидких и газообразных углеводородов из скважины в результате прохождения буром зон с повышенным давлением. Пожалуй, только разливы нефти с танкеров, могут сравнится с такими авариями по силе, тяжести, а также частоте. Их условно разделяют на две основные категории. Первая включает в себя интенсивный и длительный фонтанообразный выброс углеводородов, что случается, когда давление в зоне бурения становиться ненормально высоким и обычные методы заглушки не помогают. Это особенно часто происходит при разработке новых месторождений. Именно такая авария случилась при разработке месторождения Сахалин-1.

Второй тип происшествий связан с регулярными эпизодами утечки углеводородов в течение всего времени бурения. Они не так впечатляющи, как достаточно редкие случаи фонтанирования, однако влияние, оказываемое ими на морскую среду вполне сравнимы, в силу их частоты.[1]

Нужна помощь в написании реферата?

Случаются и аварии на трубах. Сложные и протяженные подводные

трубопроводы были и остаются одним из основных факторов экологического риска при добыче нефти на шельфе. Причин тому несколько, они разнятся от дефектов материала и его усталости, до тектонических движений дна и повреждения якорями и донными тралами. В зависимости от причины и характера повреждения, трубопровод может стать источником как небольшой, так и крупной утечки или выброса нефти. Необходимо также учитывать, что наземные трубопроводы, в случае аварии на них, также могут оказать влияние на морские экосистемы, так как загрязненная речная или подземная вода может попасть в море.[1]

При разработке морских месторождений нефти и газа понимают систему организационно-технических мероприятий, обеспечивающих рациональное извлечение жидких и газообразных углеводородов из месторождений, расположенных под дном морей и океанов. Эти мероприятия включают в себя поисково-разведочные работы, бурение скважин, строительство надводных и подводных сооружений для добычи, сбора и транспортировки нефти и газа потребителям.[1]

Работами по добыче нефти и газа охвачены огромные акватории Мирового океана. Основные запасы нефти и газа и их добычи приходятся на континентальный шельф. Более 500 залежей разрабатывается у побережья США, около 100 — в Северном море, более 40 — в Персидском заливе.[1]

Начало морской добычи нефти относится к 20-м годам 19 века, когда в районе г. Баку в 20-30 м от берега сооружали изолированные от воды колодцы, из которых черпали морскую нефть из неглубоко залегающих горизонтов. Обычно такой колодец эксплуатировался несколько лет.[1]

Первый в мире морской нефтепромысел появился в 1924 году около г. Баку, где начали вести бурение скважин в море с деревянных островков, которые позднее стали крепить стальными сваями, цементируемыми в морском дне. B конце 1940-x — начале 1950-x гг. на Каспии широкое применение получил эстакадный способ добычи нефти. Подобные морские нефтепромыслы при глубине моря 15-20 м были сооружены также в Мексиканском заливе и в Венесуэле. Строительство плавучих технических средств для освоения морских месторождений нефти началось в основном в 1950-x гг. с создания буровых платформ. Систематические поиски нефтяных месторождений на акваториях морей и океанов были начаты в 1954 году. B 1965 г. всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 г.

Особое значение приобрело Северное море, где в течение лишь одного десятилетия прошли все стадии поиска и разведки и началась интенсивная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.[1]общую систему по добыче нефти и газа на морских нефтегазовых промыслах обычно входят следующие элементы: одна или несколько платформ, с которых бурятся эксплуатационные скважины; трубопроводы, соединяющие платформу с берегом; береговые установки по переработке и хранению нефти, погрузочные устройства.

Развертывание работ по добыче нефти в море потребовало создания комплекса специализированных технических средств, принципиально отличающихся от традиционных. K ним относятся: плавучие буровые установки (ПБУ) различных типов и буровые суда; стационарные платформы для бурения эксплуатационных скважин; суда снабжения буровых платформ; специализированные несамоходные грузовые суда для доставки секций стационарных установок к месту монтажа; средства для строительства морских трубопроводов; плавучее грузоподъемное и монтажное оборудование; хранилища добытой нефти и газа. B ряде акваторий ведется разработка месторождений нефти и газа c расположением устьевого оборудования скважин на дне морей. Такие скважины широко эксплуатируются компаниями США на глубине до 250 м и более.[1]

Нужна помощь в написании реферата?

Новым направлением подводной добычи нефти является создание подводных эксплуатационных комплексов, на которых созданы нормальные атмосферные условия для работы операторов. Оборудование и материалы (цемент, глина, трубы, агрегаты и др.) доставляются на буровые платформы судами снабжения. На них устанавливаются также декомпрессионные камеры и необходимое оборудование для проведения водолазных и ряда вспомогательных работ. Добытая нефть транспортируется на берег с помощью морских трубопроводов, которые прокладываются в открытом море с помощью специализированных судов-трубоукладчиков.

Наряду с трубопроводами используются системы с рейдовыми причалами. Нефть к причалу поступает по подводному трубопроводу и далее по гибким шлангам или стоякам подается к танкерам. Известно три основных типа рейдовых причалов: в виде одиночного буя с гибкой связью с танкером; в виде шарнирно-закрепленной на дне башни и гибкой связи; с жесткой связью буя с танкером, используемым для обработки и хранения нефти. При значительном удалении отдельных скважин от берега используются также плавучие или погруженные резервуары.[1]

Работы по морской добыче нефти и газа характеризуются высокой интенсивностью. Ежегодно на шельфе бурится 900-950 поисково-разведочных скважин суммарной проходкой около 3 млн. м и 1750-1850 эксплуатационных скважин общим метражом 4,4-4,7 млн. м. Затраты на бурение на глубине 20-30 м превышают аналогичные затраты на суше примерно в 2 раза, на глубине 50 м — в 3-4 раза, а на глубине 200 м — в 6 раз. Существенно выше и затраты на прокладку трубопроводов (в 1,5-3 раза), а также постройку нефтехранилищ (в 4-8 раз). Стоимость ежегодно добываемой за рубежом морской нефти и газа оценивается в 60 млрд. долл. Обычно в мировой практике в общую стоимость нефти включаются также затраты на геологоразведочные работы.[1]

Бурение на нефть и газ в арктических условиях имеет свои особенности и зависит от ледовой обстановки и глубины моря. Существует три способа бурения в этих условиях: с плавучего судна; со льда; с установленной на дне платформы или судна, способных противостоять действию льда. Большой опыт по бурению со льда накоплен в Канаде, где бурят на глубине до 300 м. При отсутствии мощного ледового основания и значительных глубинах применяются массивные плавучие кессонные конструкции, оснащенные подруливающими устройствами, способные функционировать большей части года и противостоять действию движущегося льда, волн, ветра и течений. Для раскалывания крупных льдин и отвода айсбергов служат вспомогательные суда. При наличии крупных айсбергов, отвод которых затруднен, кессонная эксплуатационная конструкция отсоединяется от дна и отводится в сторону при помощи подруливающих устройств.[2]

Нефтедобывающая платформа Glomar Arctic IV построена в 1983г. Заказчик GlobalSantaFe разработчик Friede & Goldman. Платформа является полупогружной.[3]

Это самое современное поколение морских платформ — Хполупогружные. Это гигантские понтоны с вертикальными стабилизационными колоннами, остойчивость которых регулируют заполнением балластных емкостей в горизонтальных погружных поплавках. Осадка платформы в рабочем состоянии составляет 15-25 м. На рис. 1.1 -а показан внешний вид первого поколения полупогружных платформ, на рис. 1.1- б — вид современной платформы с улучшенными навигационными характеристиками. Полупогружные платформы используют для бурения скважин при глубине вод, не доступной для стационарных и самоподъемных буровых оснований. В 2000 г. эта глубина составляла уже 1100 м, а двумя десятилетиями раньше — всего 500 м.

Фиксация платформы над устьем скважины обеспечивается якорями и динамической системой стабилизации — несколькими двигателями, которые позволяют основанию маневрировать в зависимости от действия ветра, волн и течений, сохраняя нужное положение. Существует целая наука о якорях. Экспериментально установлено, что лучше всего якоря закрепляются в мягких грунтах, причем они глубже внедряются в грунт, если лапа может вращаться рис.1.2. Прочной установке и стабилизации якоря способствует также его большая масса, до 30-50 т .[3]

Рис.1.1 Конструкции полупогружных платформ:

а — первые конструкции; б — современные с улучшенными навигационными характеристиками

В статье представлена разработанная технологическая схема процесса подводной подготовки продукции скважин с использованием подводных сепараторов, компрессоров и насосов, выполнен расчет параметров сепарации, гидравлический расчет газопровода и конденсатопровода, определен период ввода подводного теплообменного и компрессорного оборудования с целью достижения принятых параметров разработки Киринского газоконденсатного месторождения. Показана актуальность развития технологий применения подводных сепараторов, компрессоров и насосов при разработке месторождений шельфа.

В последние годы наблюдается активное развитие технологий подготовки нефти и газа на дне моря. Уже сегодня в мире вводятся в эксплуатацию многочисленные подводные системы, и это не только отдельные перекачивающие или сепарационные установки, но и комплексные модульные системы добычи и подготовки углеводородного сырья на морском дне.

Так, например, в 2015 году норвежская энергетическая компания запустила первую в мире установку по компримированию газа под водой. Газовый компрессор находится на месторождении Asgard в Норвежском море. Данная технология открывает новые возможности по разработке глубоководных месторождений вдали от берега, традиционно компрессоры устанавливаются на платформах или на побережье, но в данном случае установка расположена на трехсотметровой глубине под водой. В заявлении компании отмечается, что установка позволила увеличить газоотдачу пластов Midgard и Mikkel [1].

Подводная сепарация является достаточно апробированной технологией и получила своё применение на ряде месторождений углеводородов мира. Так, несмотря на значительную глубину моря (порядка 900 м), на месторождении Pazflor шельфа Анголы были установлены 3 сепарационные установки газ/жидкость, имеющие высоту 9 м при диаметре 3,5 м. Данное решение оказалось экономически эффективным и позволило компании-оператору успешно разрабатывать месторождение [2].

В России на сегодняшний день отсутствуют нефтегазовые проекты с использованием аппаратов для подводной подготовки добываемой продукции, однако существуют реализованные решения с добычей углеводородов на дне моря (с использованием скважин с подводным заканчиванием). Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ), расположенное на северо-восточном шельфе острова Сахалин, эксплуатируется с применением подводного добычного комплекса (ПДК), является первым и на сегодняшний день единственным проектом на территории нашей страны с применением ПДК. Пуск газа на месторождении состоялся в 2013 году. На начальной стадии промышленной эксплуатации Киринского газоконденсатного месторождения выявлен ряд проблемных вопросов, которые указывают на необходимость усовершенствования применяемой системы сбора и совместного транспорта скважинной продукции на береговые сооружения. Подобные вопросы могут возникнуть и при обустройстве аналогичных газоконденсатных месторождений на шельфе. Суровый арктический климат, увеличение отдаленности месторождений от берега, увеличение глубины морского дна, увеличение конденсатного фактора и разработка нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений, обводнённость и возникающая в связи с этим задача по закачке пластовой воды обратно в пласт диктуют необходимость применения новых технологий при обустройстве месторождений с целью смещения оборудования для подготовки углеводородного сырья к месту добычи, в частности, применения подводных сепараторов, инновационного компрессорного и насосного оборудования.

Учитывая мировой опыт использования подводного оборудования, исследована возможность применения технологии сбора, первичной подготовки к транспорту и технологии раздельного транспорта углеводородного сырья с применением подводного сепаратора, подводного компрессора на примере обустройства месторождения с характеристиками аналогичными Киринскому газоконденсатному месторождению (ГКМ).

К преимуществам первичной подготовки к транспорту углеводородного сырья с применением подводной сепарации и подводного компримирования можно отнести следующее:

стабильный режим работы трубопроводов от подводного добычного комплекса до береговых сооружений;

снижение металлоёмкости оборудования по подготовке газа к транспорту на береговых сооружениях за счет применения подводных сепарационных установок, изготавливаемых блоками;

равномерная подача жидкости (газовый конденсат, пластовая вода) на береговые сооружения;

снижение коррозии трубопровода подачи подготовленного газа от подводного добычного комплекса до береговых сооружений;

увеличение срока службы трубопровода (продукт – осушенный газ);

уменьшение количества подачи ингибитора углекислотной коррозии;

стабильный режим работы оборудования береговых сооружений;

снижение рисков, связанных с гидратообразованием в системе сбора;

поддержание необходимого давления в газосборном коллекторе в период падающей добычи, когда давление снижается, а добыть продукцию в установленных объемах невозможно;

Разработана технологическая схема сбора и раздельного транспорта газа и газового конденсата до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) Киринского ГКМ с применением подводной сепарации и подводных компрессоров. Кольцевая система трубопроводов подводного добычного комплекса (рисунок 1) позволит производить внутритрубную диагностику независимо от времени года, так как подразумевает пуск и приём средств очистки и диагностики с берега, что существенно повлияет на надёжность и безаварийность работы трубопроводов, снизит эксплуатационные затраты по проведению данных работ.

Рисунок 1. Схема сбора и раздельного транспорта газа

По параметрам процесса сепарации и данным проекта разработки месторождения рассчитываются типоразмеры трубопроводов от подводного добычного комплекса до береговых сооружений. Система трубопроводов для транспорта отсепарированного газа и конденсата должна представлять две пары закольцованных трубопроводов для осуществления возможности выполнения работ по очистке и диагностике трубопроводов с запуском и приёмом внутритрубных инспекционных приборов с береговых сооружений для исключения дорогостоящих и сезонных работ, проводимых со специализированных судов. Пара трубопроводов для сепарированного газа закольцовываются в подводном манифольде. Один из трубопроводов второй пары предполагается использовать для транспортировки отсепарированного газа, второй трубопровод – для транспортировки газового конденсата. Данная пара трубопроводов должна состоять из двух частей: линейной части – для транспортировки газа и газового конденсата и кольцевой части – выполняющей функции газосборного трубопровода – шлейфа для сбора и транспортировки продукции скважин к подводным сепараторам.

Давление конденсатопровода на входе в УКПГ определяется расчётами, путем подбора диаметра конденсатопровода и рассчитанного давления сепарации.

Для обеспечения качества отсепарированного газа в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010 в низкотемпературной сепарации (НТС) необходимо поддерживать температуру не ниже -10 ˚C. При увеличении температуры сепарации выше -10 ˚C ввиду снижения давления пластовой смеси по мере разработки месторождения, необходимо или подключить компрессор при снижении давления сепарации или понизить температуру пластовой смеси перед сепаратором 2-ой ступени без снижения давления сепарации. Для этого предлагается подключить подводный теплообменник газ-газ Т-3, в котором газ на входе в сепаратор 2-ой ступени охлаждается отсепарированным газом без снижения давления сепарации.

Рисунок 2. Технологическая схема подводной подготовки газа и газового конденсата Киринского ГКМ

В дальнейшем по мере снижения давления пластовой смеси на входе в подводный сепаратор и увеличении температуры сепарации, с целью поддержания необходимой температуры сепарации, необходимо снизить давление сепарации и подключить подводный газовый компрессор, или использовать подводный теплообменник Т-1, устанавливаемый на линии входа пластовой смеси в сепаратор первой ступени, использующий в качестве среды для охлаждения морскую воду, которая имеет постоянную температуру около -1…-2 ˚C.

С учетом вышеизложенного, разработана технологическая схема подводной подготовки газа и газового конденсата (Рисунок 2).

Результаты расчетов основных параметров представлены в Таблице 3.

Таблица 3. Расчет основных параметров

Как метод осуществления экологического мониторинга на подводном оборудовании для первичной подготовки скважинной продукции предлагается применить инновационные устройства (ловушки-куполы) для обнаружения утечек углеводородного сырья. Для улавливания утечек углеводородов необходимо выполнить герметизацию противотраловых устройств (защитных конструкций) над подводным оборудованием. Внутри ловушки необходимо разместить датчик, который в реальном времени будет передавать данные о наличии углеводородов в морской среде.

Итоги выполненной работы: показана возможность подводной подготовки газа и раздельного транспорта газа и газового конденсата Киринского ГКМ, разработаны схемы подготовки газа и газового конденсата к транспорту, схемы трубопроводов, выполнены расчеты параметров процесса сепарации, гидравлические и тепловые расчеты трубопроводов, разработана схема по очистке и внутритрубной диагностике подводных трубопроводов с запуском и приёмом средств очистки и диагностики на береговых сооружениях, в технологической схеме подводной подготовки газа и газового конденсата к транспорту применён теплообменник с охлаждением морской водой, показана актуальность развития технологий применения подводных сепараторов, компрессоров и насосов при разработке месторождений шельфа.

Не вызывает сомнений, что развитие морской добычи углеводородов является важнейшим фактором развития отечественной нефтегазодобывающей отрасли и гарантией энергетической безопасности страны. Для освоения месторождений углеводородов континентального шельфа Баренцева, Карского, Охотского морей, характеризующихся суровыми природно-климатическими условиями, потребуется применение инновационно-технологических подходов. В данной работе, на примере единственного в России на сегодняшний день месторождения с подводным добычным комплексом – Киринского, показана актуальность применения процесса подготовки продукции на дне моря с использованием подводных аппаратов. Некоторые подводные технологии, применяемые на месторождениях других стран, сегодня уже являются апробированными, имеют высокую эксплуатационную надежность и готовы к использованию в замерзающих акваториях. Быстрые темпы их развития позволяют с уверенностью утверждать, что уже в ближайшем обозримом будущем они могут найти свою нишу на шельфе России.

Список используемой литературы.

Ремизов Алексей Евгеньевич
кандидат технических наук, заместитель начальника лаборатории сбора, подготовки, переработки и транспорта углеводородов Отделения техники и технологии освоения морских месторождений Корпоративного научно-технический центр освоения морских нефтегазовых ресурсов ООО "Газпром ВНИИГАЗ"

Согласно новому проекту генеральной схемы развития нефтяной отрасли, который сейчас обсуждается в Госдуме и Правительстве, разработку российского шельфа отложат до 2030-2035 года. По оптимистичному сценарию, к тому времени добыча углеводородов на российском шельфе сократится почти вдвое – с 29 млн до 15 млн т. По базовому сценарию, падение будет еще более драматичным – до 9 млн т.

Надежда Толстоухова

Российский континентальный шельф имеет самую большую в мире площадь – более 6 млн кв. км. Извлекаемые углеводородные ресурсы здесь оцениваются в 98,7 млрд т нефти и газа в пересчете на условное топливо. На шельфе находится до четверти всего российского углеводородного сырья.

Активному развитию шельфовой добычи сегодня мешает низкий уровень локализации производства и высокая зависимость от импорта оборудования и услуг, считают в Минэнерго. По расчетам министерства, при имеющихся технологиях разработка шельфа не может быть рентабельна при цене нефти ниже $80-90 за баррель. Но, согласно прогнозам, цена на нефть в предстоящее десятилетие вряд ли преодолеет отметку в $75 за баррель. Таким образом, у новых российских шельфовых проектов в ближайшее время не будет шансов выйти на самоокупаемость.

Располагаются участки в Арктике (Баренцевом, Печорском, Карском морях, море Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском морях), на Дальнем Востоке (в Охотском и Японском морях) и на юге России (в Черном, Азовском и Каспийском морях). На большей части этих участков компания пока только проводит работы по геологическому изучению недр.

Накопленная добыча нефти и конденсата на трех месторождениях, входящих в проект, уже превысила 125 млн т. А потенциальные извлекаемые запасы углеводородов проекта составляют 307 млн т нефти и 485 млрд кубометров природного газа.

Одопту-море (Северный купол) является старейшим из действующих шельфовых месторождений в России. Добыча нефти на нем началась в 1998 году. Сейчас там функционируют 28 нефтяных добывающих и 7 нагнетательных скважин, а общий объем добычи по итогам 2018 года составил 0,38 млн т нефти и 0,14 млрд кубо-метров газа.

Если бы все развивалось по первоначальному плану, то, по оценкам Минэнерго, к 2023 году объем добычи газа на месторождении должен был составить 0,8 млрд кубометров, а на проектный уровень в 21 млрд кубометров Южно-Киринское месторождение должно было выйти на 11-й год разработки.

Здесь уже ведется добыча на двух крупных шельфовых месторождениях – им. Ю.Корчагина и им. В.Филановского. Суммарный объем добытых там нефти и газового конденсата по итогам 2020 года составил

7,4 млн т, а всего за время эксплуатации было добыто более 35 млн т.

1 млн т нефти в год. Продукцию месторождения планируется направлять для подготовки на центральную технологическую платформу месторождения им. В.Филановского и далее через систему Каспийского трубопроводного консорциума на экспорт.

Перспективные проекты и неясные сроки реализации

В российских акваториях Черного, Каспийского и Азовского морей компания владеет лицензиями на Темрюкско-Ахтарский участок и мес-торождение Новое в Азовском море, Северо-Каспийский участок и мес-торождение Западно-Ракушечное в Каспийском море, Туапсинский прогиб, Западно-Черноморскую площадь и Южно-Черноморский участок на шельфе Черного моря. На большинстве из этих участков уже проведена оценка объемов ископаемых запасов нефти и газа, но конкретные сроки начала добычи на участках пока не называются.

Также у компании есть лицензии на два крупных месторождения в Обской губе – Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, но и на них добыча пока не ведется. Ранее предполагалось, что добыча на Каменномысское-море начнется в 2025 году. Еще через несколько лет должно быть запущено Северо-Каменномысское. Ожидаемый совокупный объем добычи на двух месторождениях составляет 30 млрд кубометров в год.

В заключение

Таким образом, каждый из трех российских нефте- и газодобывающих гигантов обладает солидным портфелем перспективных проектов в шельфовой зоне российских морей. Однако реализация большинства из них откладывается на ближайшие 10-15 лет, а то и больше из-за дороговизны технологий и неудачной конъюнктуры рынка сырьевых энергоресурсов.

Происхождение газового конденсата связано с падением давления и снижением температуры в пластах при извлечении природного газа или нефти путем бурения.

При этом пары газа конденсируются в глубинных слоях земной поверхности и выделяются в виде сырого нестабильного ГК. В состав этого продукта входят высокомолекулярные углеводороды, а также метан-бутановые газы.

Стабильность ГК – важное требование для его дальнейшего применения. Для перевода в стабильное состояние конденсат очищают путем сепарации. Полученный стабильный ГК используется как сырье для различных видов топлив и продукции нефтехимии.

Из газового конденсата получают:

ДТ;
Реактивное топливо;
Котельное топливо;
Бензины: АИ-80, 92, 95;
Технический пропан, бутан;
Ароматические углеводороды, олефины.

Режимы добычи

В основном ГК добывается на газоконденсатнонефтяных и чистых газоконденсатных месторождениях. Залежи газового конденсата отличаются высоким давлением в пластах, которое достигает несколько десятков мегапаскалей (в среднем 30-60 мПа, но может быть и в разы больше).

При интенсивной добыче в режиме истощения энергетические возможности пласта быстро исчерпываются. Поэтому все популярнее становится современный способ разработки газоконденсатных месторождений – сайклинг-процесс.

При использовании этого режима объемы добычи ГК сохраняются на высоком уровне в течение длительного времени эксплуатации месторождения. Сайклинг-процесс предполагает поддержание давления в пластах путем обратной закачки газа.

Таким образом, месторождение разрабатывается более эффективно, что значительно увеличивает ресурсы и запасы газоконденсатного сырья.

Месторождения ГК в РФ

На сегодня в РФ разработано и освоено свыше 200 месторождений газа и газоконденсата.

Основные запасы находятся в Заполярье, Западной Сибири и на Дальнем Востоке. Ряд российских месторождений носит звание самых крупных в мире. Среди них:

Уренгойское;
Ямбургское;
Штокмановское;
Ленинградское;
Заполярное и другие.

Газовый конденсат – это важное углеводородное ископаемое, которое имеет не меньшее значение для экономики, чем природный газ и нефть. Благодаря этому объем добычи ГК в нашей стране постоянно растет.

Читайте также: