Введение

Первое место в топливной иерархии занимал природный газ. Именно этот углеводород является наиболее пригодным заменителем для заканчивающейся нефти. По существующим оценкам, газ обладает целым рядом преимуществ, которые способствуют росту его потребления. Расширение использование относительно дешевого газа позволяет получать более высокие показатели экономического развития. Он является самым экологически чистым источником энергии. Его запасы намного превосходят запасы нефти и позволят обеспечить потребности современной цивилизации (при сохранении темпов потребления), как минимум еще в течение 250 лет. Нефть и газ являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. На рынке природного газа Россия крупнейший игрок, роль которого в регионе Европы доминирующая. Так для стран Прибалтики, Финляндии, Молдавии, Словакии и Македонии российский газ является единственным. Максимально сидят на отечественной газовой трубе и страны СНГ.В зависимости от поставок российского сырья находятся не только страны Восточной, но и западной Европы.
Решающий критерий разработки месторождений - экономический. Надо решить, какое именно из имеющихся месторождений целесообразно и наиболее эффективно разрабатывать. Поэтому так много внимания уделяется способам добычи, обработки и доставки газа.

1. Газовый промысел

Газовый промысел - технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и нефти с целью подготовки их к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации газового промысла условно разделяют на основные и вспомогательные. К основным относятся эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные коллекторы, газовые сборные пункты с технологическим оборудованием промысловой подготовки газа и конденсата компрессорные станции. Вспомогательные сооружения и коммуникации - объекты энергохозяйства, водоснабжения, канализации и связи, механические мастерские, транспортная сеть, автохозяйство, склады и т.д. Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геолого-эксплуатационной характеристики месторождения.
Добыча газа на промысле обеспечивается фондом эксплуатационных скважин, число, динамика изменения дебитов и система размещения которых определяются запасами газа, строением и количеством продуктивных горизонтов, размерами и конфигурацией залежи. На площади месторождения скважины располагаются отдельными объектами или кустами из 2-5 скважин. Особенно эффективно кустовое расположение скважин при разбуривании месторождений в северных районах со сложными климатическими и геокриологическими условиями. Фонд эксплуатационных скважин на месторождении не постоянен, его увеличивают по мере разработки залежи для компенсации снижения дебита скважины. Начальные дебиты скважины изменяются примерно от 100 тысяч до 1,5-2 млн. м3 в сутки. Контроль за разработкой месторождения осуществляется на газовом промысле с помощью наблюдательных скважин.

2. Промысловая подготовка газа

Промысловая подготовка газа и конденсата к дальнему транспортированию ведётся по двум схемам: децентрализованной и централизованной. При первой полная обработка газа перед подачей в магистральный газопровод осуществляется на газовых сборных пунктах, при второй схеме на сборных пунктах производятся только сбор и первичная сепарация газа, а полный комплекс подготовки осуществляется на головных сооружениях магистрального газопровода. Основные способы обработки природного газа и конденсата на газовых промыслах: низкотемпературная сепарация газа, абсорбция, адсорбция, а также их сочетания. Для транспортирования обработанного газа с газового промысла в период, когда его давление снижается, приближаясь к значению этого параметра в магистральном газопроводе, на головных сооружениях вводится в эксплуатацию головная дожимная компрессорная станция.
Современный газовый промысел характеризуется высоким уровнем автоматизации, позволяющим осуществлять контроль и управление режимами эксплуатации газовых скважин, установок комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), внутрипромысловой газосборной сети, дожимных компрессорных станций и т.д. Получают распространение автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП), действующие на базе автоматики, вычислительной и управляющей техники, автоматизированных средств сбора информации и обеспечивающие управление газовым промыслом в целом.
Нижний уровень АСУТП осуществляет управление технологическими процессами подготовки и стабилизации газа и газового конденсата на УКПГ (головными сооружениями) и реализуется средствами локальной автоматики и микро-ЭВМ; верхний - автоматизированное управление всем газовым промыслом и входящими в его состав УКПГ(ГС), дожимными компрессорными станциями и другими объектами основного и вспомогательного производства. Управляет всеми объектами газового промысла центральный диспетчер (из центрального диспетчерского пункта), получающий управляющую информацию из информационного вычислительного центра, где функционируют мини-ЭВМ.
Дистанционное управление осуществляется системами промышленной телемеханики. ЭВМ нижнего и верхнего уровней связаны между собой межмашинным обменом. Внедрение АСУТП значительно ускоряет ввод в разработку новых месторождений и повышает технико-экономические показатели работы всего промысла.
Основной источник электропитания газового промысла, расположенного в доступных районах, - линии электропередач (ЛЭП), в труднодоступных - специальные источники питания. Создание газового промысла производственной мощностью 50-100 млрд. м3 в год и более - одно из важнейших направлений развития газовой промышленности.

2. Классификация системы сбора
газ месторождение разведочный сбор
Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают систему газопроводов и компрессорные станции.
При самотечной системе сбора нефти с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.
Существующие системы сбора природного газа классифицируются по:
- степени централизации технологических объектов подготовки газа;
- конфигурации трубопроводных коммуникаций;
- рабочему давлению.
При выборе системы сбора газа руководствуются следующими соображениями:
- обеспечение бесперебойности подачи газа, - маневренность системы,
- удобство обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатации
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на
- низкого давления (0,1 < Р < 0,8 МПа).
- среднего давления (0,8 < Р < 1,6 МПа).
- высокого давления (Р > 1,6 МПа).
При индивидуальной системе сбора (рис. 7.38 а) каждая Скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает и сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются:
) рассредоточенность оборудования и аппаратов но всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов;
) увеличение суммарных потерь газа но промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.
При групповой системе сбора весь комплекс по подготовке газа сосредоточен па групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.
Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки токологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге снизить затраты па обустройство месторождения.
При централизованной системе сбора (рис. 7.38 в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.
Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.
В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.
По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекториые и коллекторные газосборные системы. Прибесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или ист) поступает па ЦПС со скважин ПО индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.
ЦСП - централизованный сборный пункт
Подключение скважин: а) - индивидуальное; б) - групповое
Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы.
Линейная газосборная есть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2…3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная есть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.

Формы коллекторной газосборной сети

3. Газопроводы

Подразделяются на: подводящие газопроводы, сборные коллекторы и нагнетательные газопроводы.
Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для:
подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин;
подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин;
подачи газа дальним потребителям;
подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).
При выборе системы сбора газа руководствуются следующими соображениями:
обеспечение бесперебойности подачи газа;
маневренность системы, удобство обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Заключение

В 2010-2011 гг. вследствие оживления мировой экономики спрос на энергоносители в мире, в том числе на газ стал возрастать. В условиях повышения нефтяных цен происходило общее увеличение стоимости энергетических ресурсов, включая газ. Продолжилась тенденция опережающего роста добычи и потребления газа по сравнению с нефтью, при этом стоимость энергетической единицы газа пока остается существенно заниженной.

Дополнительным фактором увеличения спроса на газ, уголь и мазут стала крупная авария на АЭС Фукусима в Японии в марте 2011 г., в результате которой произошло выбытие мощностей ядерной генерации и сокращение выработки атомной энергии. В условиях традиционного значительного резерва мощностей по всем видам электрогенерации при снижении производства атомной энергии Япония значительно увеличила закупки СПГ и нефтепродуктов для ТЭС.
Все факторы показывают, что необходимо уделять огромное внимание добыче газа и способов его доставки. И использовать современные методы добычи и доставки.

Список литературы

1. А.А Коршак, А.М. Шаммазов «Основы нефтегазового дела»