Промышленную ценность разведываемого месторождения характеризуют его запасы, которые в зависимости от степени разведанности относят к обнаруженным (достоверным, промышленным) и предполагаемым (прогнозным). В зависимости от величины запасов месторождения делят на мелкие (менее 10 млн т нефти или 10 млрд м3 природного газа), средние (10-30 млн т нефти или 10-30 млрд м3 газа), крупные (30-300 млн т нефти или 30-500 млрд м3 газа) и уникальные, или гигантские (более 300 млн т нефти или 500 млрд м3 газа).
К концу XIX в. добыча нефти в мире достигла 50-70 тыс. т/год, тогда как бурный рост добычи нефти за пятидесятилетие (с 1925-1930 гг. по 1975— 1980 гг.) изменился от 0,2 до 3,2 млрд т/год, т. е. увеличился в 16 раз. На начало 2003 г. спрос на нефть в мире оценивался около 77 млн баррелей/сут., что эквивалентно примерно 3,7-3,8 млрд т нефти/год (1 баррель в США равен 0,159 м3). В 2009 г. мировая добыча нефти была на уровне 3,9 млрд т/год (рис. 1.7).
Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 90-95 млрд т при прогнозных запасах нефти в мире около 250-270 млрд т. В 2009 г. мировая добыча газа была 2,98 трлн м3, а в 2008 г. - 3,34 трлн м3 с долей России около 20 % при прогнозных запасах газа в мире около 400 трлн м3 и разведанных запасах 172-185 трлн м3.
В 1975 г. СССР стал первым производителем нефти в мире, в 1986-1987 гг. добыча нефти достигла максимума (624 млн т), а добыча природного газа в 1986 г. была 686 млрд м3. В 1993 г. годовая добыча нефти в России уменьшилась до 354 млн т, в 1999 г. - до 305 млн т, из которых экспортировалось 137 млн т нефти. В 2000 г. в России было добыто 323 млн т нефти и газоконденсата, из которых экспортировано 133 млн т. Данные о добыче нефти и газового конденсата в России за последующие годы приведены ниже:
Год 2001 2002 2003 2004 2005 2007 2008 2009 2010
Добыча, млн Т 348 377 421 459 470 492 488 494 505
В 1994 г. добыча природного газа в России составила 580 млрд м3, в 2002 г. - 597 млрд м3, из которых экспорт составил 183 млрд м3. Ниже представлены данные о добыче природного газа в России за последующие годы:
Год 2007 2009 2010
Добыча, млрд м3 645 582 650
Последствия начавшегося в 2008 г. мирового финансово-экономического кризиса для добычи нефти и природного газа прогнозировать непросто. Это касается дальнейшего развития добычи нефти и газа как в мире, так и в основных нефтегазодобывающих странах.
Ориентировочная информация о крупнейших производителях нефти приведена в табл. 1.1 (Международное энергетическое агентство, США).
В период с 1991 по 2001 г. Россия занимала второе место в мире по экспорту нефти и нефтепродуктов (первое место было за Саудовской Аравией). В 2006 г. Россия стала лидером в мире по добыче нефти и газоконденсата.
Крупнейшие производители природного газа в 2006 г. (млрд м3): Россия - 673, США - 667, Алжир - 171, Иран - 170, Норвегия - 144, Индонезия - 88, Саудовская Аравия - 86, Нидерланды - 77. Наибольший рост добычи природного газа в последнее время достигнут в Катаре, обладающем крупнейшим в мире Северным газовым месторождением, где в 2007 г. добыча газа составила около 60 млрд м3 (в 3 раза больше, чем в 1997 г.).
После 2012 г. Катар стал крупнейшим экспортером сжиженного природного газа (СПГ) с мощностями сжижения около 80 млн т СПГ в год, а также на основе уже достигнутых научно-технических и производственных достижений может стать мировым лидером в переработке природного газа в синтетические жидкие моторные топлива по новым технологиям GTL (Gas to Liquids).
Разработку месторождения ведут экспериментальными скважинами, располагающимися по определенной сетке на территории месторождения. Шаг скважин в этой сетке и их общее число зависят от многих факторов, в частности от энергетического режима залежи, геологического строения, физико-химических свойств пластовой нефти (газа) и др. За последние 25 лет в области обработки и интерпретации геолого-геофизической и промысловой информации произошли революционные изменения: геоинформа-ционные компьютерные технологии позволяют повышать эффективность разведки и разработки залежей нефти и газа. Это совокупность программных средств по обработке и интерпретации собранных геологических, гидрогеологических, геофизических и промысловых данных, позволяющих описывать геологическое строение залежи с максимально возможной точностью и на основе полученной математической модели получать достоверные данные о запасах углеводородов и оптимальную схему их добычи. Доминирующее положение на мировом рынке систем обработки геолого-геофизической и промысловой информации занимают фирмы «Western Atlas», «Schlumber-ger», «Landmark» и др. Такие системы ориентированы на трехфазное и трехмерное моделирование нефтегазового месторождения. Имеется возможность визуализации результатов моделирования, получения трехмерных изображений любого из пластовых свойств, манипуляции ими в интерактивном режиме с целью более полного представления о протекающем процессе. Практически не осталось ни одного крупного месторождения, эффективность разработки которого не была бы повышена благодаря использованию моделирования. Например, моделирование и мониторинг месторождения «Forties» (первого крупного открытого месторождения в Северном море) проводятся фирмой «British Petroleum», начиная с 1975 г. в течение всего срока его эксплуатации, на 1995 г. было добыто около 60 % извлекаемых запасов, которые составили 600 млн т.
В начальный период эксплуатации нефтяного месторождения пластовое давление достаточно велико для того, чтобы выдавливать нефть из залежи по скважине на поверхность. Это самый предпочтительный режим добычи нефти фонтанным методом. При этом необходимый, но не максимальный отбор (дебит, расход) добываемой нефти устанавливается с помощью регулируемого дросселя, в котором имеется устройство, измененяющее площадь живого сечения для прохода потока. Добыча газа осуществляется только фонтанным методом. Фонтанная добыча нефти длится обычно недолго, время фонтанирования зависит от начального пластового давления, от дебита скважин(ы) и их количества и взаимного расположения. Когда пластовое давление нефти становится недостаточным для подъема нефти на поверхность, тогда переходят на добычу нефти другими методами. Применяется нагнетание углеводородного газа под давлением через специальные предварительно пробуренные скважины непосредственно в контур нефтяного пласта для повышения пластового давления и улучшения фильтрации газонефтяной смеси из залежи в забой скважины. При компрессорном (газлифтном) методе углеводородный газ с поверхности (его надо иметь поблизости и в необходимом количестве) под давлением вводится в слой нефти в нескольких местах по высоте скважины и образовавшаяся газонефтяная смесь поднимается за счет разности гидростатических давлений (плотностей) негазированной и газированной нефти. Методы поддержания пластового давления осуществляют также нагнетанием пресной воды под давлением выше пластового давления нефти через специальные напорные скважины непосредственно в контур нефтяного пласта или за ним. Используются также методы вторичного воздействия на пласт: гидроразрыв нефтяного пласта водой; термическая обработка пласта; физико-химическая обработка забоя скважины растворами кислот, поверхностно-активных веществ и других реагентов. Распространенным методом добычи нефти (весьма дорогим, но часто безальтернативным) является метод насосной откачки нефти из забоя с помощью глубинных насосов (погружных центробежных электронасосов, погружных гидропоршневых насосов, скважинных штанговых поршневых насосов).
С учетом всех мер по поддержанию пластового давления и разнообразного воздействия на продуктовый пласт, с учетом насосной откачки нефти извлечь из нефтяного пласта удается, к сожалению, в лучшем случае около 40-45, реже до 60 % нефти. Остальное ее количество с помощью современных методов и технических средств извлечь пока невозможно, но в этом направлении во всем мире проводятся интенсивные научно-технические исследования. Эксплуатация газового месторождения продолжается обычно 15-20 лет, за это время извлекается 80-90 % запасов газа.
Эксплуатация скважины разбивается на два периода. Первый период -установка устьевого и скважинного оборудования, пуск и освоение скважины, а также обустройство месторождения: строительные работы, монтаж и пуск необходимых технологического оборудования, трубопроводов, резервуаров, насосов, компрессоров и т. д. для сбора нефти (газа) от группы скважин и транспорта нефти (газа) на централизованные пункты первичной обработки и подготовки их к дальнейшему транспортированию до крупных объектов нефтегазопереработки. Этот период в зависимости от территориальных размеров и запасов месторождения может длиться от 1,5 до 6 лет. Второй период - это собственно эксплуатация скважин и всего месторождения, которая длится (в зависимости от рационального отношения к ресурсам и от будущих капиталовложений по модернизации и поддержанию эффективности эксплуатации месторождения) 20-40 лет и более. За длительный период эксплуатации скважины возникает необходимость изменять режимы (фонтанный, компрессорный, насосный) функционирования скважины и проводить операции по воздействию (стимулированию) на призабойную зону (гидроразрыв пласта, кислотная обработка забоя и др.) Устьевое и скважинное оборудование требует периодических остановок скважины для технического обслуживания или замены оборудования. Возникает также необходимость ремонта обсадных труб и стенок скважины. Все эти работы (обслуживание, замена, ремонт) носят название подземного ремонта скважины.
Для подземного ремонта применяют специальное наземное и скважинное оборудование. Нефтегазопромысловое оборудование для эксплуатации, освоения и ремонта скважин, интенсификации добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, механизации трудоемких и тяжелых работ включает сотни машин, механизмов, аппаратов и приспособлений с разными техническими характеристиками.