Классификация месторождений и мировые запасы
Экономическую значимость разведанного месторождения определяют его запасы. Они подразделяются на две основные категории: обнаруженные (достоверные, промышленные) и предполагаемые (прогнозные). Классификация месторождений по величине запасов выглядит следующим образом:
- Мелкие: менее 10 млн тонн нефти или 10 млрд м³ природного газа.
- Средние: от 10 до 30 млн тонн нефти или от 10 до 30 млрд м³ газа.
- Крупные: от 30 до 300 млн тонн нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа.
- Уникальные (гигантские): более 300 млн тонн нефти или 500 млрд м³ газа.
Мировая добыча нефти демонстрировала стремительный рост на протяжении XX века. Если в конце XIX века она составляла около 50-70 тысяч тонн в год, то к 1975-1980 годам достигла 3,2 миллиарда тонн. К 2009 году этот показатель составил примерно 3,9 миллиарда тонн в год. Что касается запасов, то разведанные мировые запасы нефти оцениваются в 90-95 миллиардов тонн, а прогнозные — в 250-270 миллиардов тонн. В газовой отрасли ситуация аналогична: в 2009 году добыча составила 2,98 триллиона м³, а разведанные запасы газа в мире находятся в диапазоне 172-185 триллионов м³ при прогнозных около 400 триллионов м³.
Роль России на мировом рынке углеводородов
Россия исторически играет одну из ключевых ролей в мировой нефтегазодобыче. Пик добычи нефти в СССР пришелся на 1986-1987 годы и составил 624 миллиона тонн. После спада в 1990-х годах, российская добыча стабильно росла, и в 2006 году Россия вышла на первое место в мире по добыче нефти и газоконденсата. По газу Россия также является мировым лидером: в 2006 году добыча составила 673 млрд м³. Среди других крупнейших производителей газа — США, Алжир, Иран и Норвегия. Особого внимания заслуживает Катар, который после 2012 года стал крупнейшим экспортёром сжиженного природного газа (СПГ) и потенциальным лидером в области технологий преобразования газа в жидкое топливо (GTL).
Современные технологии разведки и разработки
Современная разработка месторождения начинается с бурения экспериментальных скважин по определённой сетке. Ключевую роль в повышении эффективности сегодня играют геоинформационные компьютерные технологии. Специализированное программное обеспечение позволяет создавать точные трёхмерные модели месторождений, обрабатывая данные геологии, геофизики и промысловой эксплуатации. Лидерами на этом рынке являются компании «Schlumberger», «Western Atlas» и «Landmark». Такое моделирование позволяет оптимизировать схему добычи, визуализировать свойства пластов и значительно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). Практически все крупные месторождения в мире сегодня разрабатываются с использованием этих технологий.
Методы добычи нефти и газа
Процесс эксплуатации месторождения можно разделить на несколько этапов, каждый из которых использует свои методы:
- Фонтанный метод: Наиболее предпочтительный начальный способ, когда пластового давления достаточно для подъёма нефти или газа на поверхность. Для газа это практически единственный метод добычи.
- Методы поддержания пластового давления (ППД): Когда естественное давление падает, применяются технологии для его искусственного поддержания. К ним относится закачка воды или газа (например, при газлифтном методе) в продуктивный пласт через специальные нагнетательные скважины.
- Насосная добыча: Широко распространённый, хотя и затратный метод, при котором нефть откачивается из скважины с помощью глубинных насосов (штанговых, центробежных).
- Методы увеличения нефтеотдачи (МУН): Для интенсификации добычи применяются различные воздействия на пласт: гидравлический разрыв, кислотная обработка, термические методы.
Несмотря на комплексный подход, с помощью современных технологий удаётся извлечь в лучшем случае 40-60% запасов нефти от первоначальных. Для газа этот показатель значительно выше и достигает 80-90%.
Этапы эксплуатации и техническое обслуживание
Эксплуатация месторождения делится на два основных периода:
- Период обустройства и освоения (1.5–6 лет): Включает строительство инфраструктуры, монтаж оборудования, бурение и запуск скважин.
- Период промышленной эксплуатации (20–40 лет и более): Непосредственная добыча, в течение которой режимы работы скважин могут меняться (с фонтанного на насосный и т.д.). Этот этап требует постоянного технического обслуживания, подземного ремонта скважин и замены оборудования.
Для выполнения всех этих задач используется широкий спектр нефтегазопромыслового оборудования: от устьевой арматуры и глубинных насосов до сложных систем сбора и подготовки продукции.