Читайте также:
|
В науке долгое время считалось, что скопления углеводородов с молекулярным весом более 60 пребывают в земной коре в жидком состоянии, а более легкие — в газообразном. Однако российские ученые А.А.Трофимук, Н.В.Черский, Ф.А.Требин, Ю.Ф.Макогон, В.Г.Васильев обнаружили свойство природного газа в определенныхтермодинамических условиях переходить в земной коре в твердое состояние и образовывать газогидратные залежи.
Газ переходит в твердое состояние в земной коре, соединяясь с пластовой водой при гидростатических давлениях (до 250 атм) и сравнительно низких температурах (до 295 К). Газогидратные залежи обладают несравненно более высокой концентрацией газа в единице объема пористой среды, чем в обычных газовых месторождениях, так как один объем воды при переходе ее в гидратное состояние связывает до 220 объемов газа. Зоны размещения газогидратных залежей сосредоточены главным образом в районах распространения многолетнемерзлых пород, а также под дном Мирового океана.[3]
В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при бо́льших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.
Огромными запасами природного газа обладают Россия (Уренгойское месторождение), Иран, большинство стран Персидского залива, США, Канада. Из европейских стран стоит отметить Норвегию, Нидерланды. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеют Туркмения, Азербайджан, Узбекистан, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение)
Во второй половине XX века в университете им. И. М. Губкина были открыты природные газогидраты (или гидраты метана). Позже выяснилось, что запасы природного газа в данном состоянии огромны. Они располагаются как под землёй, так и на незначительном углублении под морским дном.
Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан — третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения. Значительное количество углеводородов присутствует в мантии Земли, однако они тоже не представляют интереса.
Химические осадочные месторождения образуются в поверхностных условиях на дне морских, озерных водоемов и болот за счет минеральных веществ, находившихся ранее в растворенном состоянии в воде. Источником для образования месторождений является морская вода, а также продукты химического выветривания горных пород и руд. Растворенные вещества отлагаются на дне водоемов в виде химических осадков пут
ем кристаллизации из истинных растворов или коагуляции из коллоидных растворов. Для образования соляных месторождений требуется существование барров, создающих узкие заливы, через которые проходит ограниченное количество морской воды. Второе необходимое условие – природный климат в районе залива, при котором испарение воды в заливе превышает ежегодный приток воды через барр. На месторождениях солей рудные тела представлены пластовыми залежами, а в складчатых областях антиклинальными, синклинальными складками и соляными куполами. Минеральный состав залежей – гипс, ангидрид, калийные, магнезиальные соли, бораты. Попутно с солями извлекаются и соединения редких металлов: цезия, рубидия и других. В России наиболее крупные месторождения – в Иркутской области (Усолье), в Забайкалье и в Якутии. Месторождения химических осадков из коллоидных растворов образуют скопления руд железа, марганца, алюминия и других. Морские месторождения геосинклинального типа залегают среди известняков и имеют форму пластов. К этому типу относятся отдельные месторождения Северного Урала, Боксонское в Красноярском крае, некоторые месторождения Салаирского кряжа и другие. Озерные и долинные месторождения бокситов расположены на платформах и образованы в небольших континентальных озерах. Линзовидные и неправильные по форме залежи боксидов залегают среди песчано-глинистых отложений.
Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях[1].
В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в парообразном состоянии находятся некоторыебензино-керосиновые фракции и, что случается реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление падает в несколько раз — до 4—8 МПа, и из газа выделяется сырой нестабильный конденсат, содержащий, в отличие от стабильного, не только углеводороды С5 и выше, но и растворённые газы метан-бутановой фракции.
Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³[2].
При уменьшении давления, по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1—С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.
Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Название «клатраты» (от лат. clat(h)ratus — «закрытый решёткой, посаженный в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава.
Впервые гидраты газов (сернистого газа и хлора) наблюдали ещё в конце XVIII века Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. Первые описания газовых гидратов были приведены Г. Дэви в 1810 году (гидрат хлора). В 1823 г. Фарадей приближённо определил состав гидрата хлора, в 1829 г. Левит обнаружил гидрат брома, а в 1840 г. Вёлер получит гидрат H2S. К 1888 году П. Виллар получает гидраты CH4, C2H6, C2H4, C2H2 и N2O[1].
Клатратная природа газовых гидратов подтверждена в 1950-е гг. после рентгеноструктурных исследований Штакельберга и Мюллера, работ Полинга, Клауссена.
В 1940-е годы советские учёные высказывают гипотезу о наличии залежей газовых гидратов в зоне вечной мерзлоты (Стрижов, Мохнаткин, Черский). В 1960-е годы они же обнаруживают первые месторождения газовых гидратов на севере СССР. Одновременно с этим возможность образования и существования гидратов в природных условиях находит лабораторное подтверждение (Макогон).
С этого момента газовые гидраты начинают рассматриваться как потенциальный источник топлива. По различным оценкам, запасы углеводородов в гидратах составляют от 1,8·1014 до 7,6·1018 м³[2]. Выясняется их широкое распространение в океанах икриолитозоне материков, нестабильность при повышении температуры и понижении давления.
В 1969 г. началась разработка Мессояхского месторождения в Сибири, где, как считается, впервые удалось (по чистой случайности) извлечь природный газ непосредственно из гидратов (до 36 % от общего объёма добычи по состоянию на 1990 г.)[3].
Сейчас природные газовые гидраты приковывают особое внимание как возможный источник ископаемого топлива, а также участник изменений климата (см. Гипотеза о метангидратном ружье).
История становления самой молодой отрасли промышленности Якутии – нефтегазовой – берет свое начало с Усть-Вилюйского газового месторождения, располагавшегося на территории Кобяйского улуса.
Необходимость поисков углеводородного сырья в недрах Сибирской платформы, которая охватывает всю Западную Якутию, впервые была обоснована в конце 20 – начале 30-х гг. прошлого столетия выдающимися отечественными геологами А.Д. Архангельским, И.М. Губкиным, Н.С. Шатским. В республике и за её пределами широко известно имя местного краеведа – вилюйского учителя П.Х. Староватова. Он, опираясь на показания местных жителей, в своих письмах в геологические организации страны сообщал о проявлениях нефти и газа на водоразделе между Вилюем и Леной, а также в верховьях некоторых правых притоков р. Вилюя1. Ещё до Великой Отечественной войны сотрудник Горно-геологического управления Главсевморпути Г.Э. Фришенфельд проявил интерес к Усть-Вилюйской складчатой структуре в Приверхоянском предгорном прогибе, а в 1941 г. Н.Д. Цитенко нашел здесь выход горючего газа. Постепенно утверждалась идея о нефтегазоносности территории Якутии, обозначились перспективные в этом отношении районы – Среднеленский и Лено-Хатангский прогибы.
Однако для открытия промышленных запасов газа и нефти понадобилось ещё достаточно много времени. Сказывалась бессистемность поисковых работ, отсутствие общей концепции геологических предпосылок и условий залегания нефтегазоносного горизонта. В этом вопросе не было единства: Н.Д. Цитенко и А.И. Олли давали положительную оценку продуктивности более молодых геологических отложений – мезозойских, а другие ученые высказывали противоположные суждения2. Лишь в конце 1940-х–начале 1950-х гг. началось более детальное изучение Предверхоянского прогиба. Полученные результаты указывали на перспективность в нефтегазовом отношении мезозойских отложений указанного краевого прогиба и прилегающей к нему Вилюйской синеклизы. В 1951 г. группой специалистов Якутской конторы разведочного бурения под руководством А.К. Боброва по заданию Министерства геологии СССР был составлен перспективный план поисковых и разведочных работ на нефть и газ Якутии. Наиболее перспективным регионом был признан Предверхоянский прогиб. Таким образом, была взята ориентация на принципиально новое направление работ, которое было ориентировано на породы мезозойского возраста3.
С 1952 г. поисково-разведочные работы переместились в зону Предверхоянья, на территорию Кобяйского района. Здесь были сосредоточены геологосъемочные и геофизические партии, оборудование для подготовки глубокого бурения. В 1953–1954 гг. были заложены две первые глубокие скважины на участке «Китчанский» по правому берегу р. Лена, в 60 км от поселка Сангар, давшие приток газа с глубины 1100–1300 м. Полученные к весне 1955 г. результаты укрепили положительную оценку перспектив Якутии в отношении нефти и газа. Работы были продолжены и в июле 1955 г. по рекомендации специалистов, в том числе Н.В. Черского, И.Ф. Бабенко, А.К. Боброва и др., была заложена поисковая скважина Р-1. Из этой скважины, расположенной в пределах Таас-Тумусской структуры, с глубины 1800-2000 м в октябре 1956 г. ударил мощный фонтан газа.
В те дни республиканская пресса писала: «Скважина была аварийной: оборвался инструмент, который упал на дно забоя глубиной свыше двух тысяч метров. Время от времени дежурные проверяли устье скважины, но никаких признаков газопроявлений не наблюдалось, все было спокойно. И вдруг рано утром произошел выброс газа. Рабочие, находившиеся около вышки, были ошеломлены случившимся и, что греха таить, растерялись. Минут через тридцать скважина перешла на открытое фонтанирование. Струя газа с глинистым раствором, которым была заполнена скважина, достигала более сорока метров…»4.
Выполнение сложной и ответственной задачи по перекрытию фонтана было поручено бригаде Б.М. Даньярова под руководством главного инженера Якутской конторы разведочного бурения И.Ф. Бабенко. Однако огромная сила фонтана в 49–75 атмосфер, недостаточная подготовленность молодой отрасли – газовой индустрии СССР и особенно службы разведочного бурения в Якутии не позволили быстро остановить мощный выброс газа. Он длился более трех месяцев – с 15 октября 1956 г. по 20 января 1957 г. В укрощении газовой стихии отличились бурильщики Жижила, Данка, Сухов, Хасанов и др.5
Мощный фонтан, устремившийся в небо над морем вилюйской тайги, ознаменовал открытие знаменитой Лено-Вилюйской газоносной провинции. Так впервые в республике было открыто и разведано богатейшее газовое месторождение газа – Усть-Вилюйское газоконденсатное месторождение. На этом месте, на берегу реки Вилюй был основан первый поселок газовиков Промышленный.
В 1957 г. Министерство газовой промышленности СССР направило для предварительной оценки запасов открытого месторождения группу ученых и специалистов в составе В.Г. Васильева, Н.В. Черского, И.А. Кобеляцкого, Г.В. Бархатова, Ю.П. Тихомирова, С.И. Киселева, Г.Д. Бабаяна, выводы которой легли в основу дальнейших геолого-поисковых работ на газ. Было признано целесообразным перенести все разведочные работы в зону Хапчагайского сводного поднятия и провести доразведку Усть-Вилюйского (Таас-Тумусского) месторождения. В 1958 г. было решено преобразовать Якутскую контору разведочного бурения в Северо-Якутскую нефтеразведочную экспедицию (СЯНРЭ) с перебазированием в пос. Сангар. Начальником экспедиции был назначен И.Ф. Бабенко6.
В соответствии с прогнозами ученых работы продолжались в Предверхоянском прогибе, где в 1960 г. было открыто Собо-Хаинское месторождение. Гораздо успешнее оказалось второе – Хапчагайское – направление. Ввод в глубокое бурение и концентрация работ на Хапчагайском поднятии привели к открытию целого ряда газовых и газоконденсатных месторождений: Бадаранского (1963), Ниджилинского (1963), Средневилюйского (1965), Толонского (1967), Мастахского (1967)7.
Все эти работы были проведены в основном силами геологов СЯНРЭ, основными задачами которой были обозначены бурение параметрических (для изучения геологического строения территорий) и поисковых скважин на новых территориях. СЯНРЭ в начальный период своей деятельности разведала Усть-Вилюйское газовое месторождение, затем работала на Бергеинской и Собохаинской площадях. В ходе работ были пробурены самые глубокие в то время в Сибири скважины – более 3500 м. В 1960 г. в составе СЯНРЭ было пять нефтегазоразведок (партий): Олойская, Бадаранская, Дирин-Юряхская, Усть-Вилюйская, Нижне-Вилюйская. Большой вклад в разведку и освоение газовых месторождений республики внесли С.М. Григорьев, И.С. Акоемов, Б.М. Даньяров, Н.П. Булыгин, В.Н. Малинин, В.А. Терещенко, И.И. Уваровский и др. За 1964 г. СЯНРЭ пробурила 23187 пог. м глубоких скважин. В 1965 г. СЯНРЭ перебазировалась в новый поселок газовиков Кысыл Сыр на территории Вилюйского района. В п. Сангар продолжала дислоцироваться только Эксенняхскя партии №119. Она в 1970 г. имела в своем составе 160 работников, пробурила за год 2938 пог. м глубоких скважин.
В апреле 1972 г. Эксенняхская партия вместе с Комратской экспедицией, прибывшей из Молдавии, стала ядром вновь организованной Сангарской нефтегазоразведочной экспедиции (СНГРЭ). На момент создания экспедиции численность геологоразведчиков составляла 254 чел., в том числе рабочих 214, ИТР и служащих – 36, младшего обслуживающего персонала – 3. К концу года количество работников СНГРЭ увеличилось до 643 чел. Задачей первого года работы экспедиции стало обеспечение газом действующего газопровода Усть-Вилюй–Якутск и разведка запасов газа на Усть-Вилюйском и Собохаинском площадях. В дальнейшем география работ СНГРЭ была весьма обширна: вдоль Верхоянского хребта от пос. Усть-Мая до моря Лаптевых, от пос. Сангар вдоль р. Лены до г. Олекминска. Кроме того, СНГРЭ вела поисковые работы в Момо-Зырянском прогибе на р. Индигирке. Разведка усложнялась не только обширностью территории, но и существенными различиями её геологического строения.
В состав экспедиции входили 4-5 буровых бригад, вышкомонтажный, транспортный, тампонажный, строительный (позже выделился в самостоятельный строительный участок) цехи, цех испытания скважин, партия геофизических исследований скважин, Сангарский ОРС «Якутскгеологии», партии глубокого бурения в поселках Таймылыр Булунского и Солянке Олекминского районов. Вместе с буровиками Комратской экспедиции из Молдавии приехала группа геофизиков, которая стала основой партии промыслово-геофизических исследований скважин. Руководил ею Г.М. Шейнкман, позднее С.Н. Илечко. В микрорайоне Черемушки п. Сангар слаженный коллектив геофизиков построил собственными силами базу, жилые и производственные помещения.
Сангарская нефтегазоразведочная экспедиция – первая на территории Якутии геологическая экспедиция, перешедшая в глубоком бурении рубежи четырех – (скважина №4 на Бадаранской площади, глубина 4010 м, 1974 г.) и пяти- (скважина №421 на Хоромской площади, глубина 5150 м, 1981 г.) тысячеметровых глубин. В то время столь глубоких скважин за Уралом не было. Позднее эти рекорды в 1980-е гг. были побиты буровиками Вилюйской нефтегазоразведочной экспедиции. Много сил и энергии отдали становлению и развитию газодобывающей отрасли, благоустройству п. Сангар геологи В.Ф. Кеввай, Г.В. Хасанов, К.Н. Гурьев, Н.Д. Кравчук, П.Е. Суховей, геофизики В.П. Чирков, А.В. Табачук, П.И. Денискин, Л.А. Иванов, А.А. Инешин, В.Н. Алешин, буровые мастера С.И. Дорошенко, Л.И. Масальский, А.М. Ковалев, Г.Ф. Котченко, бурильщики И.И. Орехов, А.В. Талыков, В.В. Белоус и др.8 Большой вклад в развитие нефтегазовой промышленности Якутии внес Н.Н. Габышев. Николай Никифорович Габышев родился 23 мая 1932 г. в с. Хоринцы Олекминского района. После школы работал пастухом в родном селе. В 1950 г. Н.Н. Габышев, одним из первых среди коренных жителей республики, поступил на работу в нефтегазовую Номанскую роторную партию №48. После службы в армии вернулся на буровую. В 1955 г. экспедиция была переведена в с. Китчаны Кобяйского района, где Н,Н. Габышев трудился бурильщиком до 1963 г., когда экспедиция вновь была перемещена в п. Кысыл-Сыр Вилюйского района. Через пять лет, после открытия СНГРЭ, Н.Н. Габышев вместе с семьей вернулся в п. Сангар. В составе экспедиции знатный бурильщик в дальнейшем трудился более 20 лет, до её ликвидации в 1990 г. Многолетний самоотверженный труд ветерана нефтегазовой промышленности отмечен высокими правительственными наградами: он награжден орденом Трудового Красного Знамени, является заслуженным работником народного хозяйства РС (Я). Николай Никифорович воспитал пятерых детей, двое из которых проживают в п. Сангар и вносят свой достойный вклад в развитие Кобяйского улуса. В настоящее время Н.Н. Габышев находится на заслуженном отдыхе и проживает в микрорайоне Геолог ставшего ему за многие годы родным поселка Сангар.
Открытие и освоение Усть-Вилюйского газоконденсатного месторождения имело большое общественно-политическое и социально-экономическое значение. В конце 50-х годов ХХ века население и количество промышленных предприятий в столице республики – г. Якутске – увеличивалось интенсивными темпами. Остро встал вопрос обеспечения теплом и электроэнергией с целью поддержания систем жизнеобеспечения всего градообразующего комплекса. В этой ситуации академик Н.В. Черский, в то время председатель президиума Якутского филиала СО АН СССР, один из первооткрывателей Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции Якутии предложил поднять вопрос о газификации города Якутска.
Ещё до утверждения промышленных запасов Таас-Тумусского месторождения руководящие органы Якутии уже вынесли практические решения. Весной 1957 г. Якутский обком партии поручил Якутской конторе разведочного бурения установить возможный суточный объем газа, выделяемого Таас-Тумусской скважиной, а Якутскому филиалу АН СССР совместно с другими научными организациями обосновать перспективы нефтегазоносности ЯАССР. Одновременно обком внес в ЦК КПСС и Совет Министров СССР предложения, связанные с решением задачи создания минерально-сырьевой базы газовой промышленности в республике. 27 мая 1957 г. вышло распоряжение Совета Министров СССР о проведении в 1958–1960 гг. разведочного бурения на Таас-Тумусском газовом месторождении. В связи с этим встал вопрос о необходимости ускоренного осуществления мер по усилению в регионе поисково-разведочных работ, обеспечению их рабочей силой и оборудованием. Вскоре, 10 июня, в соответствии с упомянутым указанием Совета Министров СССР Совмин РСФСР обязал Министерство коммунального хозяйства РСФСР после установления запасов газа представить до 20 сентября 1958 г. предложения о строительстве магистрального газопровода Таас-Тумус–Якутск для снабжения топливом населения, коммунальных и промышленных предприятий г. Якутска9. В постановлении Совета Министров СССР №213 от 28 августа 1959 года о семилетнем плане развития народного хозяйства СССР в 1959-65 гг. были предусмотрены строительство газопровода Усть-Вилюй–Якутск и газификация города Якутска.
Однако, несмотря на необходимость и важность поставленной цели, недостаточно учитывались неизбежные трудности и проблемы, а подходы к её реализации оставались типичными для советской экономики, что не могло не отразиться на пуске объектов к намеченному сроку. Прежде всего, предстояла задача разведать к 1959 г. достаточные запасы для проектирования этого газопровода и провести изыскательские работы, чтобы обеспечить его ввод в действие в 1961 г. Сооружение сложного в технологическом плане объекта на вечной мерзлоте, в суровых природно-климатических условиях требовало решения многих новых инженерно-технических проблем. В то же время из-за изначально завышенных расчетов запаса углеводородного сырья геологи никак не могли обеспечить требуемый разведанный запас газа.
Только в 1963 г. удалось приступить к строительству 400-километрового магистрального газопровода Таас-Тумус–Берге–Якутск–Мохсоголлох. При проектировании, строительстве и дальнейшей эксплуатации этого уникального газопровода активное участие приняли ученые Института мерзлотоведения, Института физико-технических проблем Севера и других институтов ЯФ АН СССР. Впервые под руководством будущего академика РАН В.П. Ларионова были разработаны новые технологии сварки при низких климатических температурах Крайнего Севера.
Магистраль газопровода строилась с двух сторон: от поселка Промышленный – конечного пункта месторождения и от г. Якутска. Строительству уникальной газовой магистрали помогали все регионы и республики тогда ещё единой страны. Генеральным подрядчиком строительства стал один из крупнейших в СССР трест «Нефтепроводмонтаж», имевший опыт строительства трубопроводов в Коми АССР и на о. Сахалин10.
Строительство первого в мире газопровода на вечной мерзлоте успешно завершилось в 1967 г. 24 октября на 114-ом километре от Промышленного был заварен последний шов трубопровода. 31 октября впервые газ поступил на промышленные и жилые объекты г. Якутска.
К концу года вся первая очередь газопровода Таас-Тумус–Якутск–Покровск, протяженностью в 410 км, была сдана в эксплуатацию. Валовая добыча газа в 1970 г. составила уже 184 млн. куб. м.11. В январе 1968 г. на Якутской центральной электростанции был введен в эксплуатацию котел на газовом топливе. Мощность ее за счет перевода на газ увеличилась до 27,5 тыс. квт. В Якутске началось строительство Якутской ГРЭС на газотурбинных агрегатах. В 1970 г. первая в СССР крупная электростанция на природном газе вошла в строй. Мощность обоих газотурбинных агрегатов Якутской ГРЭС составила 50 тыс. квт.12
Впоследствии были открыты новые месторождения газа в районах Мастаха и Кысыл-Сыра, что дало возможность строительства новых магистральных газопроводов, в помощь первой газовой ветке Таас-Тумус–Якутск.
В связи с резким падением пластового давления на Усть-Вилюйском месторождении и нехваткой газа, в 1971 г. Совет Министров ЯАССР принял решение о строительстве газопровода от Мастахского месторождения и подключения его к магистральному газопроводу Таас-Тумус – Якутск. Подготовка и строительство его велись также в сжатые сроки. В августе 1971 г. СМУ-8 треста «Нефтепроводмонтаж» приступило к подготовительным, а с февраля 1972 г. – к основным работам по строительству газопровода. В 1973 году было завершено строительство газопровода Мастах–Берге и введено в эксплуатацию Мастахское газоконденсатное месторождение. В 1978–1982 гг. была построена вторая нитка газопровода Берге–Якутск, а в 1984–1988 гг. – вторая нитка газопровода Мастах–Берге. Подключение Мастахского месторождения вдвое увеличило потребление природного газа в столице республики. В 1986–1989 гг. был построен газопровод Кысыл-Сыр – Мастах и город Якутск стал обеспечиваться газом Средневилюйского газоконденсатного месторождения13.
Эти две трассы были проложены вблизи от многих сельских населенных пунктов района. Однако в самом Кобяйском улусе газифицированным долгое время оставался только один рабочий поселок Промышленный.
Впервые газ в селе Кобяй был подключен в 1976 г. к котельной больницы. В 1978 г. был организован эксплуатационный участок управления «Якутмежрайгаз» (начальник Миккарь Тамара Алексеевна). Первыми газослесарями участка работали местные ребята Павел Григорьевич Харлампьев и Дмитрий Степанович Парников. Затем были газифицированы котельные школ поселка. В 1985 г. был организован КЭГУ УГРС «Ленагазсервис» (начальник Стручков Касьян Семенович).
Вопрос газификация сельских поселений Кобяйского улуса, являясь одним из показателей социального благоустройства, всегда остро стоял перед местной администрацией. Принятие программы газификации улуса на 1991-1995 гг. положило начало газификации в сельской местности.
В Кобяе первая в сельской местности газово-дизельная электростанция была введена в эксплуатацию в 1987 г. Тогда же на участке «Сурэх» была построена и введена в эксплуатацию квартальная котельная, которая отапливала и обеспечивала водой крупный животноводческий комплекс и жилые дома работников этого комплекса.
10 октября 1988 г. на улицах Октябрьская и Сметанина в газовых котлах и плитах 15-ти частных домов зажглось голубое пламя. Так началась газификация частного сектора. Ежегодно к газу подключались более десятка домов. Темпы газификации были низкими, т.к. бригады газовиков приезжали из Якутска и работали всего по 1-2 месяца. В 1991 г. было решено набрать бригаду из местных ребят, обучить их и вести работу собственными силами. Руководителем участка был назначен Василий Николаевич Сметанин.
В поселке Сайылык, благодаря упорству и настойчивости тогдашнего директора совхоза «Мукучинский» Онопрова Степана Ильича и главы местной администрации Софронеева Ивана Афанасьевича в 1994 г. были газифицированы 3 первые квартиры и центральная котельная. С созданием Кобяйского участка «Якутгазстроя», работа по газификации населенных пунктов улуса заметно оживилась. Так, в 1993 г. были газифицированы с. Мастах, 1994 г. – с. Аргас, 1996 г. – с. Сайылык, 2000 г. – с. Люксюгун, 2003 г. – с. Тыайа. В газификацию этих сел большую лепту внесли главы наслегов тех лет: И.П. Кобяков, В. Е. Федотов, И.А. Софронеев, В.К. Эверстов, П.И. Попов. Они много работали, добиваясь положительного решения вопросов, вели переговоры с различными организациями, подрядчиками и т.д.
В 1997 г. был организован эксплуатационный участок ПО «Ленагаз» (начальник участка Платонов Василий Фридрихович, мастер Капитонов Илья Ильич). В 1998 г. при содействии первого заместителя главы администрации улуса Д.Д. Николаева и главы наслега И.П. Кобякова, в Кобяйском эксплуатационном газовом участке были построены и введены новая контора и гараж на 2 бокса. Таким образом, были созданы нормальные условия для функционирования участка.
Помимо этого, в связи с расширением использования газа в с. Кобяй и газификацией других населенных пунктов, в 1997 году была создана аварийно - диспетчерская служба.
В настоящее время Кобяйский эксплуатационный газовый участок обслуживает в Кобяе – 820, Аргасе – 176, Тыайе – 88, Люксюгуне – 35 частных домов, 74 автономных газовых котла предприятий, 4 котельных, ГДЭС в Кобяе и Люксюгуне, газопровод протяженностью 74 км и т.д. В ближайшее время планируется газифицировать участок Ворошилов, села Чагда и Арыктах.
Газификация сел имела большое социально-экономическое значение. Работники Кобяйского эксплуатационного газового участка вносят весомый вклад в газификацию сел и обеспечение безопасной эксплуатации газовых котельных, электростанций, газопроводов и другого оборудования газового хозяйства.
Таким образом, с открытием в 1956 г. Усть-Вилюйского месторождения практически подтвердились многолетние научные прогнозы о газоносности недр Якутии. Это положило начало выявлению обширной газоносной провинции, известной ныне как Лено-Вилюйская, охватывающей большую часть Западной Якутии, тем самым, создав предпосылки для создания новой отрасли индустрии Республики Саха (Якутия) – газодобывающей промышленности. В ближайшем будущем, газификация придет и в сельские улусы. Что касается Кобяя, то, согласно плану газификации улуса, все поселки, расположенные западнее реки Лена будут уже в этом году газифицированы.
Тектонические структуры — закономерно повторяющиеся формы залегания горных пород. Тектонические структуры образуются в результате внутренних процессов, происходящих влитосфере: тектонических движений, прорывов магмы и т.п.
Различают:
- простейшие тектонические структуры: складки, трещины, сбросы, лакколиты и др.
- глубинные тектонические структуры, достигающие верхних слоев мантии Земли: литосферные плиты, платформы, складчатые пояса, островные дуги, глубинные разломы и др.
Платформы — обширнейшие участки земной коры, с устойчивым малоподвижным фундаментом, который сложен магматическими и метаморфическими породами и перекрыт чехлом осадочных пород. Древними платформами считаются те, которые имеют докембрийский фундамент, у молодых платформ фундамент сформировался позже.
Щиты — участки древних платформ, где кристаллический фундамент выходит на поверхность.
Плиты — участки платформ, где фундамент погружен под толщей осадочных пород в несколько сот метров и глубже.
Складчатые области и пояса — протяженные горные районы, в которых породы сильно смяты в складки, нарушены разрывами.
Строение земной коры, расположение крупных тектонических структур показывает тектоническая карта, которую можно найти в географических атласах.
Литология - наука об осадочных породах, их составе, строении, генезисе.
Нефтегазовая литология - наука об осадочных породах нефтегазоносных комплексов, их составе, строении, которые обуславливают их коллекторские или флюидоупорные свойства, их генезисе, который эти признаки формирует.
Геология нефти и газа изучает важнейшие полезные ископаемые, генетически и пространственно связанные с осадочными порода-ми. Отсюда приоритетное значение литологии в нефтяной и газовой геологии.
Если исходить из теории органического происхождения нефти и газа, то именно осадочные породы, обогащенные органическим веще-ством являются нефтематеринскими и во многом свойства этих пород и история их формирования предопределяют их нефтегазовый потенциал.
В подавляющем большинстве именно осадочные породы являются коллекторами нефти и газа и литологические свойства этих пород предопределяют возможность накапливать углеводороды (УВ) и отда-вать их в процессе разработки.
Наилучшими флюидоупорами являются осадочные породы и их свойства во многом будут определять степень сохранности залежей.
Свойства пород изменяются в ходе литогенеза, от седиментогенеза к ката- и метагенезу (с глубиной залегания, увеличением температуры и давления). Это существенно сказывается на коллекторских и флюидоупорных свойствах осадочных пород. Знание этих процессов помогает прогнозировать, например, коллекторские свойства пород на больших глубинах, что является важнейшей задачей отечественной нефтегазовой геологии.
Таким образом, очевидно, что петрографический состав пород и генезис его определяющий являются важными элементами исследований в геологии нефти и газа. И ни одно из направлений в нефтегазовой геологии не обходится без литологических исследований.
Прогноз залежей нефти и газа, помимо изучения геологических структур, опирается на фациальный и формационный анализ. В последние годы особую значимость приобрели исследования литологических ловушек, образование которых обусловлено, прежде всего, фациальной изменчивостью осадочных пород, обусловленной изменением условий их формирования. Таким образом и эти направления литологии имеют огромное значение в геологии нефти и газа в области прогноза скоплений углеводородов.
Развитие самой литологии как науки во многом обязано поискам и разведке экономически приоритетных полезных ископаемых - нефти и газа. Их поиски и разведка проводятся с бурением глубоких опорных скважин, детальная разведка включает значительный объем бурения, сопутствующие испытательные работы разного профиля. Все это дает уникальный геологический материал, в том числе и литологический, на основе которого и может развиваться наука.
Не случайно имена крупнейших отечественных литологов связаны с нефтяной геологией. Н.М.Страхов еще в середине 50-х годов, когда им была создана фундаментальная теоретическая часть литологии - теория литогенеза - писал, что все литологические исследования являются литолого-органогеохимическими или литолого-битуминологическими. Тем самым он подчеркивал тесную связь между литологией и нефтяной геологией.
Другой крупнейший отечественный литолог Н.Б.Вассоевич, занимаясь теорией образования нефти и газа, постоянно подчеркивал связь литогенеза с процессами образования и накопления углеводородов. Он первый в стране создал и читал в МГУ курс "Литология и природные резервуары нефти и газа".
Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.
Классификация месторождений нефти и газа[править | править исходный текст]
В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.
По величине извлекаемых запасов:
· уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;
· крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;
· средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;
· мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;
· очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа
По фазовому соотношению нефти и газа:
· нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
· газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;
· нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;
· газовые, содержащие только газ;
· газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
· нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождение Боливар в Венесуэле содержит 325 залежей.
По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно-Европейской, Западно-Сибирской,Северо-Американской, Аравийской, Африканской платформах месторождения содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире.
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД (а. reservoir properties of rocks; н. Speichervermogen der Gesteine; ф. caracteristiques de reservoir des roches; и. propiedades de reservorio de rocas) — способность горных пород пропускать через себя жидкие и газообразныефлюиды и аккумулировать их в пустотном пространстве.
Основные параметры: проницаемость, ёмкость, флюидонасыщенность. Проницаемость горной породы — наиболее важный параметр коллектора, определяющий потенциальную возможность извлечения из породы нефти и газа. Породы, способные пригидростатических давлениях пропускать жидкие и газообразные флюиды через сообщающиеся пустоты, называются проницаемыми. Скорость и направление течения флюида связаны с особенностями геометрии порового пространства коллектора, с интенсивностью, ориентировкой, сообщаемостью трещин, а также физико-химическими свойствами флюида. Проницаемость существенно зависит от размеров, извилистости поровых каналов и трещиноватости пород. Проницаемость пористой среды для многофазных систем ниже, чем для однофазных. Процесс движения жидкостей или газов в трещинно-пористых средах подчиняется линейному закону фильтрации Дарси, где проницаемость горных пород выражается через коэффициент пропорциональности К (м2или Д).
Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемости. Абсолютная (физическая) Ka — проницаемость при фильтрации однородной жидкости или газа; определяется геометрией порового пространства и характеризует физические свойствапороды. Эффективная Кэф — способность породы пропускать флюид в присутствии других насыщающих пласт флюидов; зависит от сложности структуры порового пространства, поверхностных свойств, наличия глинистых частиц. Относительная Кэф/Ka — возрастает с увеличением насыщенности породы флюидом и достигает максимального значения при полном насыщении; для нефти, газа, воды колеблется от нуля при низкой насыщенности до единицы при 100%-ном насыщении.
Общую ёмкость пород-коллекторов составляют пустоты трёх основном типов, различающихся по генезису, морфологии, условиямаккумуляции и фильтрации нефти и газа. Общая ёмкость горной породы характеризуется суммарным объёмом пор, каверн, трещин. Определяют три вида пористости горной породы; общую, открытую, эффективную. Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор; открытая — объём сообщающихся между собой пор, заполняющихся флюидом при насыщении породы под вакуумом, она меньше общей на объём изолированных пор; эффективная — характеризует объём, занятый подвижным флюидом; она меньше открытой на объём остаточных флюидов. Величина пористости оценивается отношением объёма пор к объёму породы и выражается в процентах или в долях единицы.
Трещиноватость горных пород значительно повышает их фильтрационные свойства; ёмкость трещин 0,1-0,5%, в карбонатных породах за счёт растворения и выщелачивания существенно увеличивается — 1,5-2,5%.
Кавернозность — вторичная пустотность, образовавшаяся в растворимых карбонатных породах. По генезису и значимости для запасов выделяют унаследованную и вновь образованную кавернозность. Унаследованная кавернозность развивается в пористо- проницаемых разностях с благоприятной структурой пор; вновь образованная кавернозность — в первичноплотных породах (см.Карст, Кавернометрия).
Остаточная водонефтенасыщенность характеризует неизвлекаемую часть флюидов. Остаточные флюиды занимают в породе микропоры и снижают величину полезной ёмкости коллектора.
Количество и характер распределения остаточной (связанной, погребённой) воды зависит от сложности строения пористой среды, величины удельной поверхности, а также от поверхностных свойств породы (гидрофильности и гидрофобности). Количество остаточной воды в породах различного литологического состава изменяется от 5 до 70-100%. В песчано-алевритовых породах содержание остаточной воды увеличивается при наличии большой глинистости. Заполнение и вытеснение флюидов в пластах зависят от особенностей строения ёмкостного пространства горных пород (т.к. размер, форма, сообщаемость различных видов пустот предопределяют режим фильтрации жидкостей и газов), от степени проявления капиллярных сил, от характера распределения остаточных флюидов. Поровые каналы характеризуются преобладанием капиллярных сил над гравитационными, каверны — преобладающим воздействием гравитационных сил, в трещинах одновременно проявляется действие капиллярных и гравитационных сил. Проявление тех или других сил обусловливает величины эффективной пористости, проницаемости и сохранение части остаточной воды в коллекторах. Коллекторные свойства горных пород — важный количественный параметр для оценки запасов месторождений нефти, газа, водных ресурсов, для выбора режима эксплуатации месторождений.
Дата добавления: 2015-01-30; просмотров: 127 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |