Слайд 2

• Нефть - сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов.

Слайд 3

Главную часть нефти составляют три группы углеводородов – алканы, арены и нафтены

• В химическом отношении нефть – сложнейшая смесь углеводородов, подразделяющаяся на две группы – тяжелую и легкую нефть. Легкая нефть содержит примерно на два процента меньше углерода, чем тяжелая, зато соответственно, большее количество водорода и кислорода.

Слайд 4

• Алканы (углеводороды, насыщенные углеводороды, парафины) химически наиболее устойчивы. Их общая формула СnH(2n+2).

Слайд 5

• К нафтенам относят алициклические углеводороды состава CnH2n, CnH (2n-2) и CnH (2n-4). В нефти содержится преимущественно циклопентан С5Н10, циклогексан С6Н10 и их гомологи. Арены (ароматические углеводороды). Они значительно беднее водородом, соотношение углерод/водород в аренах самое высокое, намного выше, чем в нефти в целом.

Слайд 6

Ресурсы и месторождения нефти

• Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 миллиарда тонн. Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4 % расположено в странах Ближнего и Среднего Востока.

Слайд 7

• Кроме углеродной части в нефти имеются асфальто-смолистая составляющая, порфирины, сера и зольная часть.
• К неуглеводородным компонентам нефти относятся смолы и асфальтены, играющие очень важную роль в химической активности нефти

Слайд 8

• Можно добавить, что геологический сосед нефти – природный газ – тоже непростое по своему составу вещество. Больше всего – до 95% по объему – в этой смеси метана. Присутствуют также этан, пропан, бутаны и другие алканы. Более тщательный анализ позволил обнаружить в природном газе и небольшие количества гелия.

Слайд 9

• Использование природного газа началось давно, но осуществлялось поначалу лишь в местах его естественных выходов на поверхность. В Дагестане, Азербайджане, Иране и других восточных районах.

Слайд 10

• В течение многих столетий человек использовал такие подарки природы, но промышленным освоением эти случаи не назовешь. Лишь в середине 19 века природный газ становится технологическим топливом, и одним из первых примеров можно привести стекольное производство, организованное на базе месторождения Дагестанские огни.

Слайд 11

Применение

• Нефть и газ - уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и мн. др.

Посмотреть все слайды

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют: - порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; - сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу; - способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Сетка размещения скважин Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50 -х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷ 60)・ 104 м 2/скв.

Стадии разработки месторождений Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и техникоэкономических показателей. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн, жидкости Tдж и обводненности продукции n в при водонапорном режиме с выделением стадий разработки

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов); быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0, 6 ¸ 0, 8 от максимального; резким снижением пластового давления; небольшой обводненностью продукции n в (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 м. Па ・с и 35 % при повышенной вязкости); достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Kн (около 10%). Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Tдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года – при повышенной вязкости; ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %); отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти снижением добычи нефти (в среднем на 10¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости); темпом отбора нефти на конец стадии 1¸ 2, 5 %; уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; прогрессирующим обводнением продукции nв до 80¸ 85 % при среднем росте обводненности 7¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 м. Па・с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости; суммарным отбором жидкости 0, 5 - 0¸ 9 объема от балансовых запасов нефти. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет.

Четвертая стадия – завершающая малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Tдн (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Tдж (водонефтяные факторы достигают 0, 7 - 7 м 3/м 3); высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %); более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0, 4 ¸ 0, 7 от максимального, снижаясь иногда до 0, 1); отбором за период стадии 10 ¸ 20 % балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

Вид используемой энергии В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: -системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. системы разработки без поддержания пластового давления); -системы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи на расстоянии 100 -1000 м. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при небольшой ширине залежей (до 4- 5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более)

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1, 6 - 2 м 3 воды. Применяют в основном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более).

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи. Нормальный расход воды – 10 - 15 м 3 на 1 т нефти.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное разделение газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давление закачки обычно на 15- 20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности система разработки с закачкой газа в пласт значительно уступает заводнению, поэтому имеет ограниченное применение.

Способы эксплуатации скважин в России Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы: 1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; 2) компрессорный(газлифтный) - с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; 3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин Процесс поднятия газожидкостной смеси на поверхность может происходить: как за счет природной энергии Wп поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи. Уравнение энергетического баланса: W 1 + W 2 + W 3 = Wп + Wи, W 1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W 2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W 3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины; если Wи = 0 , то эксплуатация называется фонтанной; при Wи > 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Src="http://present5.com/presentation/62225307_92047586/image-16.jpg" alt="УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ PПЛ > Ρ × G × H. В большинстве случаев вместе"> УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ PПЛ > Ρ × G × H. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает. РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти. Поэтому перед освоением скважины оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин Освоение и пуск в работу фонтанных скважин осуществляется снижением давления на пласт путем: 1) последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор →вода → нефть); 2) использования азота или инертного газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией); 3) свабирования.

Фонтанная арматура 1 - колонная головка; 2 - трубная головка; 3 - фонтанная ёлка; 4 регулируемый штуцер; 5 пневмоуправляемая задвижка. комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины. Фонтанная арматура должна -выдерживать большое давление, -давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, -позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. Ф. a. включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд.

Kолонная головка, расположенная в ниж. части Ф. a. , служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентрич. или параллельном спуске их в скважину. Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Cостоит из запорных (задвижки, шаровые или конич. краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки). Mанифольд связывает Ф. a. c трубопроводами. Элементы Ф. a. соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутр. полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца (стальные). Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический c местным, дистанционным или автоматич. управлением. При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. . Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на Ф. a. устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Pабочее давление Ф. a. 7 -105 МПa, проходное сечение центр. запорного устройства 50 -150 мм. Ф. a. скважин морских м-ний c подводным устьем имеют спец. конструкции для дистанц. сборки и управления.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин При газлифтной эксплуатации недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный) Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, - скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, -песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают: -компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Принцип действия газлифта В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными. По направлению нагнетания газа - кольцевыми и

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т. п. а) однорядный подъемник кольцевой системы б) однорядный подъемник центральной системы. в) двухрядный подъемник кольцевой системы. г) двухрядным центральной системы. д) полуторарядный подъемник.

Достоинства газлифтного метода: · простота конструкции (в скважине нет насосов); · расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 т/сут.); · возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин. Недостатки газлифтного метода: большие капитальные затраты; низкий КПД; повышенный расход НКТ, особенно применении двухрядных подъемников; быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации. В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

ОСНОВНЫМИ ПОДОТРАСЛЯМИ, создающими целевую продукцию, являются ДОБЫЧА нефти и газа и их ПЕРЕРАБОТКА. 1.ПОИСКИ И РАЗВЕДКА нефти и газа Поиски и разведку новых месторождений Н. и Г. осуществляют как специализированные предприятия, так и подразделения нефтяных компаний (российских и зарубежных) 2.БУРЕНИЕ СКВАЖИН Бурение является связующим звеном между геологоразведкой и добычей. 3.ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Основная задача - в обеспечении нефтью и газом внутреннего рынка страны и экспортных поставок. 4.ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА Объемы производства нефте- и газоперерабатывающих заводов находятся в тесной взаимосвязи с объемами добычи Н. и Г. и определяют темпы развития друг друга. 5.ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ, ГАЗА И НЕФТЕПРОДУКТОВ. Подача газа потребителям осуществляется по системам магистральных газопроводов, которые объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ). ХРАНЕНИЕ ГАЗА возможно, главным образом, в ПХГ.

Слайд 42 из презентации «Нефтегазовое производство» к урокам экономики на тему «Газ»

Размеры: 960 х 720 пикселей, формат: jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке экономики, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как...». Скачать всю презентацию «Нефтегазовое производство.ppt» можно в zip-архиве размером 1256 КБ.

Скачать презентацию

Газ

«Газовая промышленность России» - Риски (неопределеннности) развития газовой отрасли России. Неопределенность экспортных ожиданий. Россия-Украина - долгосрочная надежность поставок. Прогнозная оценка развития газовой промышленности до 2030 года. ЭС-2030 в системе стратегических документов России. Неопределенность экспортных цен и контрактов.

«Нефтегазовое производство» - Фактическая экспортная цена. Планирование на предприятии. Удельный вес экспорта нефти. Мировой рынок нефти. Внутриотраслевая структура нефтяной и газовой промышленности. Статистические данные. Основные выводы. Россия. ТЭК. Средства производства. Оптовая цена. Проблемы. Запасы нефти в мире. Газпром.

«Нефтегазовая промышленность» - Ископаемое топливо. Потенциал геотермальной энергии. Использование энергии. Инженеры-нефтяники. Доля США в импорте природного газа. Традиционные источники природного газа. Основы разведки и добычи. Увеличение объемов глобального энергопотребления. Отрасль. Возобновляемые источники энергии. Трехмерное представление структуры Земли.

«Нефтяная и газовая промышленность» - Нефтяные и нефтегазовые месторождения. Комплексная область знаний. Разработка нефтяных месторождений - интенсивно развивающаяся область. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости. Уточненные проекты разработки. ЧНЗ - чисто нефтяная зона. Пластовые воды. Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа.

«Нефтегазовый комплекс России» - Роль природных ископаемых. Конец (нефтяной) истории. Динамика мировых цен на сырую нефть. Нефтяная отрасль. Беловоротничковая преступность. Уклонение от уплаты налогов. Динамика мировых цен. Экономическая безопасность нефтегазового комплекса России. Хищения нефтепродуктов. Исчерпание углеводородов. Природные ресурсы.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах,

относятся:

Напор контурной воды под действием ее массы – водонапорный режим ;

Напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды -

упруговодонапорный;

Давление газа газовой шапки - газонапорный (режим газовой шапки) ;

Упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа -

растворенного газа;

Сила тяжести нефти - гравитационный .

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод .

Соответственно различают режимы:

газовый

упруговодогазонапорный

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

ВНКк

ВНКтек

ВНКнач

изменение объема залежи в процессе:

1- интервалы перфорации; 2- нефть; 3-вода; 4- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач -начальное,

ВНКк – конечное;

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти.

Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания.

Это обеспечивается при следующих геологических условиях:

Больших размерах законтурной области;

Небольшой удаленности залежи от области питания,

Высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта- коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;

Отсутствии тектонических нарушений,

Низкой вязкости пластовой нефти;

При небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)

Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

Р пл

Р нас

Основной период разработки

q ж IV стадия

0,7 k извл.н

динамика основных показателей разработки: давление: Рпл –пластовое,

Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность

продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н -коэффициент извлечения

Тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта - относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления

обычно ограничивается площадью залежи;

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)

Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

Р пл

Р нас

Основной период разработки

q ж IV стадия

0,7 k извл.н

динамика основных показателей разработки: давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: q к –

нефти, q ж – жидкость ; В – обводненность

продукции; G – промысловый газовый фактор; k извл.н -коэффициент извлечения

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки:

Практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения

промыслового газового фактора;

Достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, - до 8-10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85-90% извлекаемых запасов нефти;

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти - до 0,6-0,7..

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости

При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)

Р пл

			Процесс вытеснения нефти водой из
				аналогичен		водонапорному
					вследствие менее
			благоприятных		геолого-физических
			условий доля неизвлекаемых запасов по
			сравнению с водонапорным режимом
	Р нас		несколько возрастает.

я и д а т с

III стадия

Динамика основных показателей

давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость;

В - обводненность продукции;

G - промысловый газовый фактор; kизвл. -коэффициент извлечения нефти

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)

Р пл

Динамика

показателей

разработки

упруговодонапорном

сходства с

динамикой водонапорного режима, и отличия от нее:

Отличия заключаются в следующем: при

упруговодонапорном режиме на

протяжении

Р нас

разработки

происходит

снижение пластового давления; по мере

расширения

снижения

давления

давления

постепенно замедляется, в результате отбор

жидкости при падении давления на 1 МПа во

k извл.н

времени постепенно возрастает.

Основной период

разработки

Основное сходство состоит в том, что на

Динамика основных

показателей

протяжении

разработки

давление: Рпл - пластовое, Рнас

промысловый

фактор остается

насыщение;

отборы: qк

постоянным

вследствие

превышения

нефти, qж – жидкость;

пластового

давления

давлением

В - обводненность продукции;

упруговодонапорная система имеет большие размеры

Р нас

Зависимость динамического пластового давления Рпл от накопленной добычи жидкости Qж с начала ее разработки.

Размеры законтурной области: 1-большие; 2-небольшие; 3- законтурная область практически отсутствует

Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

Зависимость, представленная линией 3, указывает на то, что добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной

области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

Добыча и транспорт природного газа Природные газы добываются из скважин чисто газовых месторождений, а также нефтяных месторождений попутно с нефтью и газоконденсатных месторождений Природные газы скапливаются в пористых пародах (пески, известняки и др.). Породы, способные вмещать и отдавать газ, называются газовыми коллекторами. Они имеют пористость не менее 35%. Газовые пласты сверху и снизу ограничены газонепроницаемыми породами, а затвором является вода. Наиболее простая форма газовой залежи, образована антиклинальными складками пород. Газ подземных пластах находится под значительным давлением. При его вскрытии скважиной он способен притекать (фонтанировать) к поверхности с огромной скоростью.

Добыча газа и нефти При добыче нефти и газа чаще всего применяют вра­щательное роторное и вращательное турбинное, а также электробурение При роторном бурении оборудование и инструмент для работы в забое собирают и спускают в скважину. бур-долото, служит для разрушения породы; массивная квадратная труба, служит для направления долота; бурильные грубы диаметром мм. Во время бурения вся система получает вращение от ротора. Долото разрушает породу на забое. Глинистый раствор, нагнетаемый мощными грязевыми насосами через пустотелые бурильные трубы, омывает забой и выносит выбуренную породу через затрубное пространство на поверхность

Принципиальная схема роторного бурения скважин 1 раствор в скважину; 2 глинистый раствор; 3 грязевой насос; 4 ротор; 5 гибкий шланг для глинистого раствора; б буровая вышка; 7 кран-блок; 8 талевый блок; 9 вертлюг; 10 квадратная труба; 11 лебедка; 12 двигатель; 13 невращающаяся труба; 14 бурильные трубы; 15 бур-долото

ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ Природные газы чисто газовых месторождений, содержат в своем составе в основном метан. Их осушают, освобождают от твердых частиц, а в случае содержания в них сероводорода его удаляют. Попутные нефтяные газы, и газы конденсатных месторождений разделяют на фракции. Фракции, состоящие из тяжелых углеводородов, отделяют от легких углеводородов. Осушают, удаляют сернистые соединения и твердые частицы. Получают «сухой» углеводородный газ, содержащий в основном метан и некоторое количество его гомологов.

Очистка газа от сероводорода. Очистка от сероводорода сухими способами основана на пропускании газа через твердые вещества (гашеную известь, гидрат оксида железа, активированный уголь), которые химически взаимодействуют с сернистыми соединениями или абсорбируют их на своей поверхности. Мокрые способы очистки основаны на промывке газа, содержащего сероводород, растворами различных веществ, взаимодействующих с ним. ра. Наиболее распространены мышьяка-щелочной и этаноламиновый способы. Аминосоединения, являющиеся слабым основанием, при взаимодействии. кислыми газами образуют нестойкие соединения, легко разлагающие­ся под действием сравнительно невысокой температуры (60 °С и выше). Поглощение сероводорода производится при температуре °С, а регенерация поглотительного раствора при температуре °С.

Очистка газа от сероводорода этаноламином. В нижнюю часть абсорбера подается подлежащий очистке газ. Навстречу ему подается раствор этаноламина. Очищенный газ отводится из верхней части абсорбера, а насыщенный сероводородом раствор из нижней его части направляется через теплообменник 4 в регенератор 7. В регенераторе насыщенный раствор нагревается посредством парового кипятильника 8 до температуры °С, при которой он кипит, и из него выделяется смесь сероводорода и паров воды. Сероводород и водяные пары охлаждаются до температуры °С в водяном холодильнике 5, из которого конденсат 6 возвращается в колонну, а сероводород выводится из ее верхней части. Регенерированный поглотительный раствор по выходе из регенератора 7 поступает в теплообменник 4, из которого насосом 3 через холодильник 2 вновь возвращается на поглощение сероводорода в абсорбер. Степень очистки газа от сероводорода описанным способом дости­гает 99 % и более.

Осушка горючих газов При передаче газа на дальние расстояния и при использовании его необходимым условием, обеспечивающим нормальную эксплуатацию газопроводов и сооружений на них, является отсутствие в транспортируемом газе водяных паров. Из многочисленных способов осушки газа наибольшее распространение получили абсорбционные способы. В качестве абсорбентов чаще всего применяют триэтиленгликоль и раствор хлористого кальция. Растворы этих веществ поглощают водяные пары, входящие в состав газа, а затем в выпарной колонне специальной установки отдают влагу в виде пара.

Принципиальная схема осушки газа абсорбционным способом 1 трубопровод для удаления раствора; 2 газопровод влажного газа; 3 абсорбер; 4 газопровод осушенного газа; 5 обратный трубопровод; 6 холодильник; 7 трубопровод насыщенного раствора; 8 уравнительная емкость; 9 трубопро­вод; 10 подогреватель; 11 теплообменник; 12 выпарная колонна; 13 тру­бопровод воды орошения; 14 кипятильник; 15 паропровод; 16 насос

Технология осушки газа Газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер 3, в нижней, скрубберной части его освобождается от капелек воды. Окончательная осушка газа происходит в средней, колпачковой части контактора 3, сверху которой навстречу газу подается раствор этиленгликоля. Этот раствор и поглощенные водяные пары выводятся из нижней колпачковой части контактора. Осушенный газ, пройдя верхнюю скрубберную часть, выходит из абсорбера по газопроводу 4. Насыщенный раствор этиленгликоля по трубопроводу 7 поступает в теплообменник 77 и подогреватель 10, затем в выпарную колонну (десорбер) 12 для регенерации, в которую по трубопроводу 13 подается вода орошения. При необходимости раствор из абсорбера 3 может выводиться по трубопроводу 7 из цикла. Регенерация раствора осуществляется путем его нагревания в кипятильнике 14. Водяные пары выводятся через паропровод 15. Освобожденный от воды поглотительный раствор проходит теплообменник 11 и по трубопроводу 9 насосом 16 подается через холодильник 6 и трубопровод 5 в абсорбер. Для пополнения потерь поглотительного раствора в системе имеется уравнительная емкость 8 с запасным раствором этиленгликоля. Расход диэтиленгликоля составляет 0,14...0,16 кг на 1000 м³ газа; осушка может производиться как при атмосферном, так и при повы­шенном давлении (до 15 МПа).

Одоризация газов. Углеводородные газы не имеют ни цвета, ни запаха, ни вкуса. Чтобы своевременно обнаружить утечку газа, ему искусственно придают запах, т.е. подвергают одоризации. Вещества, применяемые для искусственной одоризации газа, называются одорантами, а аппараты, в которых происходит одоризация - одоризаторами. Одорант должен отвечать ряду требований: запах одоранта должен быть резким и специфическим, т.е. отличаться от запахов жилых, и других помещений; одоранты и продукты их сгорания должны быть физиологически безвредными и не должны действовать на газопроводы, аппараты, приборы и обстановку помещений; одорант должен быть дешевым и недефицитным. В качестве одорантов наибольшее распространение получили органические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды и дисульфиды). В нашей стране используют С2Н5SH- этилмеркаптан. Содержание одоранта в газе должно быть таким, чтобы резкий предупредительный запах ощущался при концентрации газа в воздухе помещения не больше 1/5 нижнего предела взрываемости этого газа. В настоящее время установлены следующие среднегодовые нормы расхода одоранта этилмеркаптана, г, на 1000 м 3 природного газа: этилмеркаптана 16;

Капельная одоризационная установка В качестве расходной емкости. служит стальная труба, перио­дически заполняемая одорантом через штуцер 2. Для определения уровня одоранта в емкости и для грубого регулирования его расхода служит водомерное стекло 3. Более точную регулировку расхода одоранта осуществляют вентилем 4, наблюдая через стекло 5 и считая число капель. При необходимости полного спуска одоранта из трубы 1 пользуются краном 6. Установка соединяется. подземным газопроводом краном 7. Вследствие этого она легко может быть перенесена в другое место. Ручная регулировка спуска одоранта препятствует широкому применению капельных одоризационных установок такого типа

Работа барботажных одоризаторов Работа барботажных одоризаторов основана на том, что отводимый от основного газопровода газовый поток проходит не над поверхностью одоранта в резервуаре (как это происходит в испарительных одоризаторах), а барботирует через одорант, насыщаясь им, и вновь возвращается в основной газопровод. Такая барботажная установка снабжена рядом вентилей и диафрагмой, обеспечивающими регулирование степени одоризации

Принципиальная схема газотранспортной системы Ск скважины; Сеп сепараторы; ПГ промысловые газопроводы; ПГРС промысловая газорас­пределительная станция; МГ магистральный газопровод; ПКС промежуточная компрессорная станция; ЛЗА линейная запорная арматура; ГРС газораспределительная станция; ПХ подземное хранилище газа; ПП промежуточный потребитель

Магистральные газопроводы Длина магистральных газопроводов измеряется тысячами километров, поэтому без специальных установок по сжатию и повышению давления газа по газопроводам можно подавать относительно небольшое количество газа. Чтобы повысить производительность газопроводов, через каждые км на них строят компрессорные станции, которые повышают давление до 5, МПа. Давление 5,5 МПа применяется в ранее построенных газопроводах, 10 МПа во всех газопроводах, проложенных в последние 30 лет. Для повышения давления газа на компрессорных станциях устанавливают компрессоры с электроприводом или газотурбинные, в которых в качестве энергоносителя используется газ. Для возможности проведения ремонтов предусматривают установку линейной запорной арматуры на расстоянии не менее 25 км друг от друга. Магистральные газопроводы перед населенными пунктами закан­чиваются газораспределительными станциями (ГРС), после которых начинаются газовые сети городов.

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА Для покрытия сезонной неравномерности потребления газа используют подземные хранилища, в качестве которых используют истощенные газовые и нефтяные месторождения. Хранилища сооружают в подземных водоносных пластах пористых пород. Хоро­шим коллектором является пласт, имеющий пористость не менее 15 %. Во избежание потерь газа выбранный коллектор должен быть гер- метичным. Наибольшее значение имеют плотность и прочность кровли листа. Кровля, состоящая из плотных пластичных глин или крепких известняков и доломитов без трещин толщиной м обеспечивает должную герметичность, предотвращая утечку газа. Для облегчения закачки газа и его извлечения коллектор хранилища должен иметь достаточную проницаемость. Рабочая вместимость газохранилища определяется верхним и нижним пределами допустимых давлений. Максимально допустимое давление в подземном газохранилище зависит от глубины залегания пласта, плотности и прочности кровли и пород над хранилищем, геологических характеристик пласта и характеристик оборудования газохранилища. Для создания подземных газохранилищ в пластах водонапорных систем используют купола или антиклинали, т.е. складки, которые имеют понижение слоев во всех направлениях от свода. Пласты должны быть герметичными. Газ закачивают в центральную часть купола, он вытесняет воду в специально пробуренные разгрузочные скважины, ко­торые располагают в виде кольцевой батареи.