Разработка нефтяных и газовых месторождений. Презентация на тему "нефть и газ" Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Способы эксплуатации скважин

Тема 1.5. Разработка и добыча нефти и газа

ТЕМА 1.5. РАЗРАБОТКА И ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Разработка месторождений углеводородов.
Добыча нефти и газа.

Разработка нефтяного или газового месторождения это комплекс мероприятий, направленных на
обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою
скважин, предусматривающих с этой целью
определенный порядок размещения скважин на
площади, очередность их бурения и ввода в
эксплуатацию,
установление
и
поддержание
определенного режима их работы.

Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой
энергии, обуславливающего перемещение
нефти по пласту к скважинам, различают
пять основных режимов работы залежей:
жестководонапорный,
упруго- водонапорный,
газонапорный,
растворенного газа
гравитационный.

Жестконапорный режим

При
жестководонапорном
режиме (рис. 1 а)
источником энергии
является напор
краевых (или
подошвенных) вод. Ее
запасы постоянно
пополняются за счет
атмосферных осадков
и источников
поверхностных
водоемов.

Упруго-водонапорный режим

При упруговодонапорном
режиме основным
источником пластовой
энергии служат
упругие силы воды,
нефти и самих пород,
сжатых в недрах под
действием горного
давления

Газонапорный режим

При газонапорном
режиме (рис. 1 б)
источником энергии
для вытеснения
нефти является
давление газа,
сжатого в газовой
шапке. Чем ее
размер больше, тем
дольше снижается
давление в ней.

Режим растворенного газа

При режиме
растворенного газа (рис. 1
в) основным источником
пластовой энергии является
давление газа,
растворенного в нефти. По
мере понижения
пластового давления газ из
растворенного состояния
переходит в свободное.
Расширяясь пузырьки газа
выталкивают нефть к
забоям скважин.

Гравитационный режим

Гравитационный режим
(рис. 1 г) имеет место в тех
случаях, когда давление в
нефтяном пласте снизилось
до атмосферного, а
имеющаяся в нем нефть не
содержит растворенного
газа. При этом режиме
нефть стекает в скважину
под действием силы
тяжести, а оттуда она
откачивается
механизированным
способом.

Если в залежи нефти одновременно
действуют различные движущие силы, то
такой режим ее работы называется
смешанным.
При разработке газовых месторождений
гравитационный режим и режим
растворенного газа отсутствуют.

Методы повышения нефтеотдачи и производительности скважин.

Для повышения эффективности естественных
режимов работы залежи применяются различные
искусственные методы воздействия на нефтяные
пласты и призабойную зону. Их можно разделить
на три группы:
методы поддержания пластового давления
(заводнение, закачка газа в газовую шапку
пласта);
методы, повышающие проницаемость пласта и
призабойной зоны (солянокислотные обработки
призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и
др.);
методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи
пластов

Методы поддержания пластового давления

Искусственное поддержание
пластового давления достигается
методами:
законтурного,
приконтурного и
внутриконтурного заводнения,
закачкой газа в газовую шапку пласта.

Рис. 2 Схема законтурного заводнения
Метод
законтурного
заводнения
применяют при разработке
сравнительно небольших по
размерам
залежей.
Он
заключается в закачке воды в
пласт через нагнетательные
скважины, размещаемые за
внешним
контуром
нефтеносности на расстоянии
100м
и
более.
Эксплуатационные скважины
располагаются внутри контура
нефтеносности параллельно
контуру.

Метод
приконтурного
заводнения применяют на
месторождениях с низкой
проницаемостью
продуктивных пластов в
части, заполненной водой.
Поэтому
нагнетательные
скважины располагают либо
вблизи
контура
нефтеносности,
либо
непосредственно на нем.

Метод приконтурного заводнения

Метод внутриконтурного заводнения

Метод внутриконтурного
заводнения применяется для
интенсификации разработки
нефтяной залежи, занимающей
значительную площадь.
Сущность этого метода
заключается в искусственном
«разрезании» месторождения на
отдельные участки, для каждого из
которых осуществляется нечто
подобное законтурному
заводнению.
При этом искусственно создается
жестководонапорный режим
работы залежи.
.

Метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта

Для поддержания пластового
давления применяют данный
метод для поддержания
пластового давления В этих
целях используют нефтяной газ,
отделенный от уже добытой
нефти.
В качестве нагнетательных в
этом случае используют
отработавшие нефтяные
скважины или бурят
специальные скважины.
Как видно, при закачке газа в
газовую шапку искусственно
создается газонапорный режим

Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

По мере разработки залежи приток нефти и газа
в скважину постепенно уменьшается. Причина
этого заключается в «засорении» призабойной
зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими
частицами породы, тяжелыми смолистыми
остатками нефти, солями, выпадающими из
пластовой воды, отложениями парафина,
гидратами (в газовых пластах) и т.д. Для
увеличения проницаемости пласта и
призабойной зоны применяют механические,
химические и физические методы.

Механические методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

К механическим методам относятся
гидравлический
разрыв
пласта
(ГРП),
гидропескоструйная
перфорация
(ГПП)
и
торпедирование скважин.

а - пласт перед
воздействием;
б - пласт после
гидроразрыва;
1 - обсадная труба;
2 - ствол скважины;
3 - насоснокомпрессорные трубы;
4 - трещины в породе,
образовавшиеся после
гидроразрыва
Гидроразрыв пласта (рис. б) производится путем закачки в него под
давлением до 60 МПа нефти, пресной пли минерализованной воды,
нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей.
В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже
существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее
закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые
шарики, скорлупу грецкого ореха.
Применение гидроразрыва позволяет увеличить дебит нефтяных
скважин в 2...3 раза.

0,9 мм/с.

Торпедированием называется
воздействие на призабойную зону пласта
взрывом. Для этого в скважине напротив
продуктивного пласта помещают
соответствующий заряд взрывчатого
вещества (тротил, гексоген,
нитроглицерин, динамиты) и подрывают
его. При взрыве торпеды образуется
мощная ударная волна, которая проходит
через скважинную жидкость, достигает
стенок эксплуатационной колонны,
наносит сильный удар и вызывает
растрескивание отложений (солей,
парафина и др.). В дальнейшем пульсация
газового пузыря, образовавшегося из
продуктов взрыва, обеспечивает вынос
разрушенного осадка из каналов.

Химические методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

К химическим методам воздействия на
призабойную зону относятся обработки
кислотами, ПАВ (поверхностноактивные вещества), химреагентами и
органическими растворителями.

Гидропескоструйная перфорация - это процесс создания отверстий в
стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе
для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет
энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок
специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с
содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с расходом
3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет
200...260 м/с, а перепад давления - 18...22 МПа. При данных условиях
скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до
0,9 мм/с.

а - пласт перед
воздействием;
в - пласт (призабойная
зона) после кислотной
обработки.
1 - обсадная труба;
2 - ствол скважины;
5 - порода,
проницаемость которой
увеличена в результате
кислотной обработки
Кислотные обработки (рис. в) осуществляются соляной, плавиковой,
уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НС18...15 %-ной
концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты),
слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие
частицы
Полученные в результате реакции хлористый кальций СаCl2 и хлористый
магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с
продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Физические методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

К физическим методам воздействия на призабойную зону
относятся тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и
асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую
нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое
воздействие, а также высокочастотную
электромагнитоакустическую обработку.
При вибровоздействии призабойная зона пласта
подвергается обработке пульсирующим давлением.
Благодаря наличию жидкости в порах породы
обрабатываемого пласта, по нему распространяются как
искусственно создаваемые колебания, так и отраженные
волны. Путем подбора частоты колебания давления можно
добиться резонанса обоих видов воли, в результате чего
возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится
проницаемость пласта.

Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

Для повышения нефтеотдачи применяются
следующие способы:
вытеснение нефти растворами полимеров;
закачка в пласт углекислоты;
закачка в пласт воды, обработанной ПАВ; "
нагнетание в пласт теплоносителя;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти из пласта
растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды,
обработанной ПАВ, снижается
поверхностное натяжение на границе нефть-
вода, что способствует дроблению глобул
нефти и образованию маловязкой эмульсии
типа «нефть в воде», для перемещения
которой необходимы меньшие перепады
давления. Одновременно резко снижается и
поверхностное натяжение на границе нефти
с породой, благодаря чему она более полно
вытесняется из пор и смывается с
поверхности породы.

Вытеснение нефти растворами полимеров,
т.е. водой с искусственно повышенной
вязкостью, создает условия для более
равномерного продвижения водонефтяно- го
контакта и повышения конечной нефтеотдачи
пласта.
Для загущения воды применяют различные
водорастворимые полимеры, из которых
наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли
полиакриламиды (IIAA). Они хорошо
растворяются в воде и уже при концентрациях
0,01...0,05 % придают ей вязкоупругие
свойства.

При закачке в пласт углекислоты происходит
ее растворение в нефти, что сопровождается
уменьшением вязкости последней и со-
ответствующим увеличением притока к
эксплуатационной скважине
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей
воды или пара с температурой до 400 °С)
позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует
растворению в нефти выпавших из нее
асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения (рис. 6)
заключается в том, что после зажигания тем
или иным способом нефти у забоя
нагнетательной (зажигательной) скважины в
пласте создается движущийся очаг горения за
счет постоянного нагнетания с поверхности
воздуха или смеси воздуха с природным
газом. Образующиеся впереди фронта
горения пары нефти, а также нагретая нефть с
пониженной
вязкостью
движутся
к
эксплуатационным скважинам и извлекаются
через них на поверхность.

Рис. 6. Схема внутрипластового очага горения: 1 нагнетательная (зажигательная) скважина; 2 - глубинный
нагнетатель; 3 - выгоревшая часть пласта; 4 - очаг
горения; 5 - обрабатываемая часть пласта (движение
нефти, газов, паров воды); 6 - эксплуатационная
скважина

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Способы эксплуатации скважин

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

Рис.7.Устройство скважины для
фонтанной добычи нефти
1- эксплуатационная колонна;
2- насосно-компрессорные
трубы; 3- башмак; 4 - фланец;
5- фонтанная арматура;
6- штуцер
Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В э
случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насос
компрессорным
трубам
за
счет
пластовой
энергии.
Услови
фонтанирования является превышение пластового давления
гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Рис.8 Устройство скважины для
компрессорной добычи
нефти
обсадная труба; 2- подъемная
труба; 3- воздушная труба.
Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, пр
котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжаты
газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Для уменьшения капиталовложений там,
где возможно, в нефтяную скважину
подают под давлением без
дополнительной компрессии газ из
газовых пластов. Такой способ называют
бескомпрессорным лифтом.

1 - газовая скважина высокого давления; 2,4,8 - газовый сепаратор;
3 - теплообменник; 5 - газораспределительная батарея;
6 - газлифтная скважина; 7 - газонефтяной сепаратор;
9 - компрессорная станция
I - газ высокого давления из газовой скважины; II - продукция газлифтной
скважины; III - нефть; IV - газ низкого давления, содержащий капельную
нефть; V - газ низкого давления, очищенный от нефти; VI - сжатый газ в
систему промыслового сбора; VII - газ высокого давления после
компрессорной станции

При насосном способе эксплуатации
подъем нефти из скважин на поверхность
осуществляется штанговыми и
бесштанговыми насосами.

Кроме штанговых и глубинных насосов в
практике добычи широко используются и
погружные электроцентробежные насосы.
Они спускаются в скважину на насоснокомпрессорных трубах вместе с
электродвигателем, энергия к которому
подается по специальному, бронированному
кабелю, закрепленному на внешней стороне
лифтовых труб. На рисунке видно, как в
разрезе месторождения работают скважины с
погружным электроцентробежным насосом и
скважина, работающая на самоизлив, т.е.
фонтанным способом.

Рис.11. Схема добычи
нефти с помощью
штангового насоса:
1 - всасывающий
клапан;
2 - нагнетательный
клапан;
3 - штанга; 4 - тройник;
5 - устьевой сальник;
6 - балансир станка качалки;
7 - кривошипно шатунный механизм;
8-электродвигатель;
9-головка балансира;
10-насосные трубы

Схема установки в скважине погружного
электроцентробежного насоса (ЭЦН)
1 - центробежный
многоступенчатый насос;
2 - погружной
электродвигатель;
3- подъемные трубы; 4 обратный клапан; 5 устьевая арматура
Для электродвигателя
используется бронированный
кабель и источник
электропитания.

Погружные винтовые насосы стали
применяться на практике сравнительно
недавно. Винтовой насос - это насос
объемного действия, подача которого
прямопропорциональна частоте вращения
специального винта (или винтов). При
вращении винт и его обойма образуют по
всей длине ряд замкнутых полостей,
которые передвигаются от приема насоса к
его выкиду. Вместе с ними перемещается и
откачиваемая жидкость.

Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту.

В настоящее время известны следующие
системы промыслового сбора:
самотечная двухтрубная,
высоконапорная однотрубная
и напорная.

Рис.13.Принципиальная схема самотечной двухтрубной
системы сбора:
1.-скважины;2-сепаратор;3-регулятор давления «до
себя»; 4-газопровод;5-сепаратор 2-ступени; 6-резервуар; 7насос; 8-нефтепровод; УКПН-участковый сборный пункт;
ЦСП-центральный сборный пункт.

Рис.14.Принципиальная схема высоконапорной
однотрубной системы сбора:
1- скважины; 2- нефтегазопровод; 3 – сепаратор 1-ой
ступени;
4 – сепаратор 2-ой ступени; 5 –регулятор давления; 6резервуары.

Рис.15 Принципиальная схема напорной системы сбора:
1-скважины; 2-сепаратор 1-ой ступени; 3- регулятор
давления типа «до себя»; 4- газопровод; 5 – насосы;
6 – нефтепровод; 7 – сепаратор 2-ой ступени; 8- резервуар;
ДНС- дожимная насосная станция

Система, изображенная на рис. 16 а, отличается от
традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором
первой ступени в поток вводят реагёнт деэмульгатор,
разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет
отделить основное количество воды от продукции
скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте
установка комплексной подготовки нефти расположена
перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что
нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую
вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды
от нее.
Особенностью схемы, изображенной на рис. 16 б, является
то, что установка комплексной подготовки нефти
перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой
размещается УКПН, называется комплексным сборным
пунктом.

Рис.16. Принципиальные схемы современных систем сбора:
а)
- с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;
б)
- с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;
1-скважины; 2-сепаратор 1-ой ступени; 3- регулятор давления типа «до себя
4- газопровод; 5 – насосы;
6 – нефтепровод; 7 – сепаратор 2-ой ступени; 8- резервуар; ДНС- дожимная

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.

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.

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.