Материал: Отчёт по учебной практике - 1 КУРС(ЭМФ)

• малосернистые;

• сернистые;

• высокосернистые.

Малосернистая нефть содержит <0,5 % серы, при этом бензиновая и реактивно-топливная фракции - < 0,1 %, а дизельная - < 0,2 %, однако, если в одном или нескольких дистиллятных топливах содержание серы выше, то эту нефть относят к сернистым. Сернистая нефть содержит < 2 % серы, при этом бензиновая фракция - < 0,1 %, реактивно-топливная - < 0,25 %, а дизельная - < 1 %, также, если в одном или нескольких дистиллятных топливах содержание серы выше, то эту нефть относят к высокосернистым. Высокосернистая нефть содержит > 2 % серы, при этом бензиновая фракция - > 0,1 %, реактивно-топливная - > 0,25 %, а дизельная - > 1 %, если в одном или нескольких дистиллятных топливах содержание серы ниже, то эту нефть относят к сернистым. [5,17]

Основные физические свойства нефти:

• Вязкость -важнейшее технологическое свойство нефти, определяющее ее подвижность в пластовых условиях для добычи или при транспортировке по магистральным нефтепроводам (МНП).

Динамическая вязкость η - это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости при заданной температуре. Единица измерения динамической вязкости паскаль-секунда - Па*с, на практике используют обычно мПа*с.

Кинематическая вязкость ν - это отношение динамической вязкости жидкости к плотности при той же температуре: ν=η/ρ. Единица кинематической вязкости м²/с, на практике используют обычно мм²/с. Сущность метода определения кинематической вязкости заключается в замене постоянного давления (внешней силы) давлением столба жидкости, равным произведению высоты столба жидкости, плотности жидкости и ускорения силы тяжести.

Величина вязкости учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и др.

Разработка залежей нефти девона так же, как и залежей карбона, связана с двухстадийным внедрением системы поддержания пластового давления: на первом этапе - законтурного, на втором - разрезания залежей на блоки. Основными продуктивными пластами являются ДО и ДШ, залежи нефти пластов Д1, ДШ и Д1У рассматривались вначале как возвратные объекты разработки.

Условия залегания пластов и физические свойства нефти девона и карбона заметно отличаются друг от друга. Наиболее отличаются от средней нефти девона. Они имеют большие газосодержание, усадку, коэффициент растворимости газа и меньшие плотность и вязкость.

При отсутствии в песке остаточной воды для нефти девона и карбона капиллярное впитывание может иметь место только при добавлении к воде определенных ПАВ, в частности ОП-10. Поэтому применение ОП-10 как добавки к воде для увеличения коэффициента охвата пласта водой наиболее целесообразно.

При отсутствии остаточной воды в песке, насыщенном нефтью девонаили карбона, капиллярного впитывания дистиллированной воды и пластовых вод не происходит.

Попутные нефтяные газы. Они растворены под давлением в нефти. При ее извлечении на поверхность давление падает, и растворимость уменьшается, в результате чего газы выделяются из нефти. Попутные газы содержат метан и его гомологи, а также негорючие газы - азот, аргон и углекислый газ. Попутные газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах. Из них получают метан, этан, пропан, бутан и газовый бензин, содержащий углеводороды с числом атомов углерода 5 и больше. Этан и пропан подвергают дегидрированию и получают непредельные углеводороды - этилен и пропилен. Смесь пропана и бутана (сжиженный газ) применяют как бытовое топливо. Газовый бензин добавляют к обычному бензину для ускорения его воспламенения при запуске ДВС. [7]

Нефть и газ скапливаются в участках земной коры (“ловушках”), где физические и геологические условия благоприятствуют длительному сохранению. В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над нефтью, образуя газовую “шапку”. Состав свободных газов, находящихся непосредственно над нефтью или мигрировавших в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти.

Состав газов нефтяных попутных, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и той же нефтяной скважины.

Состав газов сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как сероводород и углекислый газ. [3,9]

Природный газ – полезное ископаемое, представляющее собой смесь газообразных углеводородов природного происхождения, состоящую главным образом из метана и примесей других алканов. Иногда в составе также присутствует некоторое количество углекислого газа, азота, сероводорода и гелия.

Вследствие своего состава природный газ представляет собой чрезвычайно ценное сырье, из которого выделяют отдельные компоненты или более простые смеси. [3]

Месторождения природного газа.

В природе газ может находиться в следующих формах:

• Газовые залежи в пластах некоторых горных пород. Залежи газообразных углеводородов как правило сосредоточены на глубине от 1000 м. Вопреки распространенному мнению, газ в таких залежах находится не в объемных пустотах, а преимущественно в мелких трещинах, микроскопических порах и каналах горных пород, например, песчаника. В составе такого газа преобладают низшие алканы: метан и этан. Крупнейшие запасы природного газа сосредоточены в России (Уренгойское месторождение), большинстве стран Персидского залива, США и Канаде. [2]

• Газовые шапки над нефтью и растворенный в нефти газ. Такие газообразные скопления называют Попутный нефтяной газ (ПНГ). В отличие «традиционного» природного газа, ПНГ в своем составе помимо метана и этана содержит значительное количество пропана, бутана и других более тяжелых углеводородов.

• Газогидратные залежи. Газовые гидраты – это кристаллические соединения, которые образованы путем растворения газообразных углевоородов в пластовой воде при определенных термодинамических условиях – высоких давлениях и относительно низких температурах. 1 объем воды при переходе в гидратное состояние связывает до 220 объемов газа. Такая форма накопления природного газа была открыта во второй половине 20-го века. Газогидратные залежи находятся преимущественно в районах распространения многолетней мерзлоты, а также на относительно небольшой глубине под океанических дном. [3]

Доказано, что большое количество углеводородов находится в мантии Земли, но в настоящее время, ввиду технической недоступности, они не представляют практического интереса.

Помимо залежей газа в недрах планеты, необходимо упомянуть, что углеводороды встречаются и в космосе. В частности, метан является третьим по распространенности газом во Вселенной после водорода и гелия. В форме метанового льда он входит в структуру планет и других космических тел. Однако такие образования не относят к залежам природного газа и при настоящем уровне развития технологий не могут быть извлечены. [5]

Химический состав природного газа. Основным компонентом природного газа является метан ( ) – его содержание варьируется в диапазоне 70 - 98% рисунок 1.

Рисунок 1- Химический состав природного газа.

Кроме него в состав могут входить более тяжелые насыщенные углеводороды – гомологи метана:

2.Технология добычи нефти

Рассмотрим схему сбора и подготовки нефти и газа. Она представляет собой весь путь, который нефть проходит от добычи до продажи. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод. Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. [8] На рисунке 2 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Рисунок 2 – Схема сбора и подготовки нефти и газа.

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С ГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС). На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. [8]

Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку. Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы: сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз; обезвоживание продукции; обессоливание; стабилизация нефти. На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду.[1,10] Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды. Нефть с содержанием воды> 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т.

Нагрев в печах производится до 45-50 , после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Для подготовки нефти используют следующее оборудование: - сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. [9] Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт; печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду; блок нагрева БН - предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания. Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду. [4] Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76.

• этан

• пропан

• бутан

Помимо углеводородной составляющей, природный газ может содержать неорганические газообразные соединения:

• водород

• сероводород

• углекислый

• газ

• азот

• инертные газы (преимущественно гелий) [1]

Физические свойства природного газа. Вследствие своего состава природный газ горюч. Чистый газ горит голубым пламенем, поэтому его иногда называют «голубым топливом». Примеси же могут окрашивать пламя в различные цвета. Также пламя начинает желтить при недостатке кислорода, что приводит к неполному сгоранию газа и образованию копоти и угарного газа.

Смесь с воздухом в диапазоне концентраций от 4,4 до 17% взрывоопасна. Поэтому важно контролировать содержание газа в окружающей атмосфере, а также вовремя принимать соответствующие меры в случае его утечки.

Природный газ бесцветен и не имеет запаха, за исключением случаев повышенного содержания в его составе сероводорода. В связи с этим, для облегчения обнаружения утечек газа, к нему в небольших концентрациях добавляют специальные одоранты – вещества с резким неприятным запахом. В качестве одорантов преимущественно используются серосодержащие соединения, например, тиолы (меркаптаны). Стандартная концентрация таких добавок составляет 16 г на 1000 м3. Однако человек способен уловить присутствие одного из самых распространенных одорантов – этилмеркаптана, даже при его концентрации в воздухе 2*10-6 % по объему. [3]

Для эффективной разработки и разведки месторождений нефти современными компаниями используются разнообразные технические решения. А добывающие нефтяные скважины представляют собой их неотъемлемый элемент. Она выглядит как цилиндрический стол, выбуренный в пластах земли и горной породы, что позволяет человеку получить доступ внутрь. Главная задача добывающей нефтяной скважины – это:

• открытие доступа к месторождению нефти;

• подача нефти в хранилища;

• ликвидация остатков горных пород.

Классическая нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, диаметр которой может достигать 4 метров. Ее предназначение – это нефтедобыча.

Сооружаются добывающие нефтяные установки посредством последовательного бурения земляных и горных пород с использованием долот и станков, а также прочих вспомогательных механизмов. Разбуренный материал и остатки земли и горных пластов при этом удаляются, а стенки укрепляются от размытия и разрушения. Степень укрепления будет зависеть от характера горной породы. Процедура добычи нефти может реализовываться несколькими способами, наиболее распространенные из которых – фонтанирование (при избыточном давлении в скважине) либо посредством нагнетательных установок. [18]

В строении конструкции добывающей скважины стандартного типа учитывают:

• устье добывающей скважины;

• ствол скважины;

• конец или забой.

Нагнетательная скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт месторождения нефти и газа с целью поддержания пластового давления.

В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом, обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.

На большинстве месторождений поддержание пластового давления обеспечивается путем нагнетания воды в скважины с законтурным или внутриконтурным их расположением.

Отбор из скважин нагнетательного ряда, предназначенных к освоению, осуществляется до тех пор, пока они не будут обводняться пресной водой, нагнетаемой в соседние, уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины.

Такая последовательность освоения скважин позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин.

Нагнетательные скважины используются:

• при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;

• для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

• при подземном хранении газа,

• разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.

Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др. [3]

Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта).

Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости – применением пакеров.

Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин – приемистость скважины.

Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами и тд. [14]

Автоматические групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления. Автоматические групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а также блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.