Le développement des gisements minéraux est un système de mesures organisationnelles et techniques pour l'extraction des minéraux du sous-sol. Le système de développement des champs et gisements pétroliers est compris comme une forme d'organisation du mouvement du pétrole en couches vers les puits de production. Le système de développement du champ pétrolier est déterminé par : - la procédure de mise en développement des installations opérationnelles d'un champ multicouche ; - les grilles de placement des puits sur les sites, le rythme et l'ordre de leur mise en service ; - les moyens de réguler l'équilibre et l'utilisation de l'énergie du réservoir.
Grille de placement des puits La grille de puits est la nature de la disposition relative des puits de production et d'injection dans une installation opérationnelle, indiquant les distances entre eux (densité de la grille). Les puits sont situés sur une grille uniforme et une grille inégale (principalement en rangées). Les mailles ont une forme carrée, triangulaire et polygonale. La densité des puits fait référence au rapport entre la superficie pétrolifère et le nombre de puits producteurs. La densité du maillage est déterminée en tenant compte de conditions spécifiques. Depuis la fin des années 50, les champs sont exploités avec une densité de grille de (30÷60)・104 m2/puits.
Étapes de développement du champ Une étape est une période du processus de développement, caractérisée par un certain changement naturel des indicateurs technologiques, techniques et économiques. Dynamique typique du taux de production de pétrole Tdn, du liquide Tj et de la coupe d'eau des produits n en mode sous pression d'eau, mettant en évidence les étapes de développement
La première étape est le développement d'une installation opérationnelle avec une augmentation intensive de la production pétrolière jusqu'au niveau maximum spécifié (l'augmentation est d'environ 1 ¸ 2 % par an des réserves d'équilibre) ; augmentation rapide du stock de puits existant à 0,6 ¸ 0,8 par rapport au maximum ; une forte diminution de la pression du réservoir ; faible coupe d'eau des produits n in (la coupe d'eau des produits atteint 3 ¸ 4 % avec une viscosité d'huile ne dépassant pas 5 m. Pa ・s et 35 % avec une viscosité accrue) ; atteint le facteur actuel de récupération du pétrole Kn (environ 10 %). La durée de l'étape dépend de la valeur industrielle du gisement et est de 4 à 5 ans ; la fin de l'étape est considérée comme le point d'inflexion brutale de la courbe du taux de production pétrolière Tdn (le rapport de la production annuelle moyenne de pétrole à ses réserves de solde).
La deuxième étape consiste à maintenir un niveau élevé de production de pétrole avec un niveau de production de pétrole élevé plus ou moins stable (le taux maximum de production de pétrole est compris entre 3 ¸ 17 %) pendant 3 ¸ 7 ans ou plus pour les champs contenant des huiles à faible viscosité. et 1 ¸ 2 ans pour les champs contenant des huiles à haute viscosité. une augmentation du nombre de puits, en règle générale, jusqu'au maximum grâce au fonds de réserve ; une augmentation de la coupe d'eau du produit nв (l'augmentation annuelle de la coupe d'eau est de 2 ¸ 3 % avec une faible viscosité d'huile et de 7 % ou plus avec une viscosité élevée ; à la fin de l'étape la coupe d'eau varie de plusieurs à 65 % ); la fermeture d'un petit nombre de puits en raison de l'arrosage et le transfert d'un grand nombre d'entre eux vers la production pétrolière mécanisée ; le facteur de récupération d'huile actuel Kn, s'élevant à 30 ¸ 50 % à la fin de l'étape.
La troisième étape est une diminution significative de la production pétrolière par une diminution de la production pétrolière (en moyenne de 10 à 20 % par an pour les huiles à faible viscosité et de 3 à 10 % pour les huiles à haute viscosité) ; taux de soutirage d'huile à la fin de l'étape 1¸ 2,5% ; une diminution du stock de puits en raison de l'arrêt dû à l'arrosage de la production, et le transfert de la quasi-totalité du stock de puits vers le mode de production mécanisé ; réduction progressive de l'eau des produits jusqu'à 80-85% avec une augmentation moyenne de la réduction d'eau de 7-8% par an, et avec une plus grande intensité pour les champs contenant des huiles à haute viscosité ; augmenter les facteurs actuels de récupération du pétrole Kn à la fin de l'étape à 50 ¸ 60 % pour les champs avec une viscosité du pétrole ne dépassant pas 5 m Pa・s et jusqu'à 20 ¸ 30 % pour les champs avec des pétroles à haute viscosité ; retrait total de liquide de 0,5 à 0¸ 9 volumes des réserves de pétrole restantes. Cette étape est la plus difficile et la plus complexe de tout le processus de développement, sa tâche principale est de ralentir le rythme du déclin de la production pétrolière. La durée de l'étape dépend de la durée des étapes précédentes et varie de 5 à 10 ans ou plus.
La quatrième étape est la dernière étape avec des taux de prélèvement de pétrole faibles et décroissants lentement (en moyenne environ 1 %) ; taux élevés de soutirage de liquide Tj (les facteurs eau-huile atteignent 0,7 - 7 m3/m3) ; coupe d'eau élevée et augmentant lentement des produits (la croissance annuelle est d'environ 1 %) ; une diminution plus forte qu'au troisième stade du stock de puits en exploitation due à l'arrosage (le stock de puits est d'environ 0,4 ¸ 0,7 du maximum, diminuant parfois jusqu'à 0,1) ; sélection au cours de l’étape de 10 ¸ 20% des réserves pétrolières du bilan. La durée de la quatrième étape est comparable à la durée de toute la période précédente de développement du gisement, s'élève à 15-20 ans ou plus et est déterminée par la limite de rentabilité économique, c'est-à-dire le débit minimum auquel l'exploitation du gisement les puits sont toujours rentables. La limite de rentabilité se situe généralement lorsque la réduction de l'eau du produit est d'environ 98 %.
Type d'énergie utilisée Selon le type d'énergie utilisée pour déplacer le pétrole, il existe : - des systèmes de développement de gisements pétroliers dans des conditions naturelles, lorsque seule l'énergie naturelle du réservoir est utilisée (c'est-à-dire des systèmes de développement sans maintenir la pression du réservoir) ; -systèmes de développement avec maintien de la pression du réservoir, lorsque des méthodes sont utilisées pour réguler l'équilibre énergétique du réservoir en le reconstituant artificiellement.
Placement des puits de production et d'injection dans le champ Lors de l'inondation du contour, l'eau est pompée dans la formation à travers des puits d'injection situés à l'extérieur du contour pétrolifère externe le long du périmètre du gisement à une distance de 100 à 1 000 m. Les puits de production sont situés à l'intérieur le contour pétrolifère en rangées parallèles au contour. Le volume total de liquide soutiré est égal à la quantité d’eau injectée dans le réservoir. Il est utilisé sur des sites avec des formations productives finement divisées en épaisseur, ayant une conductivité hydraulique relativement élevée et avec une faible largeur de dépôts (jusqu'à 4-5 km, et avec la structure de strates la plus favorable, encore plus)
Placement des puits de production et d'injection sur le terrain Dans les grands champs, l'inondation intra-circuit est utilisée - coupant les rangées d'injection en blocs de production séparés. Pour 1 tonne de pétrole extrait, il faut injecter 1,6 à 2 m3 d’eau. Ils sont principalement utilisés sur les sites comportant de grandes zones pétrolifères (centaines de kilomètres carrés ou plus).
Placement de puits de production et d'injection sur le terrain L'inondation de zone est utilisée comme méthode secondaire de production de pétrole lors du développement de gisements de pétrole en modes sans pression, lorsque les réserves d'énergie du réservoir sont en grande partie consommées et qu'il y a une quantité importante de pétrole dans le sous-sol. L'eau est pompée dans le réservoir via un système de puits d'injection répartis uniformément dans tout le réservoir. La consommation normale d'eau est de 10 à 15 m 3 pour 1 tonne de pétrole.
Les systèmes de développement avec injection de gaz dans le réservoir peuvent être utilisés selon deux options principales : injection de gaz dans les parties surélevées du réservoir (dans le bouchon d'essence), injection de gaz de zone. Une injection de gaz réussie n'est possible qu'à des angles d'inclinaison significatifs de formations homogènes (la séparation gravitationnelle du gaz et du pétrole est améliorée), une faible pression du réservoir (la pression d'injection est généralement 15 à 20 % supérieure à la pression du réservoir), des valeurs proches de la pression du réservoir et la pression de saturation du pétrole avec du gaz, ou la présence d'un bouchon de gaz naturel, pétrole à faible viscosité. En termes d'efficacité économique, le système de développement avec injection de gaz dans le réservoir est nettement inférieur à l'injection d'eau et a donc une application limitée.
Méthodes d'exploitation des puits en Russie Toutes les méthodes connues d'exploitation des puits sont divisées dans les groupes suivants : 1) écoulement, lorsque le pétrole est extrait des puits par auto-écoulement ; 2) compresseur (gas lift) - utilisant l'énergie du gaz comprimé introduit dans le puits depuis l'extérieur ; 3) pompage - extraction du pétrole à l'aide de différents types de pompes. Le choix de la méthode d'exploitation des puits de pétrole dépend de l'ampleur de la pression du réservoir et de la profondeur de la formation.
Exploitation fluide des puits de pétrole Le processus de remontée d'un mélange gaz-liquide à la surface peut se produire : à la fois en raison de l'énergie naturelle Wп du liquide et du gaz arrivant au fond du puits, et en raison de l'énergie Wу introduite dans le puits depuis la surface. Équation du bilan énergétique : W 1 + W 2 + W 3 = Wп + Wи, W 1 – énergie pour soulever le liquide et le gaz du fond jusqu'à la tête du puits ; W 2 – énergie consommée par le mélange gaz-liquide lors du déplacement dans l'équipement de tête de puits ; W 3 – énergie emportée par un flux de liquide et de gaz au-delà de la tête de puits ; si Wi = 0, alors l'opération est appelée fontaine ; lorsque Wi > 0, l’opération est appelée production pétrolière mécanisée.
Src="http://present5.com/presentation/62225307_92047586/image-16.jpg" alt="(!LANG : CONDITION D'ÉCOULEMENT PPL > Ρ × G × H. Dans la plupart des cas, ensemble"> 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.!}
Développement et mise en service de puits coulants Le développement et la mise en service de puits coulants s'effectuent en réduisant la pression sur la formation en : 1) remplaçant séquentiellement la solution d'argile dans le puits par un liquide et un mélange gaz-liquide de plus faible densité (solution d'argile → eau → huile) ; 2) l'utilisation d'azote ou de gaz inerte (en déplaçant une partie du liquide du puits, en l'aérant) ; 3) écouvillonnage.
Accessoires pour sapin de Noël 1 - tête de colonne ; 2 - tête de tuyau ; 3 - arbre fontaine ; 4 raccords réglables ; 5 vannes à commande pneumatique. un ensemble de dispositifs montés à l'embouchure d'un puits qui coule pour le sceller, suspendre les colonnes de levage et contrôler le débit de production du puits. Le sapin de Noël doit - résister à une pression élevée, - permettre de mesurer la pression aussi bien dans les conduites de remontée qu'à la sortie du puits, - permettre le dégagement ou l'injection de gaz lors du développement du puits. FA. comprend des têtes de colonne et de tuyau, un arbre de fontaine et un collecteur.
Tête de colonne située en bas. parties de F. a. , sert à suspendre les colonnes de tubage, à sceller les espaces intertubulaires et à contrôler la pression à l'intérieur de ceux-ci. La tête de tuyau est montée sur la tête de colonne et est utilisée pour suspendre et sceller les colonnes d'ascenseur avec concentricité. ou descente parallèle dans le puits. L'arbre fontaine est installé sur la tête du tuyau et sert à répartir et réguler le flux des produits du puits. Il se compose de vannes d'arrêt (vannes, vannes à bille ou coniques), d'appareils de commande (raccords à section constante ou variable) et de raccords (bobines, tés, croix, couvercles). Le collecteur lie F. a. avec des canalisations. Éléments de F. a. reliés par des brides ou des pinces. Pour l'étanchéité interne les cavités utilisent des manchettes élastiques, des connexions externes - des anneaux rigides (acier). L'entraînement des dispositifs de verrouillage est manuel, à haute pression pneumatique ou hydraulique avec local, à distance ou automatique. gestion. Si la pression de production du puits s'écarte des limites spécifiées ou en cas d'incendie au puits, les dispositifs d'arrêt sont automatiquement fermés. La pression dans toutes les cavités est contrôlée par des manomètres. . Pour abaisser les instruments et autres équipements dans un puits de travail à F. a. installer un lubrificateur - un tuyau avec un dispositif de presse-étoupe pour une corde ou un câble, dans lequel se trouve l'équipement descendu dans le puits. Pression de service F. a. 7 -105 MPa, zone d'écoulement centrale. dispositif de verrouillage 50 -150 mm. FA. les puits de gisements offshore avec des bouches sous-marines ont des caractéristiques spéciales dessins pour télécommande montage et gestion.
Exploitation par gas-lift des puits de pétrole Pendant l'opération par gas-lift, la quantité de gaz manquante pour soulever le liquide est pompée dans le puits depuis la surface. Si l'énergie entrante du réservoir, caractérisée par le facteur gaz, est complétée par l'énergie du gaz pompé dans le puits depuis la surface, un écoulement artificiel se produit, appelé vérin à gaz, et la méthode de fonctionnement est le vérin à gaz (compresseur). des puits à gaz sont des puits à haut rendement avec des pressions de fond élevées, - des puits avec des facteurs de gaz élevés et des pressions de fond inférieures à la pression de saturation, - des puits de sable (contenant du sable dans le produit), ainsi que des puits exploités dans des conditions difficiles d'accès. (par exemple, inondations, inondations, marécages, etc.).
Le vérin à gaz (air lift) est un système composé d'un train de tiges de production (tubage) et de tubes descendus à l'intérieur, dans lequel le liquide est soulevé à l'aide de gaz comprimé (air). Ce système est parfois appelé élévateur à gaz (air). La méthode d’exploitation des puits est appelée gas lift. Selon le schéma d'alimentation, en fonction du type de source de l'agent de travail - gaz (air), on distingue : - le vérin à gaz avec compresseur et sans compresseur, et selon le schéma de fonctionnement - le vérin à gaz continu et périodique.
Le principe du fonctionnement du vérin à gaz : du gaz à haute pression est injecté dans l'espace annulaire, ce qui entraîne une diminution du niveau de liquide dans celui-ci et une augmentation dans le tube. Lorsque le niveau de liquide descend jusqu'à l'extrémité inférieure du tube, le gaz comprimé commence à s'écouler dans le tube et à se mélanger au liquide. En conséquence, la densité d'un tel mélange gaz-liquide devient inférieure à la densité du liquide provenant de la formation, et le niveau dans la tubulure va augmenter. Plus on introduit de gaz, plus la densité du mélange sera faible et plus il montera en hauteur. Avec l'apport continu de gaz dans le puits, le liquide (mélange) monte jusqu'à l'embouchure et se déverse à la surface, et une nouvelle portion de liquide pénètre constamment dans le puits depuis la formation. Selon le nombre de rangées de tuyaux à abaisser, les ascenseurs peuvent être à une ou deux rangées. Dans le sens d'injection du gaz - annulaire et
Le débit d'un puits de gaz dépend de la quantité et de la pression d'injection de gaz, de la profondeur d'immersion des tubes dans le liquide, de leur diamètre, de la viscosité du liquide, etc. a) levage à une rangée d'un système en anneau b) levage à une rangée ascenseur d'un système central. c) levage à double rangée du système d'anneaux. d) système central à deux rangées. e) ascenseur à une rangée et demie.
Avantages de la méthode gas lift : · simplicité de conception (il n'y a pas de pompe dans le puits) ; · localisation des équipements technologiques en surface (facilite leur observation et leur réparation), garantissant la possibilité de retirer de grands volumes de liquide des puits (jusqu'à 1 800 ÷ 1 900 t/jour) ; · la capacité d'exploiter des puits de pétrole avec un arrosage abondant et une teneur élevée en sable, une facilité de régulation du débit du puits. Inconvénients de la méthode du vérin à gaz : coûts d'investissement élevés ; faible efficacité; augmentation de la consommation de tubes, notamment utilisation d'ascenseurs à double rangée ; une augmentation rapide de la consommation d'énergie pour extraire 1 tonne de pétrole et la production diminue avec la durée d'exploitation. En fin de compte, le coût de production d'une tonne de pétrole par la méthode gas-lift est inférieur en raison des faibles coûts d'exploitation, ce qui est donc prometteur.
Production d'huile
La production pétrolière est une branche de l'économie engagée dans l'extraction de minéraux naturels - le pétrole. La production pétrolière est un processus de production complexe qui comprend l'exploration géologique, le forage et la réparation de puits, la purification du pétrole extrait de l'eau, du soufre, de la paraffine et bien plus encore.
La Russie possède l’une des plus grandes ressources potentielles en carburant et en énergie au monde. Environ 13 % des réserves mondiales prouvées de pétrole sont concentrées sur 13 % du territoire terrestre, dans un pays où vit moins de 3 % de la population mondiale. La Russie étant riche en réserves de pétrole, il existe certains mécanismes de production, de raffinage et de transport du pétrole.
Méthodes de production de pétrole : fontaine (le fluide est libéré en raison de la différence de pression). installation par vérin à gaz d'une pompe centrifuge électrique (ECP). EVN installation d'une pompe électrique à vis (ESVN) SRP (pompes à tige). autre.
Méthode fluide de production pétrolière : La production fluide de puits, comme indiqué ci-dessus, est l’une des méthodes de production pétrolière les plus efficaces, en particulier dans les nouvelles zones.
Avantages de la production de pétrole en flux : - simplicité de l'équipement du puits ; -manque d'approvisionnement énergétique du puits depuis la surface ; - la capacité de réguler le mode de fonctionnement du puits dans une large plage ; -la commodité d'effectuer des études de puits et de réservoirs en utilisant presque toutes les méthodes modernes ; -possibilité de contrôle à distance du puits ; - durée importante de la période de révision du puits (MRP), etc. Schéma d'un gusher à huile : 1 - packer (joint d'étanchéité) ; 2 - accessoires de fontaine ; 3 - pipeline pour l'évacuation du pétrole vers le stockage ; 4 - boîtier de surface (conducteur) ; 5 - ciment; 6 - boîtier intermédiaire (technique); 7 - boîtier de production ; 8 - chaîne pompe-compresseur ; 9 - fluide extractible.
Production de pétrole par gaz-lift : Avec le mode de fonctionnement par gaz-lift, l'énergie manquante est fournie depuis la surface sous forme d'énergie de gaz comprimé via un canal spécial. Les vérins à gaz sont divisés en deux types : avec compresseur et sans compresseur. Avec le vérin à gaz à compresseur, les compresseurs sont utilisés pour comprimer le gaz associé, et avec le vérin à gaz sans compresseur, le gaz provenant d'un gisement de gaz sous pression ou provenant d'autres sources est utilisé.
Avantages de la production pétrolière par gas-lift : simplicité de l'équipement du puits et facilité de maintenance ; -exploitation efficace des puits avec de grandes déviations de forage ; -exploitation de puits dans des formations à haute température et avec un facteur gazeux élevé sans complications ; - la capacité de réaliser l'ensemble des travaux de recherche pour suivre le fonctionnement du puits et le développement du champ ; -automatisation complète et télémécanisation des processus de production pétrolière ; -de longues périodes d'exploitation du puits entre les réparations dans un contexte de haute fiabilité de l'équipement et de l'ensemble du système dans son ensemble ; - la possibilité d'exploiter simultanément et séparément deux ou plusieurs couches avec un contrôle fiable du processus ; - facilité de lutte contre les dépôts de paraffine, de sels et les processus de corrosion ; - simplicité des travaux d'entretien souterrain d'un puits, restauration de la fonctionnalité des équipements souterrains pour le levage de la production de puits.La nature de la production pétrolière par gas lift : Schéma Gas lift
L'ESP (pompe centrifuge électrique) est l'appareil le plus utilisé pour la production mécanisée de pétrole en Russie. ESP - pompe centrifuge submersible. La nécessité de faire fonctionner un ESP dans un puits impose des restrictions sur le diamètre de la pompe. La plupart des pompes centrifuges utilisées pour la production pétrolière ne dépassent pas 103 mm (taille de pompe 5A). Parallèlement, la longueur de l'ensemble ESP peut atteindre 50 M. Les principaux paramètres qui déterminent les caractéristiques de fonctionnement de la pompe sont : le débit nominal ou productivité (m3/jour) la pression développée au débit nominal (m) de la pompe vitesse de rotation (tr/min)
Les pompes à tige (de puits) profondes (DSP) sont le type de pompe le plus courant conçu pour extraire le liquide des puits de pétrole. Caractéristiques de conception Les pompes se composent d'un cylindre fixe solide avec des extensions, d'un piston mobile, de vannes de refoulement et d'aspiration et d'un verrou. Les extensions sont vissées sur le cylindre, une de chaque côté. La présence d'extensions permet de retirer le piston du cylindre pendant le fonctionnement de la pompe, ce qui évite les dépôts sur la surface interne du cylindre, ce qui élimine le blocage du piston et crée des conditions favorables lors des réparations. Les pièces sous tension de la pompe sont constituées d'aciers et d'alliages fortement alliés, ce qui garantit un fonctionnement sans problème à long terme des pompes. L'étanchéité de l'ajustement des pompes, des raccords filetés et l'interchangeabilité complète de toutes les pièces de la pompe sont assurées par la haute précision de leur fabrication. En termes de dimensions de connexion et de filetages, toutes les pompes sont modifiées pour les équipements de fond domestiques.
Selon les analystes d'Amoco, les États du Golfe Persique abritent les deux tiers des réserves mondiales de pétrole. Les États du Golfe Persique ont fourni 22,8 % de toutes les importations pétrolières des États-Unis en 2001. Des champs de pétrole ont été explorés en Irak, contenant 112,5 milliards de barils de pétrole. Selon le BP Statistical Review of World Energy, l’Irak possède les deuxièmes plus grandes réserves de pétrole au monde, juste derrière l’Arabie Saoudite (261,8 milliards de barils). Les réserves du Koweït sont estimées à 98,6 milliards de barils, celles de l'Iran à 89,7 et de la Russie à 48,6. Dans le même temps, le coût du pétrole irakien et saoudien est le plus bas au monde.
LES PRINCIPALES SOUS-INDUSTRIES qui créent les produits cibles sont la PRODUCTION pétrolière et gazière et leur TRANSFORMATION. 1. RECHERCHE ET EXPLORATION DE PÉTROLE ET DE GAZ Les recherches et l'exploration de nouveaux gisements de pétrole et de gaz sont effectuées à la fois par des entreprises spécialisées et par des divisions de compagnies pétrolières (russes et étrangères). 2. FORAGE DE PUITS Le forage est le lien entre l'exploration géologique et la production. 3. PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ La tâche principale est d’approvisionner en pétrole et en gaz le marché intérieur du pays et de l’exporter. 4. TRAITEMENT DU PÉTROLE ET DU GAZ Les volumes de production des raffineries de pétrole et de gaz sont en relation étroite avec les volumes de production de pétrole et de gaz et déterminent le rythme de développement de chacune. 5.TRANSPORT ET STOCKAGE DE PÉTROLE, DE GAZ ET DE PRODUITS PÉTROLIERS. Le gaz est fourni aux consommateurs via les principaux systèmes de gazoducs, qui sont regroupés dans le système unifié d'approvisionnement en gaz (UGSS). LE STOCKAGE DU GAZ est possible principalement dans des installations de stockage souterraines.
Diapositive 42 de la présentation « Production pétrolière et gazière » pour des cours d'économie sur le thème « Gaz »Dimensions : 960 x 720 pixels, format : jpg. Pour télécharger une diapositive gratuite à utiliser dans un cours d'économie, faites un clic droit sur l'image et cliquez sur « Enregistrer l'image sous... ». Vous pouvez télécharger l’intégralité de la présentation « Oil and Gas Production.ppt » dans une archive zip de 1 256 Ko.
Télécharger la présentationGaz
« Industrie gazière russe » - Risques (incertitudes) du développement de l'industrie gazière russe. Incertitude dans les attentes en matière d'exportation. Russie-Ukraine - fiabilité des approvisionnements à long terme. Évaluation prévisionnelle du développement de l’industrie gazière jusqu’en 2030. ES-2030 dans le système de documents stratégiques de la Russie. Incertitude des prix et des contrats à l’exportation.
"Production de pétrole et de gaz" - Prix réel à l'exportation. Planification d'entreprise. Part des exportations de pétrole. Marché mondial du pétrole. Structure intra-industrielle de l'industrie pétrolière et gazière. Donnée statistique. Principales conclusions. Russie. FEC. Moyens de production. Prix de gros. Problèmes. Réserves de pétrole dans le monde. Gazprom.
"Industrie pétrolière et gazière" - Combustibles fossiles. Potentiel d'énergie géothermique. Consommation d'énergie. Ingénieurs pétroliers. Part des États-Unis dans les importations de gaz naturel. Sources traditionnelles de gaz naturel. Bases de l'exploration et de la production. Augmentation de la consommation énergétique mondiale. Industrie. Sources d'énergie renouvelables. Représentation tridimensionnelle de la structure de la Terre.
"Industrie pétrolière et gazière" - Champs de pétrole et de pétrole et de gaz. Domaine de connaissances complet. Le développement des champs pétrolifères est un domaine en développement intensif. Signification physique de la dimension du coefficient de perméabilité. Projets de développement mis à jour. ChNZ est une zone purement pétrolière. Eaux de réservoir. Champs de pétrole et de gaz prouvés ou parties de champs de pétrole et de gaz.
« Complexe pétrolier et gazier de Russie » - Le rôle des ressources naturelles. La fin de l’histoire (du pétrole). Dynamique des prix mondiaux du pétrole brut. Industrie pétrolière. Criminalité en col blanc. Évasion fiscale. Dynamique des prix mondiaux. Sécurité économique du complexe pétrolier et gazier russe. Vol de produits pétroliers. Épuisement des hydrocarbures. Ressources naturelles.
Production et transport de gaz naturel Les gaz naturels sont extraits des puits des gisements de gaz pur, ainsi que des gisements de pétrole ainsi que des gisements de condensats de pétrole et de gaz. Les gaz naturels s'accumulent dans les roches poreuses (sables, calcaires, etc.). Les roches qui peuvent contenir et libérer du gaz sont appelées réservoirs de gaz. Ils ont une porosité d'au moins 35 %. Les couches de gaz sont délimitées au-dessus et au-dessous par des roches étanches au gaz, et la barrière est constituée d'eau. La forme la plus simple de gisement de gaz est constituée de plis anticlinaux de roches. Le gaz dans les couches souterraines est soumis à une pression importante. Lorsqu'il est ouvert par un puits, il est capable de s'écouler (jaillir) vers la surface à une vitesse énorme.
Production de gaz et de pétrole Dans la production de pétrole et de gaz, le forage rotatif et à turbine rotative, ainsi que le forage électrique, sont le plus souvent utilisés.Pendant le forage rotatif, les équipements et les outils pour travailler en fond de trou sont assemblés et descendus dans le puits. foret, utilisé pour détruire la roche; un tube carré massif utilisé pour guider le foret ; forets d'un diamètre de mm. Pendant le forage, l'ensemble du système reçoit une rotation du rotor. Le mors détruit la roche au fond. La solution d'argile, pompée par de puissantes pompes à boue à travers des tiges de forage creuses, lave le fond et transporte la roche forée à travers l'anneau jusqu'à la surface.
Schéma de principe du forage de puits rotatif 1 solution par puits ; 2 solution d'argile; 3 pompes à boue ; 4 rotors ; 5 tuyaux flexibles pour solution d'argile ; b appareil de forage ; 7 blocs de robinetterie ; 8 blocs itinérants ; 9 pivots; 10 tuyaux carrés ; 11 treuils ; 12 moteurs ; 13 tuyaux non rotatifs ; 14 tiges de forage ; 15 forets
PRÉPARATION DU GAZ POUR LE TRANSPORT ET L'UTILISATION Les gaz naturels issus des gisements de gaz pur contiennent principalement du méthane. Ils sont séchés, débarrassés des particules solides, et s'ils contiennent du sulfure d'hydrogène, celui-ci est éliminé. Les gaz de pétrole associés et les gaz provenant des champs de condensats sont divisés en fractions. Les fractions constituées d'hydrocarbures lourds sont séparées des hydrocarbures légers. Sécher, éliminer les composés soufrés et les particules solides. On obtient un gaz d'hydrocarbure « sec », contenant principalement du méthane et une certaine quantité de ses homologues.
Purification du gaz à partir du sulfure d'hydrogène. La purification du sulfure d'hydrogène par voie sèche repose sur le passage du gaz à travers des substances solides (chaux éteinte, oxyde de fer hydraté, charbon actif), qui interagissent chimiquement avec les composés soufrés ou les absorbent à leur surface. Les méthodes de nettoyage humide sont basées sur le lavage de gaz contenant du sulfure d'hydrogène avec des solutions de diverses substances qui interagissent avec lui. ra. Les méthodes les plus courantes sont les méthodes arsenic-alcaline et éthanolamine. Les composés aminés qui sont des bases faibles interagissent. les gaz acides forment des composés instables qui se décomposent facilement sous l'influence de températures relativement basses (60°C et plus). L'absorption du sulfure d'hydrogène est réalisée à une température de °C et la régénération de la solution d'absorption à une température de °C.
Purification du gaz du sulfure d'hydrogène à l'aide d'éthanolamine. Le gaz à purifier est amené à la partie inférieure de l'absorbeur. Une solution d'éthanolamine lui est apportée. Le gaz purifié est évacué de la partie supérieure de l'absorbeur, et une solution saturée d'hydrogène sulfuré de sa partie inférieure est envoyée à travers l'échangeur thermique 4 vers le régénérateur 7. Dans le régénérateur, la solution saturée est chauffée au moyen d'une chaudière à vapeur 8. à la température °C à laquelle il bout, et un mélange d'hydrogène sulfuré et de vapeur d'eau. Le sulfure d'hydrogène et la vapeur d'eau sont refroidis à une température de °C dans le refroidisseur d'eau 5, à partir duquel le condensat 6 est renvoyé vers la colonne, et le sulfure d'hydrogène est éliminé de sa partie supérieure. La solution d'absorption régénérée à la sortie du régénérateur 7 entre dans l'échangeur de chaleur 4, d'où la pompe 3 à travers le réfrigérateur 2 revient à nouveau pour absorber le sulfure d'hydrogène dans l'absorbeur. Le degré de purification des gaz du sulfure d'hydrogène à l'aide de la méthode décrite atteint 99 % ou plus.
Séchage des gaz inflammables Lors du transport de gaz sur de longues distances et lors de son utilisation, une condition nécessaire pour assurer le fonctionnement normal des gazoducs et des structures qui s'y trouvent est l'absence de vapeur d'eau dans le gaz transporté. Parmi les nombreuses méthodes de séchage des gaz, les méthodes par absorption sont les plus répandues. Les solutions de triéthylèneglycol et de chlorure de calcium sont le plus souvent utilisées comme absorbants. Les solutions de ces substances absorbent la vapeur d'eau qui fait partie du gaz, puis libèrent l'humidité sous forme de vapeur dans une colonne d'évaporation d'une installation spéciale.
Schéma de principe du séchage des gaz par absorption : 1 canalisation pour évacuer la solution ; 2 gazoducs humides ; 3 absorbeurs; 4 gazoducs secs ; 5 conduites de retour ; 6 réfrigérateurs ; 7 pipelines de solutions saturées ; 8 réservoirs d'égalisation ; 9 canalisations ; 10 radiateurs ; 11 échangeurs de chaleur ; 12 colonnes d'évaporation ; 13 canalisations d'eau d'irrigation ; 14 chaudières ; 15 conduites de vapeur ; 16 pompe
Technologie de séchage du gaz Le gaz pénètre dans l'absorbeur 3 par le gazoduc 2 et dans la partie inférieure de l'épurateur, il est débarrassé des gouttelettes d'eau. Le séchage final du gaz a lieu dans la partie médiane du capuchon du contacteur 3, à partir du dessus de laquelle une solution d'éthylène glycol est amenée vers le gaz. Cette solution et la vapeur d'eau absorbée sont évacuées par la partie inférieure du capuchon du contacteur. Le gaz séché, après avoir traversé la partie supérieure de l'épurateur, quitte l'absorbeur par le gazoduc 4. Une solution saturée d'éthylène glycol par le pipeline 7 entre dans l'échangeur de chaleur 77 et le réchauffeur 10, puis dans la colonne d'évaporation (désorbeur) 12 pour régénération, dans laquelle l'eau de reflux est amenée par la canalisation 13. Si nécessaire, la solution de l'absorbeur 3 peut être évacuée du cycle par la canalisation 7. La régénération de la solution s'effectue en la chauffant dans une chaudière 14. La vapeur d'eau est évacuée par une conduite de vapeur 15. La solution d'absorption, débarrassée de l'eau, passe par un échangeur de chaleur 11 et est alimentée par une canalisation 9 par une pompe 16 à travers un réfrigérateur 6 et une canalisation 5 dans l'absorbeur. Pour reconstituer les pertes de solution d'absorption, le système dispose d'un réservoir d'égalisation 8 avec une solution d'éthylène glycol de rechange. La consommation de diéthylèneglycol est de 0,14...0,16 kg pour 1 000 m³ de gaz ; le séchage peut être effectué aussi bien à pression atmosphérique qu'à pression élevée (jusqu'à 15 MPa).
Odorisation des gaz. Les gaz d'hydrocarbures sont incolores, inodores et insipides. Afin de détecter à temps une fuite de gaz, on lui donne artificiellement une odeur, c'est-à-dire soumis à une odorisation. Les substances utilisées pour l'odorisation artificielle du gaz sont appelées odorants, et les appareils dans lesquels l'odorisation se produit sont appelés odorisants. L'odorisant doit répondre à un certain nombre d'exigences : l'odeur de l'odorisant doit être piquante et spécifique, c'est-à-dire différer des odeurs des locaux résidentiels et autres ; les substances odorantes et leurs produits de combustion doivent être physiologiquement inoffensifs et ne doivent pas affecter les gazoducs, les appareils, les instruments et les locaux ; l'odorisant doit être bon marché et disponible en quantité suffisante. Les composés organiques soufrés (mercaptans, sulfures et disulfures) sont les plus largement utilisés comme agents odorants. Dans notre pays, le C2H5SH-éthylmercaptan est utilisé. La teneur en substance odorante du gaz doit être telle qu'une forte odeur d'avertissement soit ressentie lorsque la concentration de gaz dans l'air ambiant ne dépasse pas 1/5 de la limite inférieure d'explosivité de ce gaz. Actuellement, les taux de consommation annuels moyens suivants de l'éthylmercaptan odorant, en g, pour 1000 m 3 de gaz naturel ont été établis : éthylmercaptan 16 ;
Unité d'odorisation goutte à goutte Comme récipient de fourniture. Un tuyau en acier est utilisé, qui est périodiquement rempli d'odorisant à travers le raccord 2. Pour déterminer le niveau d'odorisant dans le récipient et réguler grossièrement son débit, un compteur d'eau en verre 3 est utilisé. Un réglage plus précis du débit d'odorant est effectué à l'aide de la valve 4, en observant à travers le verre 5 et en comptant le nombre de gouttes. S'il est nécessaire de vidanger complètement l'odorant du tuyau 1, utilisez le robinet 6. L'installation est raccordée. gazoduc souterrain avec robinet 7. En conséquence, il peut facilement être déplacé vers un autre endroit. Le réglage manuel de la libération de l'odorisant empêche l'utilisation généralisée d'installations d'odorisation goutte à goutte de ce type
Fonctionnement des odorisants à bulles Le fonctionnement des odorisants à bulles est basé sur le fait que le flux de gaz évacué du gazoduc principal ne passe pas sur la surface de l'odorisant dans le réservoir (comme c'est le cas dans les odorisants par évaporation), mais bouillonne à travers l'odorisant, en devient saturé et retourne à nouveau au gazoduc principal. Une telle installation de barbotage est équipée d'un certain nombre de vannes et d'un diaphragme qui assurent la régulation du degré d'odorisation
Schéma schématique du système de transport de gaz du puits ; Séparateurs de séparation ; Gazoducs du champ PG ; Station de distribution de gaz du champ PGRS ; Gazoduc principal MG ; Station de compression intermédiaire PKS ; Vannes d'arrêt linéaires LZA ; Station de distribution de gaz GDS ; Stockage souterrain de gaz PH ; Consommateur intermédiaire PP
Gazoducs principaux La longueur des gazoducs principaux est mesurée en milliers de kilomètres. Par conséquent, sans installations spéciales pour comprimer et augmenter la pression du gaz, des quantités relativement faibles de gaz peuvent être fournies par les gazoducs. Pour augmenter la productivité des gazoducs, des stations de compression y sont construites tous les km, ce qui augmente la pression jusqu'à 5 MPa. Une pression de 5,5 MPa est utilisée dans les gazoducs construits précédemment, et de 10 MPa dans tous les gazoducs posés au cours des 30 dernières années. Pour augmenter la pression du gaz, des compresseurs électriques ou à turbine à gaz sont installés dans les stations de compression, qui utilisent le gaz comme vecteur d'énergie. Pour rendre les réparations possibles, il est nécessaire d'installer des vannes d'arrêt linéaires à une distance d'au moins 25 km les unes des autres. Les principaux gazoducs devant les zones peuplées se terminent aux stations de distribution de gaz (GDS), après quoi commencent les réseaux de gaz des villes.
STOCKAGE SOUTERRAIN DE GAZ Pour couvrir les irrégularités saisonnières de la consommation de gaz, des installations de stockage souterraines sont utilisées, qui sont utilisées comme des gisements de gaz et de pétrole épuisés. Les installations de stockage sont construites dans des aquifères souterrains de roches poreuses. Un bon réservoir est une formation qui présente une porosité d'au moins 15 %. Pour éviter les pertes de gaz, le collecteur sélectionné doit être scellé. La densité et la résistance de la tôle de toiture sont de la plus haute importance. Une toiture constituée d'argiles plastiques denses ou de calcaires et dolomites solides sans fissures d'une épaisseur de m assure une bonne étanchéité, empêchant les fuites de gaz. Pour faciliter l'injection et la récupération du gaz, le réservoir de stockage doit présenter une perméabilité suffisante. La capacité de travail de l'installation de stockage de gaz est déterminée par les limites supérieure et inférieure de la pression admissible. La pression maximale admissible dans un stockage souterrain de gaz dépend de la profondeur de la formation, de la densité et de la résistance du toit et des roches au-dessus du stockage, des caractéristiques géologiques de la formation et des caractéristiques des équipements du stockage de gaz. Pour créer des stockages souterrains de gaz dans des couches de systèmes sous pression d'eau, des dômes ou des anticlinaux sont utilisés, c'est-à-dire plis qui ont des couches inférieures dans toutes les directions à partir de l'arc. Les couches doivent être scellées. Le gaz est pompé dans la partie centrale du dôme, il déplace l'eau vers des puits de secours spécialement forés, qui sont placés sous la forme d'une batterie annulaire.
Diapositive 2
- Le pétrole est un mélange complexe à plusieurs composants mutuellement solubles d'hydrocarbures gazeux, liquides et solides de diverses structures chimiques avec un nombre d'atomes de carbone allant jusqu'à 100 ou plus avec un mélange de composés hétéroorganiques de soufre, d'azote, d'oxygène et de certains métaux.
Diapositive 3
La majeure partie du pétrole est constituée de trois groupes d'hydrocarbures : les alcanes, les arènes et les naphtènes.
- Chimiquement, le pétrole est un mélange complexe d’hydrocarbures, divisé en deux groupes : le pétrole lourd et le pétrole léger. Le pétrole léger contient environ deux pour cent moins de carbone que le pétrole lourd, mais en conséquence plus d’hydrogène et d’oxygène.
Diapositive 4
- Les alcanes (hydrocarbures, hydrocarbures saturés, paraffines) sont les plus stables chimiquement. Leur formule générale est СnH(2n+2).
Diapositive 5
- Les naphtènes comprennent les hydrocarbures alicycliques de composition CnH2n, CnH (2n-2) et CnH (2n-4). L'huile contient principalement du cyclopentane C5H10, du cyclohexane C6H10 et leurs homologues. Arènes (hydrocarbures aromatiques). Ils sont nettement plus pauvres en hydrogène, le rapport carbone/hydrogène dans les arènes est le plus élevé, bien plus élevé que dans le pétrole en général.
Diapositive 6
Ressources et gisements pétroliers
- Les réserves mondiales de pétrole récupérables sont estimées à 141,3 milliards de tonnes. Compte tenu des volumes actuels de production pétrolière, ces réserves dureront 42 ans. Parmi ceux-ci, 66,4 % sont situés dans les pays du Proche et du Moyen-Orient.
Diapositive 7
- En plus de la partie carbone, le pétrole contient un composant asphalte-résine, des porphyrines, du soufre et une partie cendre.
- Les composants non-hydrocarbures du pétrole comprennent les résines et les asphaltènes, qui jouent un rôle très important dans l’activité chimique du pétrole.
Diapositive 8
- On peut ajouter que le voisin géologique du pétrole, le gaz naturel, est également une substance de composition complexe. La majeure partie - jusqu'à 95 % en volume - est du méthane dans ce mélange. L'éthane, le propane, les butanes et autres alcanes sont également présents. Une analyse plus approfondie a révélé de petites quantités d'hélium dans le gaz naturel.
Diapositive 9
- L'utilisation du gaz naturel a commencé il y a longtemps, mais au début, elle se faisait uniquement dans les endroits où il affleurait naturellement à la surface. Au Daghestan, en Azerbaïdjan, en Iran et dans d’autres régions de l’Est.
Diapositive 10
- Pendant de nombreux siècles, les gens ont utilisé ces dons de la nature, mais ces cas ne peuvent pas être qualifiés de développement industriel. Ce n'est qu'au milieu du XIXe siècle que le gaz naturel est devenu un combustible technologique, et l'un des premiers exemples a été la production de verre, organisée sur la base du gisement du Daghestan Ogni.
Diapositive 11
Application
- Le pétrole et le gaz sont des ressources uniques et exceptionnellement utiles. Leurs produits transformés sont utilisés dans presque toutes les industries, dans tous les types de transports, dans la construction militaire et civile, l'agriculture, l'énergie, dans la vie quotidienne, etc. Diverses matières chimiques sont produites à partir du pétrole et du gaz, comme les plastiques, les fibres synthétiques. , caoutchoucs, vernis, peintures, bitumes routiers et de construction, détergents et bien d'autres. etc.
Afficher toutes les diapositives