Prezentare pe tema gazelor petroliere. Producția și transportul gazelor naturale Gazele naturale sunt extrase din puțurile zăcămintelor de gaze pure, precum și din zăcămintele petroliere împreună cu petrol și

Dezvoltarea zăcămintelor minerale este un sistem de măsuri organizatorice și tehnice pentru extracția mineralelor din subsol. Sistemul de dezvoltare a zăcămintelor și zăcămintelor petroliere este înțeles ca o formă de organizare a deplasării petrolului în straturi către puțurile de producție. Sistemul de dezvoltare a câmpului petrolier este determinat de: - procedura de punere în dezvoltare a instalațiilor operaționale ale unui câmp multistrat; - grile de amplasare a puțurilor la șantiere, ritmul și ordinea punerii în funcțiune a acestora; - modalități de reglare a echilibrului și a utilizării energiei de rezervor.

Grila de amplasare a puțurilor Grila puțurilor este natura amenajării relative a puțurilor de producție și injectare la o instalație operațională, indicând distanțele dintre acestea (densitatea grilei). Puțurile sunt amplasate pe o grilă uniformă și pe o grilă neuniformă (în principal pe rânduri). Ochiurile au o formă pătrată, triunghiulară și poligonală. Densitatea modelului puțului se referă la raportul dintre suprafața purtătoare de petrol și numărul de puțuri producătoare. Densitatea ochiurilor este determinată ținând cont de condițiile specifice. De la sfârșitul anilor 50, câmpurile au fost exploatate cu o densitate a grilei de (30÷60)・104 m2/pudă.

Etapele dezvoltării câmpului O etapă este o perioadă a procesului de dezvoltare, caracterizată printr-o anumită schimbare naturală a indicatorilor tehnologici și tehnici și economici. Dinamica tipică a ratei producției de ulei Tdn, Tj lichid și tăierea apei a produselor n în regim de presiune sub apă, evidențiind etapele de dezvoltare

Prima etapă este dezvoltarea unei unități operaționale cu o creștere intensivă a producției de petrol până la nivelul maxim specificat (creșterea este de aproximativ 1 ¸ 2% pe an a rezervelor de sold); creștere rapidă a stocului de sondă existent la 0,6 ¸ 0,8 de la maxim; o scădere bruscă a presiunii rezervorului; tăierea de apă scăzută a produselor n în (tăierea de apă a produselor atinge 3 ¸ 4% cu o vâscozitate a uleiului de cel mult 5 m. Pa ・s și 35% cu vâscozitate crescută); a atins factorul curent de recuperare a uleiului Kn (aproximativ 10%). Durata etapei depinde de valoarea industrială a zăcământului și este de 4 ¸ 5 ani; sfârșitul etapei este considerat punctul de inflexiune bruscă a curbei ratei producției de petrol Tdn (raportul producției medii anuale de petrol. la rezervele sale de sold).

A doua etapă este menținerea unui nivel ridicat de producție de petrol cu ​​un nivel ridicat mai mult sau mai puțin stabil de producție de petrol (rata maximă de producție de petrol este de 3 ¸ 17%) timp de 3 ¸ 7 ani sau mai mult pentru câmpurile cu uleiuri cu vâscozitate scăzută și 1 ¸ 2 ani pentru câmpurile cu uleiuri cu vâscozitate mare. o creștere a numărului de puțuri, de regulă, la maximum datorită fondului de rezervă; o creștere a reducerii de apă a produsului nв (creșterea anuală a tăierii de apă este de 2 ¸ 3% cu vâscozitate scăzută a uleiului și 7% sau mai mult cu vâscozitate ridicată; la sfârșitul etapei, tăierea de apă variază de la câteva la 65% ); închiderea unui număr mic de fântâni din cauza udării și transferarea multor la producția mecanizată de petrol; factorul curent de recuperare a uleiului Kn, în valoare de 30 ¸ 50% până la sfârșitul etapei.

A treia etapă este o scădere semnificativă a producției de petrol prin scăderea producției de petrol (în medie cu 10-20% pe an pentru uleiurile cu vâscozitate scăzută și cu 3-10% pentru uleiurile cu vâscozitate mare); rata de retragere a uleiului la sfârșitul etapei 1¸ 2,5%; o scădere a stocului de puț din cauza opririi din cauza udării producției și trecerea aproape a întregului stoc de puț la metoda de producție mecanizată; tăierea progresivă de apă a produselor nв până la 80-85% cu o creștere medie a tăierii de apă de 7-8% pe an și cu intensitate mai mare pentru câmpurile cu uleiuri cu vâscozitate mare; creșterea factorilor actuali de recuperare a petrolului Kn la sfârșitul etapei la 50 ¸ 60% pentru câmpurile cu o vâscozitate a uleiului de cel mult 5 m Pa・s și până la 20 ¸ 30% pentru câmpurile cu uleiuri de vâscozitate mare; retragerea totală de lichide de 0,5 - 0¸ 9 volume din soldul rezervelor de petrol. Această etapă este cea mai dificilă și mai complexă pentru întregul proces de dezvoltare; sarcina sa principală este de a încetini rata de scădere a producției de petrol. Durata etapei depinde de durata etapelor anterioare și variază de la 5 la 10 ani sau mai mult.

A patra etapă este etapa finală cu rate scăzute, în scădere lent, de retragere a petrolului Tdn (în medie aproximativ 1%); rate ridicate de extragere a lichidului Tj (factorii apă-ulei ajung la 0,7 - 7 m3/m3); reducere de apă ridicată, în creștere lent a produselor (creșterea anuală este de aproximativ 1%); o scădere mai accentuată decât la a treia etapă a stocului de fântână în funcțiune din cauza udării (stocul de fântână este de aproximativ 0,4 ¸ 0,7 din maxim, uneori scăzând la 0,1); selecția în timpul etapei de 10 ¸ 20% din soldul rezervelor de petrol. Durata celei de-a patra etape este comparabilă cu durata întregii perioade anterioare de dezvoltare a depozitului, se ridică la 15–20 de ani sau mai mult și este determinată de limita rentabilității economice, adică debitul minim la care funcționarea sondele este încă profitabilă. Limita de profitabilitate apare de obicei atunci când reducerea apei produsului este de aproximativ 98%.

Tipul de energie utilizată În funcție de tipul de energie utilizat pentru deplasarea petrolului, există: - sisteme de dezvoltare a zăcămintelor de petrol în condiții naturale, când se utilizează numai energia naturală de zăcământ (adică sisteme de dezvoltare fără menținerea presiunii de zăcământ); -sisteme de dezvoltare cu mentinerea presiunii rezervorului, cand se folosesc metode de reglare a echilibrului energiei rezervorului prin reumplerea artificiala a acestuia.

Amplasarea puțurilor de producție și injecție în câmp În timpul inundațiilor de contur, apa este pompată în formațiune prin puțuri de injecție situate în exteriorul conturului exterior purtător de petrol de-a lungul perimetrului zăcământului la o distanță de 100-1000 m. Sondele de producție sunt amplasate în interior. conturul lagărului de ulei în rânduri paralele cu conturul. Volumul total de lichid extras este egal cu cantitatea de apă injectată în rezervor. Se utilizează în locuri cu formațiuni productive care sunt subțire împărțite în grosime, au conductivitate hidraulică relativ ridicată și cu o lățime mică a depozitelor (până la 4-5 km și cu cea mai favorabilă structură a straturilor, chiar mai mult)

Amplasarea puțurilor de producție și injecție în câmp În câmpurile mari, se utilizează inundarea intra-circuit - tăierea rândurilor de injecție în blocuri de producție separate. Pentru 1 tonă de ulei extras este necesar să se injecteze 1,6 - 2 m3 de apă. Ele sunt utilizate în principal în locații cu suprafețe mari cu uleiuri (sute de kilometri pătrați sau mai mult).

Amplasarea puțurilor de producție și injecție în câmp Inundarea cu apă a zonei este utilizată ca metodă secundară de producere a petrolului la dezvoltarea zăcămintelor de petrol în moduri fără presiune, când rezervele de energie ale rezervorului sunt în mare măsură consumate și există o cantitate semnificativă de petrol în subsol. Apa este pompată în rezervor printr-un sistem de puțuri de injecție situate uniform în întregul rezervor. Consumul normal de apă este de 10 - 15 m 3 la 1 tonă de ulei.

Sistemele de dezvoltare cu injecție de gaz în rezervor pot fi utilizate în două opțiuni principale: injecție de gaz în părțile ridicate ale rezervorului (în capacul de gaz), injecție de gaz în zonă. Injectarea cu succes a gazului este posibilă numai la unghiuri de înclinare semnificative ale formațiunilor omogene (separarea gravitațională a gazului și petrolului este îmbunătățită), presiune scăzută în rezervor (presiunea de injecție este de obicei cu 15-20% mai mare decât presiunea rezervorului), valori apropiate ale presiunii rezervorului și presiunea de saturație a uleiului cu gaz sau prezența unui capac de gaz natural, ulei cu vâscozitate scăzută. În ceea ce privește eficiența economică, sistemul de dezvoltare cu injecție de gaz în rezervor este semnificativ inferior inundațiilor cu apă și, prin urmare, are o aplicație limitată.

Metode de exploatare a puțurilor în Rusia Toate metodele cunoscute de exploatare a puțurilor sunt împărțite în următoarele grupe: 1) curgere, când petrolul este extras din puțuri prin auto-curgere; 2) compresor (gas lift) - folosind energia gazului comprimat introdus în puț din exterior; 3) pompare - extragerea uleiului folosind diverse tipuri de pompe. Alegerea metodei de operare a sondelor de petrol depinde de mărimea presiunii rezervorului și de adâncimea formațiunii.

Funcționarea cu curgere a sondelor de petrol Procesul de ridicare la suprafață a unui amestec gaz-lichid poate avea loc: atât datorită energiei naturale Wp a lichidului și gazului care ajunge la fundul sondei, cât și datorită energiei Wу introdusă în sondă de la suprafata. Ecuația bilanțului energetic: W 1 + W 2 + W 3 = Wп + Wи, W 1 – energie pentru ridicarea lichidului și a gazului de la fund la capul sondei; W 2 – energia consumată de amestecul gaz-lichid la deplasarea prin echipamentul capului de sondă; W 3 – energie transportată de un curent de lichid și gaz dincolo de capul sondei; dacă Wi = 0, atunci operația se numește fântână; când Wi > 0, funcționarea se numește producție mecanizată de ulei.

Src="http://present5.com/presentation/62225307_92047586/image-16.jpg" alt=" FLOWING CONDITION PPL > Ρ × G × H. În cele mai multe cazuri, împreună"> 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.!}

Dezvoltarea și punerea în funcțiune a puțurilor curgătoare Dezvoltarea și punerea în funcțiune a puțurilor curgătoare se realizează prin reducerea presiunii asupra formației prin: 1) înlocuirea secvențială a soluției de argilă din puț cu un amestec lichid și un amestec gaz-lichid de densitate mai mică (soluție de argilă → apă → ulei); 2) utilizarea azotului sau a gazului inert (prin deplasarea unei părți din lichid din puț, prin aerarea acestuia); 3) tamponare.

Accesorii pentru brad de Crăciun 1 - cap de coloană; 2 - cap de conducta; 3 - arbore fântână; 4 fiting reglabil; 5 supape comandate pneumatice. un set de dispozitive montate la gura unui puț care curge pentru a-l etanșa, a suspenda coloanele de ridicare și a controla debitul producției de sondă. Bradul de Crăciun trebuie - să reziste la presiuni mari, - să permită măsurarea presiunii atât în ​​conductele de ridicare, cât și la ieșirea puțului, - să permită eliberarea sau injectarea gazului în timpul dezvoltării sondei. F. a. include coloane și capete de țeavă, arbore de fântână și colector.

Cap de coloană situat în partea de jos. părți din F. a. , servește la suspendarea șirurilor de carcasă, la etanșarea spațiilor interconducte și la controlul presiunii din acestea. Capul țevii este montat pe capul coloanei și este utilizat pentru suspendarea și etanșarea coloanelor de lift cu concentricitate. sau coborâre paralelă în fântână. Arborele de fântână este instalat pe capul țevii și servește la distribuirea și reglarea fluxului de produse din puț. Se compune din supape de închidere (supape, robinete cu bilă sau conice), dispozitive de control (fittinguri de secțiune transversală constantă sau variabilă) și fitinguri (bobine, teuri, cruci, capace). Colectorul leagă F. a. cu conducte. Elemente de F. a. conectate prin flanse sau cleme. Pentru etanșarea interioară cavitățile folosesc manșete elastice, conexiuni externe - inele rigide (oțel). Acționarea dispozitivelor de blocare este manuală, la presiune înaltă pneumatică sau hidraulică cu local, la distanță sau automat. management. Dacă presiunea de producție a sondei se abate de la limitele specificate sau în cazul unui incendiu la sondă, dispozitivele de închidere se închid automat. Presiunea din toate cavitățile este controlată de manometre. . Pentru coborârea instrumentelor și a altor echipamente într-un puț de lucru la F. a. instalați un lubrifiant - o țeavă cu un dispozitiv de presare pentru o frânghie sau cablu, în care se află echipamentul coborât în ​​puț. Presiunea de lucru F. a. 7 -105 MPa, zona de curgere centrală. dispozitiv de blocare 50 -150 mm. F. a. puţurile de zăcăminte offshore cu guri subacvatice au special modele pentru telecomandă asamblare si conducere.

Funcționarea cu gaz a sondelor de petrol În timpul funcționării cu gaz, cantitatea de gaz lipsă pentru ridicarea lichidului este pompată în puț de la suprafață. Dacă energia rezervorului de intrare, caracterizată de factorul de gaz, este suplimentată cu energia gazului pompat în puț de la suprafață, are loc o curgere artificială, care se numește gaz lift, iar metoda de operare este gaz lift (compresor). de lifting de gaz este puțuri cu randament mare, cu presiuni mari în fund, - puțuri cu factori mari de gaz și presiuni în fund sub presiunea de saturație, - puțuri de nisip (conțin nisip în produs), puțuri, precum și puțuri operate în condiții greu accesibile (de exemplu, inundații, inundații, mlaștini etc.).

Liftul cu gaz (air lift) este un sistem format dintr-un șir de țevi de producție (carcasare) și tuburi coborâte în acesta, în care lichidul este ridicat folosind gaz comprimat (aer). Acest sistem este uneori numit un lift cu gaz (aer). Metoda de operare a puțurilor se numește lifting cu gaz. Conform schemei de alimentare, în funcție de tipul de sursă a agentului de lucru - gaz (aer), se disting: - lift cu gaz compresor și non-compresor, iar după schema de funcționare - lift continuu și periodic cu gaz.

Principiul funcționării ridicării gazului: gazul de înaltă presiune este injectat în inel, în urma căruia nivelul lichidului din acesta va scădea și în tubulatura va crește. Când nivelul lichidului scade la capătul inferior al tubului, gazul comprimat va începe să curgă în tub și să se amestece cu lichidul. Ca urmare, densitatea unui astfel de amestec gaz-lichid devine mai mică decât densitatea lichidului care provine din formare, iar nivelul din tubulatura va crește. Cu cât se introduce mai mult gaz, cu atât densitatea amestecului va fi mai mică și înălțimea acestuia va fi mai mare. Odată cu alimentarea continuă cu gaz în puț, lichidul (amestecul) se ridică la gură și se revarsă la suprafață, iar o nouă porțiune de lichid intră constant în puț din formație. În funcție de numărul de rânduri de țevi coborâte, ascensoarele pot fi cu un singur rând sau cu două rânduri. În direcția injectării gazului - inelar și

Debitul unei puțuri de ridicare a gazului depinde de cantitatea și presiunea de injectare a gazului, adâncimea de imersie a tubului în lichid, diametrul acestora, vâscozitatea lichidului etc. lift al unui sistem central. c) ridicare pe două rânduri a sistemului de inele. d) sistem central pe două rânduri. e) lift pe un rând și jumătate.

Avantajele metodei de ridicare cu gaz: · simplitatea proiectării (nu există pompe în puț); · amplasarea echipamentelor tehnologice la suprafață (facilitează observarea și repararea acestuia), asigurând posibilitatea retragerii unor volume mari de lichid din puțuri (până la 1800 ÷ 1900 t/zi); · capacitatea de a opera puturi de petrol cu ​​udare abundentă și conținut ridicat de nisip, ușurință în reglarea debitului sondei. Dezavantajele metodei de ridicare cu gaz: costuri mari de capital; eficiență scăzută; consum crescut de tuburi, în special utilizarea ascensoarelor cu două rânduri; o creștere rapidă a consumului de energie pentru a ridica 1 tonă de ulei, precum și producția scade în timpul funcționării. În cele din urmă, costul producerii a 1 tonă de petrol folosind metoda gaz-lift este mai mic datorită costurilor de operare scăzute, deci este promițător.

Productie de ulei

Producția de petrol este o ramură a economiei angajată în extracția mineralelor naturale - petrol. Producția de petrol este un proces de producție complex care include explorarea geologică, forarea și repararea puțurilor, purificarea petrolului extras din apă, sulf, parafină și multe altele.

Rusia are una dintre cele mai mari resurse de combustibil și energie din lume. Aproximativ 13% din rezervele dovedite de petrol ale lumii sunt concentrate pe 13% din teritoriul Pământului, într-o țară în care trăiește mai puțin de 3% din populația lumii. Deoarece Rusia este bogată în rezerve de petrol, există anumite mecanisme pentru producția, rafinarea și transportul petrolului.

Metode de producere a uleiului: fântână (se eliberează lichid din cauza diferenței de presiune). instalarea liftului pe gaz a unei pompe centrifuge electrice (ECP). Instalarea EVN a unei pompe electrice cu șurub (ESVN) SRP (pompe cu tijă). alte.

Metoda curgătoare de producție a petrolului: producția curgătoare a puțurilor, așa cum sa menționat mai sus, este una dintre cele mai eficiente metode de producție a petrolului, în special în zone noi.

Avantajele producției de petrol curgător: - simplitatea echipamentului puțului; -lipsa alimentării cu energie a sondei de la suprafață; - capacitatea de a regla modul de funcționare al puțului într-o gamă largă; -confortul efectuării studiilor de puțuri și rezervoare folosind aproape toate metodele moderne; -posibilitatea controlului de la distanță al puțului; - durata semnificativă a perioadei de revizie a sondei (MRP), etc. Diagrama unui jet de ulei: 1 - packer (etanșare); 2 - armături pentru fântână; 3 - conducta pentru scurgerea uleiului spre depozitare; 4 - carcasa de suprafata (conductor); 5 - ciment; 6 - carcasă intermediară (tehnică); 7 - carcasă de producție; 8 - sir pompa-compresor; 9 - fluid extractibil.

Producția de ulei de ridicare cu gaz: Cu metoda de funcționare cu ridicare cu gaz, energia lipsă este furnizată de la suprafață sub formă de energie de gaz comprimat printr-un canal special. Gas lift este împărțit în două tipuri: compresor și non-compresor. Cu liftul de gaz al compresorului, compresoarele sunt utilizate pentru a comprima gazul asociat, iar cu liftul de gaz non-compresor, se utilizează gaz dintr-un câmp de gaz sub presiune sau din alte surse.

Avantajele producției de țiței cu gaz-lift: simplitatea echipamentului puțului și ușurința întreținerii; -exploatare eficientă a puțurilor cu abateri mari de foraj; -exploatarea puţurilor în formaţiuni cu temperatură ridicată şi cu factor gazos ridicat fără complicaţii; - capacitatea de a efectua întreaga gamă de lucrări de cercetare pentru a monitoriza funcționarea sondei și dezvoltarea câmpului; -automatizarea si telemecanizarea completa a proceselor de productie a uleiului; -perioade lungi între reparații de funcționare a sondei pe fondul fiabilității ridicate a echipamentului și a întregului sistem în ansamblu; - posibilitatea de a exploata simultan și separat două sau mai multe straturi cu control fiabil asupra procesului; - ușurința combaterii depunerii de parafină, săruri și procese de coroziune; - simplitatea lucrărilor de întreținere subterană a unei sonde, restabilirea funcționalității echipamentelor subterane pentru producția de puțuri de ridicare Natura producției de petrol de ridicare cu gaz: Schema de ridicare cu gaz

ESP (Pompa centrifugă electrică) este cel mai utilizat aparat pentru producția mecanizată de ulei în Rusia. ESP - pompa centrifuga, submersibila. Necesitatea de a opera un ESP într-un puț impune restricții asupra diametrului pompei. Majoritatea pompelor centrifuge utilizate pentru producția de ulei nu depășesc 103 mm (dimensiunea pompei 5A). În același timp, lungimea ansamblului ESP poate ajunge la 50 m. Principalii parametri care determină caracteristicile de funcționare ale pompei sunt: ​​debitul nominal sau productivitatea (m3/zi) presiunea dezvoltată la debitul nominal (m) pompa viteza de rotatie (rpm)

Pompele cu tije adânci (DSP) sunt cel mai comun tip de pompe concepute pentru ridicarea lichidului din puțurile de petrol. Caracteristici de proiectare Pompele constau dintr-un cilindru fix solid cu prelungiri, un piston mobil, supape de refulare și aspirație și un blocaj. Prelungirile sunt înșurubate pe cilindru, câte una pe fiecare parte. Prezența extensiilor permite scoaterea pistonului din cilindru în timpul funcționării pompei, ceea ce previne depunerile pe suprafața interioară a cilindrului, ceea ce elimină blocarea pistonului și creează condiții favorabile în timpul reparațiilor. Piesele pompelor sub tensiune sunt fabricate din oțeluri și aliaje înalt aliate, ceea ce asigură funcționarea fără probleme pe termen lung a pompelor. Etanșeitatea potrivirii pompelor, racordurile filetate și interschimbabilitatea completă a tuturor pieselor pompei sunt asigurate de precizia ridicată a fabricării acestora. În ceea ce privește dimensiunile de conectare și filetele, toate pompele sunt modificate pentru echipamentele casnice de fond de puț.

Potrivit analiștilor de la Amoco, statele din Golful Persic dețin două treimi din rezervele mondiale de petrol. Statele din Golful Persic au furnizat 22,8% din toate importurile de petrol către Statele Unite în 2001. În Irak au fost explorate câmpuri de petrol, care conțin 112,5 miliarde de barili de petrol. Potrivit BP Statistical Review of World Energy, Irakul are a doua cea mai mare rezervă de petrol din lume, pe locul doi după Arabia Saudită (261,8 miliarde de barili). Rezervele Kuweitului sunt estimate la 98,6 miliarde de barili, Iran - 89,7, Rusia - 48,6. În același timp, costul petrolului irakian și saudit este cel mai mic din lume.

PRINCIPALE SUBINDUSTRII care creează produsele țintă sunt PRODUCȚIA de petrol și gaze și PRELUCRAREA acestora. 1. CĂUTAREA ȘI EXPLORAREA ȚEIEI ȘI GAZELOR Căutările și explorarea noilor zăcăminte de țiței și gaze sunt efectuate atât de întreprinderi specializate, cât și de divizii ale companiilor petroliere (ruse și străine) 2. FUNȚURI DE FORAT Forajul este legătura dintre explorarea și producția geologică. 3. PRODUCȚIA DE ȚEI ȘI GAZ Sarcina principală este de a furniza petrol și gaze pieței interne și aprovizionării de export a țării. 4. PRELUCRAREA ȚEIULUI ȘI GAZULUI Volumele de producție ale rafinăriilor de petrol și gaze sunt în strânsă legătură cu volumele de producție de petrol și gaze și determină ritmul de dezvoltare reciproc. 5.TRASPORTUL ȘI DEPOZITAREA PRODUSELOR PETROLIE, GAZELOR ȘI PETROLIE. Gazul este furnizat consumatorilor prin sistemele principale de conducte de gaz, care sunt unite în Sistemul Unificat de Aprovizionare cu Gaz (UGSS). DEPOZITAREA GAZULUI este posibilă în principal în depozitele subterane.