• Выделение попутного газа при бурении нефтяных скважин физическое явление


    Физические основы добычи нефти и газа

    Глава 1

    ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

    1.1. Газонефтяное месторождение

    Естественное скопление нефти (газа) в недрах называется нефтяной (газовой) залежью. Совокупность залежей, расположенных на одном участке (районе) суши или моря, образует нефтяное (газовое) месторождение. Часто залежи нефти имеют газовые шапки, а газовые - нефтяные оторочки. В этих случаях тип залежи или месторождения определяется по значительности запасов одного из этих компонентов.

    Существуют две теории происхождения нефти - органическая и неорганическая. Более принята теория органического образования нефти и газа, по которой остатки животных и растительности, разлагаясь в недрах Земли под действием высоких температур и давления, образовали углеводороды - составляющие нефти и газа.

    Нефть (газ) совместно с водой содержатся в разветвленной системе пор, пустот, поровых каналов, трещин, каверн между отдельными зернами или агрегатами зерен породы, которая называется коллектор нефтяной залежи. Наличие пустот в коллекторе называется пористостью. Значение пористости определяется коэффициентом пористости, т.е. отношением общего объема всех пустот в породе к геометрическому объему породы с пустотами. С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается.

    Нефтенасыщенность - отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью, к общему объему пор.

    Проницаемость горных пород характеризует их способность пропускать через себя жидкость и газ.

    Абсолютная или физическая проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней какой-либо одной фазы - газа или однородной жидкости без физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

    Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы - жидкой или газовой.

    Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

    Упругость горных пород - способность их к изменению своего объема с изменением давления. Она влияет на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации.

    Внутреннее давление в пласте в процессе добычи нефти из залежи снижается, что приводит к уменьшению объема, а следовательно, к вытеснению из него жидкости и газа.

    Карбонатность горных пород - суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды, поташа, известняка, доломита, сидерита и др. Значение этой величины является основой для выбора средств воздействия на них. Так, например, соляная кислота растворяет карбонаты, увеличивая число пор и поровых каналов, что приводит к возрастанию проницаемости.

    Для получения притока нефти и газа к забоям скважин, которые вскрыли нефтяную залежь, необходим перепад давления между пластовым давлением и давлением на забое, создаваемым столбом жидкости и газа в скважине. Этот перепад давления называется депрессией. Количество жидкости, поступающей в скважину в единицу времени, т.е. дебит скважины, зависит от пластового давления, значений всех сопротивлений движению жидкости и депрессии.

    1.2. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях

    Пластовая жидкость может двигаться к забоям скважин под действием: напора краевых (контурных) вод; напора газовой шапки; энергии сжатого газа газонефтяной смеси; упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы; сил гравитации (тяжести) жидкости.

    Забой добывающей скважины является местом, куда вследствие пониженного давления стремится краевая вода и нефть, заполняя освобожденные поры пласта.

    Газ газовой шапки давит на поверхность газонефтяного контакта и вытесняет нефть к забою скважины, при этом газовая шапка увеличивается в объеме.

    Снижение пластового давления вызывает выделение из нефти растворенного в ней газа, последний расширяется и приводит в движение нефть в направлении забоя скважины.

    По мере извлечения нефти и газа из пласта за счет упругих сил нефти, воды, газа, а также вмещающей их породы, происходит снижение пластового давления. Это приводит к сокращению объема порового пространства, что является дополнительным источником энергии движения нефти к забою скважины.

    Под действием сил гравитации (тяжести) нефть перемещается из повышенных частей пласта к забою скважин, расположенных ниже.

    Силами сопротивления движению нефти по пласту являются силы трения, гидравлические сопротивления, силы адгезии (прилипания) нефти к породе и капиллярные (молекулярноповерхностные) силы, удерживающие нефть.

    Основное сопротивление движению нефти создают силы трения внутри жидкости и о стенки поровых каналов. Силы трения зависят от вязкости жидкости и проницаемости породы при заданных давлениях и температуре пласта.

    При двух- и трехфазном движении, т.е. при совместном движении нефти и газа или нефти, газа и воды, газ запирает (закупоривает) поры, что препятствует движению нефти.

    Явление адгезии (прилипания) нефти к породе проявляется в том, что нефть при контакте с поверхностью породы остается на ее поверхности при свободном истечении ее под действием силы тяжести в виде пленки.

    Капиллярные (молекулярно-поверхностные) силы проявляются на границе нефти и воды. Чтобы привести в движение нефть на контакте с водой, в пласте следует создать перепад давления, превышающий капиллярные силы, равные уравновешивающей силе тяжести.

    В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поро-вое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

    Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта и в дальнейшем именуют приведенным. Пластовое давление рассчитывают по картам изобар.

    Начальное пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению стол

    Газонефтеводопроявление ГНВП - Что такое Газонефтеводопроявление ГНВП?

    К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

    Газонефтеводопроявление (ГНВП) - регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

    В ходе бурения возникающие явления подразделяются на 3 вида по состоянию вещества флюида:

    • газопроявление, 
    • нефтеводопроявление,
    • газонефтеводопроявление.
    Газопроявление является наиболее опасным
    Его повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
    • Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
    • Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
    • Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.
    Нефтеводопроявления развиваются дольше, чем газопроявления.
    Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

    Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
    ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. 
    Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
    Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения. 


    Причины возникновения газонефтеводопроявлений при капитальном (КРС) или текущем (ТРС) ремонте скважин:
    • неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
    • возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
    • снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
    • неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
    • несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена  промывка за время более 1,5 суток.
    • нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
    • освоение пластов с высоким содержанием газа, растворенного в жидкости, и воды.
    • возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
    • глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
    • нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
    • долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
    • наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
    • при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя, 
    • при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин. 
    При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
    В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:
    • недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
    • несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
    • некачественное цементирование обсадных колонн
    • отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
    • неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
    • отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

    Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

    По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

    1 категория:

    • газовые скважины в независимости от величины пластового давления
    • нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
    • нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
    • нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
    • нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
    • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
    • нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
    • нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе
    2 категория
    • нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м3, но менее 200 м/м3
    • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
    3 категория
    • нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м3
    • нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %
    Эффективный контроль ГНВП  обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

    Признаки раннего обнаружения ГНВП

    • Прямые признаки в процессе углубления: 
    - повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении объема бурового раствора в приемных емкостях; 
    - значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счет снижения трения;
    - увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса; 
    - перелив бурового раствора при остановленном насосе; 
    - уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора
    - рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
    - наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается - основной признак появления ГВНП.
    - снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
    - изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
    - увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.. 
    • Косвенные признаки в процессе углубления: 
    - увеличение механической скорости проходки; 
    - снижение давления в буровом насосе; 
    - увеличение содержания сульфидов в буровом растворе; 
    - изменение крутящего момента на роторе; 
    - поглощение бурового раствора. 
    • Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора: 
    - увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;
     - уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны. 
    • Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках: 
    - перелив бурового раствора из скважины; 
    - увеличение давления на устье загерметизированной скважины; 
    - падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак). 

    Действия при появлении признаков ГНВП
    - прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
    - выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
    - информировать о ситуации АУП
    - устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

    Ликвидация ГНВП:
    -  производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
    - одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
    - при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
    - для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

    Методы устранения ГНВП:
    - ступенчатое глушение скважины.
    Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
    При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
    За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
    Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

    - 2 - стадийное глушение скважины.
    Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

    - 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
    При выявлении  ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
    Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
    Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

    - ожидание утяжеления скважины.
    После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
    При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

    Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь. 

    Действия перед вскрытием пласта с возможным ГНВП:

    • инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтепроявлений согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98г. и «Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений», утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88 г.;
    • проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; на буровой необходимо иметь 2 шаровых крана. 
    1 шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, 2й - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником.
    Все краны должны быть в открытом состоянии.
    Кроме шаровых должно быть 2 обратных клапана с приспособлением для их открытия;
    • превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками должны быть опрессованы на рабочее давление, сроки опрессовки согласовываются с Межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ; 
    • проверяется крепление отводов ПВО и при необходимости выкидные линии ПВО после концевых задвижек манифольда переопрессовываются с составлением акта опрессовки; 
    • плашечные превенторы ежесменно проверяются на закрытие и открытие; 
    • при смене плашек, замене вышедших из строя деталей превенторы опрессовываются на давление опрессовки последней колонны; 
    • при разноразмерном инструменте аварийная труба на приемных мостках должна быть покрашена в красный цвет, иметь соответствующие по размеру переводники, которые должны соответствовать прочностной характеристике верхней секции бурильных труб;
    • учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
    • оценка готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. 
    Перед вскрытием продуктивного горизонта на буровой должен быть 2-кратный запас бурового раствора с учетом объема раствора в скважине и неприкосновенный (аварийный) запас материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора в объеме скважины.
    Вскрытие продуктивного пласта должно производиться после проверки и установления готовности буровой установки к проведению этих работ комиссией под представительством главного инженера бурового предприятия с участием представителей военизированного отряда.
    По результатам проверки составляется акт готовности и военизированным отрядом выдается письменное разрешение на вскрытие и бурение продуктивного пласта.
    Порядок выдачи разрешения на дальнейшее углубление скважины после монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, цементного кольца за обсадной колонной определен в п. 262, 263 «ПБ в НиГП-2013».
    При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления.
    Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
    После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

    Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

    В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

    Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

    Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

    Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

    Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

    Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

    Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

    Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачи­вания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька га­зонасыщен­ность структуры увеличивается.

    Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расши­ряясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

    Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа - Общие вопросы

    В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

    В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. 
    Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). 
    Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

    Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м3/т.
    В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти. 
    То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). 
    Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

    Основа достоверного прогноза

    Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. 
    Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.
    Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. 
    Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различной пластовой нефти, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.
    Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.
    Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора. Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.

    Газ дополнительных источников разделяется на:

    • газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
    • газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

    Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

    Изменение газового фактора

    Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

    В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

    Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.

    По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов.

    При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

    На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке.

    В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время.

    Как учитывать ПНГ

    Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.

    Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ. 

    Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны. 
    Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.
    Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

    Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

    Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа - либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

    Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

    Значение учета ПНГ

    Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

    Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

    Например, система подготовки ПНГ ЭНЕРГАЗ на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания Аганнефтегазгеология - дочерняя компания НК РуссНефть). 

    Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20°С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами - рефрижераторным и адсорбционным. 

    Эта система осуществляет целый ряд операций:

    • осушка (через адсорбционный осушитель) - отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
    • очистка ПНГ - при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
    • компримирование (через дожимную компрессорную установку) - повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
    • учет (через узел учета) - точное определение объема подготовленного газа;
    • охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку - чиллер) - до проектных параметров газа.

    Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз. 

    Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

    Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании Сургутнефтегаз составили по месторождениям Западной Сибири - 99,29%, по Восточной Сибири - 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

    Учету ПНГ - государственный подход

    Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.

    Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.

    Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

    Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учета ПНГ на месторождениях. 

    Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

    А.В.Филиппов

    Введение в бурение нефтяных и газовых скважин

    Анализ и обработка всей этой большой массы информации дает инженерам по бурению необходимые элементы для составления программы бурения.

    Эти данные доступны из существующих документов, таких как:

    • Геологические профили; Журналы скважин; Отчеты о давлении; Отчеты по бурению; Отчеты по буровым растворам; Отчеты по цементированию; и т. д.

    Каждая скважина имеет свои особенности (глубинная, разведочная, эксплуатационная или оценочная скважина, береговая или морская, вертикальная, направленная или горизонтальная..), Но основные критерии одинаковы для всех типов скважин.

    Первым шагом инженеров к разработке программы бурения является построение тренда кривых градиента давления в зависимости от глубины (геостатическое, поровое давление и градиенты трещин) для расчета профиля обсадной трубы скважины.

    Выбор буровой установки, устья и противовыбросового превентора

    Уровни обсадных колонн, диаметры и вес колонн, соответствующие давления и температуры, а также объемы бурового раствора, который будет использоваться, - все это аспекты, участвующие в выборе типа буровой установки, систем предотвращения выбросов (противовыбросовый превентор, штуцерный манифольд, гидравлический контур) и устья.

    Выбор оснастки тесно связан с желаемой глубиной и весом соответствующих струн.

    В зависимости от веса струн, с которыми предстоит работать, используются оснастки, которые имеют разные характеристики, и что принципиально важно, так это прочность всего узла (талевого блока, кронблока, крюка и днища вышки), из которых струна зависает при спуске в колодец.

    При работе на шельфе выбор буровой установки определяется не только весом колонн, но и глубиной воды в районе работ.

    Буровые установки, установленные на морских судах или платформах, построены так, чтобы достигать максимально возможных глубин, и имеют на борту все материалы и оборудование, необходимые для бурения.

    Состав устья скважины зависит от давлений, которые могут быть достигнуты на различных этапах работы - как бурение, так и добыча - и от диаметра колонн, спускаемых в скважину.

    Управление буровыми работами

    Большая сложность процесса бурения, его высокая стоимость, необходимость обеспечения полной эффективности буровой установки, а также уважение к безопасности и окружающей среде требуют постоянной оптимизации операций, которая достигается за счет мониторинга и обработки всех имеющиеся данные, как геологические, так и буровые.

    Для достижения этих целей каждая буровая установка, и в особенности та, которая предназначена для бурения сложных, глубоких и, следовательно, дорогостоящих скважин, оснащена более или менее сложными устройствами для каротажа бурового раствора, которые позволяют - с помощью соответствующих датчиков и действий специализированного персонала - сбор, обработка и интерпретация широкого спектра информации, интересной как геологу, так и инженеру по бурению.

    Установки для каротажа бурового раствора

    оснащены датчиками, расположенными в соответствующих частях буровой установки, позволяющими осуществлять автоматический непрерывный сбор наиболее важных параметров, и передовыми информационными системами, основанными также на экспертных системах, как средства управления операциями в реальном времени с последующим сокращением времени и затрат.

    .

    % PDF-1.6 % 63 0 obj> endobj xref 63 45 0000000016 00000 н. 0000001759 00000 н. 0000001895 00000 н. 0000002335 00000 н. 0000002384 00000 н. 0000002509 00000 н. 0000002663 00000 н. 0000003062 00000 н. 0000003214 00000 н. 0000003798 00000 н. 0000004320 00000 н. 0000004547 00000 н. 0000004769 00000 н. 0000004999 00000 н. 0000005075 00000 н. 0000006802 00000 п. 0000008317 00000 н. 0000008351 00000 п. 0000009780 00000 н. 0000011029 00000 п. 0000012004 00000 п. 0000012377 00000 п. 0000012765 00000 п. 0000013021 00000 п. 0000013266 00000 п. 0000014669 00000 п. 0000014758 00000 п. 0000016374 00000 п. 0000018422 00000 п. 0000019762 00000 п. 0000019804 00000 п. 0000019857 00000 п. 0000022526 00000 п. 0000022560 00000 п. 0000022932 00000 п. 0000023080 00000 п. 0000023137 00000 п. 0000025828 00000 п. 0000104728 00000 н. 0000104904 00000 п. 0000183782 00000 н. 0000183957 00000 н. 0000184027 00000 н. 0000184103 00000 п. 0000001220 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 107 0 obj> поток m% ޅ sHln

    .

    7 причин, по которым бурение нефти и газа вредно для окружающей среды

    • Наша миссия
    • Дикие места
    • Ключевые вопросы
      • Сохранение земли и воды Вместе мы сможем защитить наши самые дикие земли.
      • Люди и природа Потому что время на природе важно для всех людей.
      • Энергия и климат Защита от загрязнения и безрассудного развития энергетики.
      Узнайте об угрозах, с которыми сталкивается Арктический национальный заповедник. Учить больше

      Мо Витчард

    • Новости
    • Увлекаться
      • Становиться участником Вы нужны дикой природе!
      • Присоединяйтесь к нашему движению Предоставьте свой голос диким землям.
      • Партнер с нами Для предприятий и организаций.
      • Увидеть больше способов дать Благотворительные пожертвования, благотворительность и многое другое.

      Учить больше

    • Присоединиться
      • Стать участником
      • Продлить членство
      • Зарегистрироваться
      • Защитники дикой природы
      • Преимущества членства
      • Примите участие
    • Пожертвовать
      • Одноразовый подарок
      • Ежемесячно
      • Планирование подарков и недвижимости
      • Еще способы дать
      • Продлить членство
    Поиск Меню Поиск

    Поиск

    .

    Разделение нефти и газа

    Скважина

    Скважина - это скважина, пробуренная в земле с целью обнаружения или добычи сырой нефти или природного газа; или предоставление услуг, связанных с добычей сырой нефти или природного газа. Также нефтяную скважину можно описать как трубопровод, идущий от кровли земли до нефтедобывающего пласта. По этой трубе нефть и газ выводятся на поверхность. Обычно скважины бурятся с помощью буровой установки поэтапно, начиная с бурения скважины на поверхности для достижения глубины от 60 до 400 метров.

    Бурильщики затем вытаскивают бурильную колонну и вставляют стальную трубу, называемую поверхностной обсадной колонной, которая цементируется на месте, чтобы предотвратить обрушение стены. Обсадная трубчатая стальная труба, соединенная резьбой и муфтами, составляет всю длину ствола скважины для обеспечения безопасного контроля добычи и предотвращения попадания воды в ствол скважины и предотвращения оседания горных пород в ствол скважины. Второй этап - установка НКТ. НКТ - это стальная труба меньшего диаметра, чем эксплуатационная обсадная колонна.Он опускается в обсадную колонну и удерживается пакерами, которые также изолируют продуктивные слои породы.

    НКТ

    НКТ свешиваются с наземной установки, называемой устьем скважины. На устье установлены клапаны, штуцеры и манометры, что позволяет регулировать добычу из скважины. Третий шаг - перфорировать скважину. Оболочка предотвращает обрушение ствола скважины, но также предотвращает попадание нефти или газа в ствол скважины.Поэтому отверстия проделываются через обсадную колонну в пласт. Обычно это достигается с помощью взрывного устройства, которое опускается в скважину на электрическом кабеле на необходимую глубину. Это устройство, представляющее собой набор зарядов взрывчатого вещества, называется перфоратором.

    Добыча нефти и газа из скважины. Обычно газ поступает в ствол скважины под собственным давлением. В результате большинство газовых скважин оборудовано только штуцерами и клапанами для регулирования потока через устье в трубопровод.Когда давление на устье ниже давления в трубопроводе, устанавливается компрессор для нагнетания газа низкого давления в трубопровод.

    Добыча сырой нефти сложнее. Сырая нефть имеет более крупные молекулы и менее легко перемещается через породу. Процент нефти в коллекторе, который может быть добыт естественным путем, называемый коэффициентом извлечения, определяется большим количеством элементов. К ним относятся плотность нефти, вязкость, пористость и проницаемость породы, давление в нефтяном пласте и давление других флюидов, таких как газ и вода в пласте.

    Насосная. В то время как некоторые нефтяные скважины обладают достаточным давлением, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность, большинство нефтяных скважин, пробуренных сегодня, требуют откачки. Это также известно как искусственный подъемник. Если это требуется для скважины, насос опускают по НКТ на дно скважины на колонне стальных штанг, называемой колонной штанг. Колонна штанг передает мощность насосу, вращаясь или перемещаясь вверх и вниз, в зависимости от типа используемого насоса. Погружные насосы3 используются на некоторых скважинах.



    Стимуляция скважин. Во многих нефтяных и газовых скважинах требуется одна дополнительная стадия - стимуляция пласта физическими или химическими средствами, чтобы углеводороды могли более легко перемещаться в ствол скважины через поры или трещины в коллекторе. Обычно это делается перед установкой насоса или при снятии насоса для обслуживания.

    Одной из форм стимуляции-кислотной обработки является закачка кислот под давлением в горную породу через эксплуатационные колонны и перфорационные отверстия.Это создает каналы за пределами перфорационных отверстий для возврата нефти и газа в скважину. Другой распространенный метод стимуляции - это перелом или разрушение. Жидкость, такая как вода или нефтепродукт, закачивается в скважину под давлением, достаточным для создания трещин (трещин) в пласте.

    Проппант - твердое вещество, такое как песок, керамика или материал с полимерным покрытием - вводится вместе с жидкостью. По мере того, как жидкость диспергируется, материал остается, чтобы поддерживать трещину в открытом состоянии.

    Тестирование скважин

    При добыче газа и нефти все большее значение приобретает эффективная работа добывающих скважин. Чтобы определить производительность нефтяной или газовой скважины, необходимо провести ряд испытаний. Эта процедура называется тестированием. Существует большое количество видов испытаний скважин, и каждый из них нужен для получения определенной информации о скважине.

    Различный персонал проводит множество испытаний скважин, некоторые из которых являются стандартными, а некоторые - сложными.В зависимости от типа теста, который должен быть выполнен, стандартное оборудование для аренды может быть всем, что необходимо для теста. В других испытаниях может потребоваться специально разработанное оборудование. В любом случае очень важно, чтобы испытание было проведено точно, поскольку данные испытания скважины представляют истинную историю скважины и пласта, в котором она завершена.

    Испытание потенциала: наиболее часто проводимое испытание скважины - испытание потенциала, которое представляет собой измерение наибольшего количества нефти и газа, добываемого скважиной за 24-часовой период при определенных фиксированных условиях.Объем добытой нефти измеряется в автоматически управляемой установке для производства и испытаний. Его также можно измерить с помощью проводных измерений в арендуемом резервуаре. Добываемый газ измеряется одновременно с помощью такого оборудования, как диафрагменный измеритель или прибор для испытания диафрагм. Основное оборудование, необходимое для испытаний этого типа, обычно доступно в качестве стандартного оборудования на арендованном резервуарном парке.

    Проверка потенциала обычно проводится на каждой вновь завершенной скважине и часто в течение срока ее эксплуатации.Информация, полученная в результате этого испытания, требуется государственной регулирующей группе, которая устанавливает допустимую добычу, которой должен следовать оператор скважины. Время от времени необходимо проводить испытания, и производственные допуски корректируются по результатам испытаний. Очень часто эти тесты проводятся производителем, чтобы помочь в установлении надлежащей производственной практики.

    Испытание забойного давления: это испытание - это измерение пластового давления скважины на определенной глубине или в средней точке продуктивного интервала.Целью этого теста является измерение давления в зоне, в которой скважина закончена. При проведении этого испытания манометр специальной конструкции опускается в скважину с помощью троса. Давление на выбранной глубине фиксируется манометром. После этого газ поднимается на поверхность и забирается из скважины. Регулярные исследования забоя скважины предоставят ценную информацию о снижении или истощении зоны, в которой скважина ведет добычу.

    Тесты производительности.Тесты производительности проводятся как на нефтяных, так и на газовых скважинах и включают в себя как потенциальное испытание, так и испытание забойного давления. Цель состоит в том, чтобы определить влияние различных расходов на давление в зоне добычи. Таким образом, можно установить некоторые физические характеристики коллектора и рассчитать максимальный потенциальный расход. Это испытание снижает риск повреждения скважины, которое могло бы произойти, если бы скважина была добыта с максимально возможным дебитом.

    Специальные испытания: Два типа специальных испытаний - это определение уровня жидкости и определение забоя. Первый необходим для скважин, которые не будут протекать и которые должны добываться насосом или искусственным подъемом. Определение забойного давления обычно проводится вместе с испытанием забойного давления и проводится для определения температуры скважины на забое.

    Необходимо опустить в колодец на тросе специально сконструированный манометр регистрирующий.

    Температурные испытания используются инженером при решении задач о природе нефти или газа, добываемых из скважины. Это также полезно для обнаружения утечек в трубе над зоной добычи. Другие специальные испытания проводятся с помощью индикаторов расхода и радиоактивных индикаторов.

    Разделение нефти и газа

    Скважинные жидкости должны быть разделены на нефть, газ и воду, и каждый из них должен быть измерен.На заре нефтяной промышленности сепараторы не использовались. Продукция из скважин сбрасывалась непосредственно в резервуары для хранения. Хотя это привело к разделению жидкостей и газов, эта практика была расточительной и опасной. Сепараторы были разработаны, чтобы уменьшить количество таких отходов, а также уменьшить опасность пожара и взрыва.

    Нефтяные смеси часто сложны, и их трудно эффективно разделить. Оборудование, используемое для отделения жидкостей от газов, называется сепаратором.Самая простая форма сепаратора нефти и газа - это небольшой резервуар, в котором сила тяжести используется для разделения нефти и газа1. Нефть, будучи тяжелой по сравнению с газом, падает на дно резервуара, из которого поступает в резервуары для хранения. Газ, будучи более легким, поднимается в верхнюю часть резервуара и оттуда поступает в систему сбора газа.

    В дополнение к использованию силы тяжести современные сепараторы используют другие силы для наилучшего разделения нефти и газа.Способ использования каждой из этих сил можно лучше понять, проследив за потоком смеси нефти и газа через сепаратор (см. Рисунок ниже).

    Вертикальный сепаратор: смесь нефти и газа поступает на впуск, где ей придается вихревое движение за счет спиральной впускной перегородки в пространстве или камере сепаратора. В этот момент есть две силы, стремящиеся отделить нефть от газа. Первый - это эффект гравитации; второй - центробежное действие, которое заставляет частицы тяжелой нефти собираться на стенках сепаратора.Газ, который все еще содержит немного масла, поднимается через камеру, а затем поступает в вихревой цилиндр, а масло стекает по трубкам в нижнюю часть сепаратора. Затем газ проходит через другую камеру и выходит из сепаратора через выпускное отверстие для газа.

    Сепаратор масляных листьев на выходе масла. Масло регулируется поплавком и регулирующим клапаном, поэтому жидкость покрывает сливные трубки и выпускное отверстие для масла.

    Горизонтальный разделитель: Также распространены разделители горизонтального типа; и, хотя и имеют разную конструкцию, они используются так же, как и вертикальный разделитель.Есть однотрубные и двухтрубные сепараторы. Часто используются горизонтальные разделители двухтрубной конструкции. Агрегат выполнен, если две горизонтальные трубы установлены одна над другой. Трубки соединены проточными каналами около концов трубок. Смешанный поток нефти и газа входит в один конец верхней трубы. Жидкости попадают через первую соединительную подающую трубу в резервуар для жидкости, который занимает нижнюю часть нижней трубы. Нефть, отделенная от газа, поступает в резервуары. Газ выходит из сепаратора через выходное отверстие для газа.

    Сепаратор однотрубный.

    Ступенчатый сепаратор: при определенных условиях часто желательно использовать более одной ступени разделения, чтобы получить более полное извлечение жидкостей. Например, трехступенчатая система разделения работает следующим образом: первая ступень работает при самом высоком давлении, а вторая и третья - при более низком.

    Низкотемпературный сепаратор: Низкотемпературная сепарация - это метод разделения, который иногда используется при добыче из газовых скважин высокого давления, которые производят некоторые легкие жидкости.Разделение жидкости стало возможным благодаря охлаждению газового потока перед разделением.

    Система хранения

    После отделения газа от нефти и обработки нефти для удаления воды и отложений (если они есть) нефть поступает в складские резервуары, которые обычно называют батареей резервуаров. Резервуары в резервуарном парке будут различаться по количеству и размеру, в зависимости от ежедневного производства по аренде и частоты прокладки трубопроводов.Внедрение автоматических единиц коммерческого учета и их приемка трубопроводами и производителями снизили требования к хранению. Общая емкость резервуарного парка обычно составляет от 3 до 7 дней производства; то есть в 3–7 раз больше максимальной суточной добычи или допустимой для скважин, подключенных к резервуарному парку. В батарее обычно два или более резервуара, поэтому, пока масло перекачивается из одного резервуара, другой резервуар может заполняться.

    Большинство резервуаров изготовлено из стали на болтах или сварной стали.Резервуары для хранения обычно имеют нижнее сливное отверстие для слива основных отложений и воды. На некоторых участках резервуары необходимо часто очищать из-за скопления парафина и основных отложений, которые можно удалить через сливное отверстие. Поэтому резервуары оснащены пластинами для очистки. Пластины для очистки можно снять, чтобы рабочий мог войти в резервуар.

    Точка, где трубопроводная компания подключается к арендуемым резервуарам, обычно находится на полметра выше дна резервуара.Пространство под выпускными отверстиями трубопровода обеспечивает сбор основных отложений и воды. Выпускной клапан трубопровода герметизируется и закрывается металлической заглушкой при наполнении резервуара и аналогичным образом блокируется в открытом положении при опорожнении резервуара. Масло попадает в бак через впускное отверстие сверху. Обычно клапан находится на впускной линии, чтобы его можно было закрыть для предотвращения попадания масла в резервуар после того, как резервуар будет заполнен и готов к отправке. Если хранение нефти регулируется вручную, резервуар снабжен люком для отбора проб или манометром на крыше резервуара, поэтому количество масла в резервуаре можно определить с помощью стальной измерительной линии.Люк для вора достаточно велик, чтобы в резервуар можно было опустить устройство, называемое вором, и получить образцы нефти для определения основных отложений и содержания воды в нефти и ее плотности в градусах API. Эта операция называется похищением танка. Температура масла в баке определяется при похищении бака. .

    Когда хранение осуществляется автоматически, устройства, называемые контроллерами уровня жидкости, сигнализируют о том, что резервуары заполнены, а клапаны открываются и закрываются в соответствии с заранее составленным графиком.


    Дата: 03.01.2016; просмотр: 2153


    .

    % PDF-1.4 % 303 0 obj> endobj xref 303 47 0000000016 00000 н. 0000001933 00000 н. 0000002115 00000 н. 0000002243 00000 н. 0000002572 00000 н. 0000002659 00000 н. 0000003308 00000 н. 0000003882 00000 н. 0000003974 00000 н. 0000004615 00000 н. 0000005277 00000 н. 0000005371 00000 п. 0000005999 00000 н. 0000006634 00000 н. 0000006723 00000 н. 0000007320 00000 н. 0000007983 00000 п. 0000029819 00000 п. 0000029890 00000 н. 0000030006 00000 п. 0000030137 00000 п. 0000030238 00000 п. 0000030285 00000 п. 0000030433 00000 п. 0000030547 00000 п. 0000030594 00000 п. 0000030687 00000 п. 0000030734 00000 п. 0000030833 00000 п. 0000030881 00000 п. 0000031010 00000 п. 0000031105 00000 п. 0000031152 00000 п. 0000031283 00000 п. 0000031376 00000 п. 0000031424 00000 п. 0000031522 00000 п. 0000031569 00000 п. 0000031616 00000 п. 0000031663 00000 п. 0000031711 00000 п. 0000031759 00000 п. 0000031872 00000 п. 0000031920 00000 п. 0000032012 00000 п. 0000032059 00000 п. 0000001236 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 349 0 obj> поток xb``f``b`a`Нπ

    .

    не найдено - OnePetro

    Американский институт нефтиАмериканская ассоциация механиков горных породАмериканское общество инженеров по технике безопасностиBHR GroupКонференция по технологиям управления углеродными ресурсамиМеждународная конференция по технологиям нефти Инженеров-нефтяниковОбщество инженеров-нефтяниковОбщество петрофизиков и аналитиков каротажаСообщество подводных технологийОбщество военно-морских архитекторов и морских инженеров Конференция по технологиям нетрадиционных ресурсов Всемирный нефтяной конгресс

    Добавить

    Коррозия International Journal of Offshore and Polar EngineeringJournal of Canadian Petroleum TechnologyJournal of Petroleum TechnologyJournal of Sailboat TechnologyJournal of Sailing TechnologyJournal of Ship ProductionJournal of Ship production and DesignJournal of Ship ResearchJournal of the Petroleum Evaluation EngineersThe Log AnalystMarine Technology and SNAME Executive NewsOil and Gas Executive NewsOil and Gas Executive News Журнал Нефтяная промышленность Нефтяные технологииПетрофизикаПрофессиональная безопасность Журнал PROneftSociety of Petroleu

    .

    Смотрите также