Анализ потерь нефти и газа в системах сбора и подготовки нефти и пути их уменьшения
Геологическое строение и особенности разработки Южно-Александровского месторождения. Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти в НГДУ "Речицанефть". Анализ мест потерь нефти и газа, рекомендации по их уменьшению в различных процессах.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.12.2010 |
| Размер файла | 279,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
ТЕМА:
"Анализ потерь нефти и газа в системах сбора и подготовки нефти и пути их уменьшения"
Гомель, 2004
Введение
За последние годы в связи с ужесточением в нашей стране законов о защите окружающей среды стало уделяется большое внимание борьбе с загрязнением атмосферы лёгкими фракциями углеводородов. Ежегодно по различным оценкам в атмосферу планеты выбрасывается 50…90 млн т углеводородов. Значительная часть этих выбросов приходится на предприятия нефтеперерабатывающей и нефтегазодобывающей отраслей промышленности.
Проблема сокращения технологических потерь углеводородов (нефти и нефтяного газа) в системе сбора и подготовки продукции скважин (на всем пути движения добытой нефти от скважины до потребителей) весьма актуальна и ее решение имеет важное экологическое и экономическое значение. Постоянное уменьшение объёма добычи нефти, тяжёлые условия её извлечения, а также ухудшение экологической обстановки заставляет предприятия нефтяной промышленности с большим вниманием относиться к вопросу сокращения технологических потерь. Так как применение современных систем улавливания лёгких фракций углеводородов позволяет не только сохранить значительные объёмы ценной продукции, но и уменьшить загрязнение окружающей среды.
Целью данного проекта является анализ эффективности применяемых в Республике Беларусь технологий по сокращению технологических потерь лёгких фракций углеводородов, рекомендации по их уменьшению, а также обзор современных технологий, разработанных в последние годы в данном направлении.
1. Геологическое строение и особенности разработки Южно-Александровского месторождения
1.1 Геологическое строение Южно-Александровского месторождения нефти
1.1.1 Общие сведения о месторождении
Южно-Александровское месторождение открыто объединением «Белоруснефть» в 1980 году. Приурочено к Александровско-Борщевской зоне приразломных поднятий Припятского прогиба и находится в Речицком районе Гомельской области республики Беларусь. Данное месторождение находится в благоприятных климатических и экономико-географических условиях.
В орографическом отношении территория представляет собой заболоченную и занесенную равнину с хорошо развитой речной сетью.
Рельеф расчленён слабо, абсолютные отметки поверхности земли над уровнем моря колеблются в пределах от 122,8 до 124,5 м. Ближайшей рекой является река Днепр. Имеется сеть осушительных каналов и небольших водоёмов, которые пересыхают в летний период. Климат района умеренно континентальный. Средняя температура января -6°С, июля - +18,6°С. Осадков выпадает 600 - 720 мм в год.
В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Основные отрасли сельского хозяйства - земледелие и животноводство.
Промышленность развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, металлообрабатывающей, лёгкой, химической и нефтедобывающей промышленности.
Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти. Попутный газ утилизируется на Белорусском ГПЗ (газоперерабатывающем заводе).
В пробной эксплуатации месторождение находится с ноября 1981 года, в промышленной разработке - с мая 1984 года [15 с.].
1.1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения
В соответствии с данными, изложенными в [14 с.] и уточнёнными в [1 с.], в геологическом строении Южно-Александровского месторождения принимают участие осадочные образования палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхние соленосные - галитовая и глинисто-галитовая; надсолевая.
Подсолевая терригенная толща представлена отложениями верхнее протерозойской эратермы (PR2) и девонской системы в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов (D22 vtb+pr, D12 nr, D12 st, D13ln), Залегают отложения с угловым стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически представлены глинами темноцветными, песчаниками пестроцветными, кварцевыми, разнозернистыми; алевролитами тёмно-серыми с подчинёнными прослоями глин и доломитами с прослоями песчаников, ангидритов и мергелей.
Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений 22 м (скв. №15).
Подсолевая карбонатная толща сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоёв евлановского горизонтов.
Саргаевский горизонт (D13 sr). Вскрытая толщина колеблется от 10,5 до 36 м. Отложения представлены доломитами тёмно-серыми, тонкослоистыми, мелкозернистыми, плотными, крепкими.
Семилукский горизонт (D13 sm). Отложения представлены долмитами слабоглинистыми пористо-кавернозными, часто со стилолитовыми швами. Толщина отложений изменяется от 28,5 до 31 м.
Речицкий горизонт (D13 rch). Отложения представлены мергелями серыми, тонкоплитчатыми, плотными. Толщина отложений изменяется от 45,5 до 50,5 м.
Воронежский горизонт (D13 vr). Отложения представлены известняками доломитистыми, послойно сульфатизированными. Толщина отложений изменяется от 98 до 131 м.
Евлановский горизонт (D13 ev, ks). В нижней части евлановского горизонта залегают кустовницкие слои, которые сложены чередующимися известняками, доломитами, мергелями, глинами, ангидритами. Породы тёмноцветные, глинистые, сульфатизированные с порами и кавернами. Отложения вскрыты скважиной №15, толщина 48 м.
Нижнесоленосная толща включает нерасчленённые отложения евлановского (анисимовские слои) и ливенского (D13 ev(an)+D13 lv) горизонтов. На данном месторождении аналогом этой толщи являются вулканогенные отложения, представленные туфами, трахитами, туфопесчаниками с прослоями глин и мергелей. Вскрытая толщина изменяется от 5 до 1211 м.
Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на вулканогенных отложениях ливенского горизонта.
В составе межсолевой толщи изучаемой территории выделяются задонский, елецкий и петриковский горизонты. Домановичский горизонт (D13 dm) выделить не удается, так как он или литологически не отличается от нижезалегающей вулканогенной толщи, что более вероятно, или выпадает из разреза в результате размыва или перерыва в осадконакоплении. В Припятском прогибе толщина домановичских отложений изменяется от 0 до 51 м.
Задонский горизонт (D13 zd). Задонский горизонт на рассматриваемом участке представлен в неполном объёме. При сопоставлении скважин изучаемой территории со скважинами Дунайской, Борщёвской и Западно-Александровской площадей складывается мнение, что в направлении от Западно-Александровской площади к Дунайской и изучаемой площадям, при довольно полном объёме вишанских слоёв, происходит уменьшение объёма остальной части разреза задонского горизонта, что может свидетельствовать о наличии предвишанского разрыва или перерыва в осадконакоплении. Литологически горизонт на большей части изучаемой территории представлен доломитами биогермными слабоглинистыми, кавернозными, трещиноватыми, сменяющимися на востоке в районе Борщёвской площади на известняки органогенно-водорослевые и органогенно-детритовые с прослоями мергелей. На западе, в районе скважины №2-Южно-Александровская развиты доломиты органогенно-водорослевые и известняки органогенно-детритовые с прослоями мергелей. В верхней части разреза в отложениях появляются прослои туффитов, над которыми часто развит пропласток ангидритов. Толщина горизонта изменяется от 30 м в центральной части Южно-Александровской площади до 83 м в центральной части Александровской площади.
Елецкий горизонт (D23 el). Разрез елецкого горизонта резко отличается по литологии от разреза задонского горизонта наличием вулканогенных образований - туфов, туффитов, туфопесчаников. Елецкий горизонт разделён на дроздовские, верхне- и нижнетуровские слои. Нижнетуровские слои на большей части территории представлены доломитами биогермными. На востоке в районе Борщевской площади и на западе в районе скважин №№2, 3, 4 - Южно-Александровские доломиты биогермные сменяются переслаиванием мергелей, известняков и доломитов детритовых с прослоями туффитов. Толщина горизонта изменяется от 79 м в скважине №1-Южно-Александровской до 177 м в скважине №12-Александровской. Наибольшие толщины слоёв в центральных частях структур, а минимальные на её периферии. Верхнетуровские слои на большей части территории представлены вулканогенными фациями, только в самой центральной части Южно-Александровской структуры развиты доломиты биогермные, сменяющиеся в верхней части разреза на туфодоломиты и лавобрекчии лимбургитов. Толщина слоёв в центральных частях структур изменяется от 44 м (скважина №37-Южно-Александровская) до 58 м (скважина №54-Южно-Александровская) и увеличивается до 123-148 м на их южных склонах. Дроздовские слои сложены практически повсеместно вулканогенно-осадочными образованиями, отличающимися разным соотношением вулканогенного материала и глинисто-карбонатных пород. Увеличение вулканогенного материала и его погрубление происходит с запада на восток. Вулканогенный материал представлен туфами и туффитами трахитового и нефелино-трахитового состава. Толщина слоёв изменяется от 101 до 215 м. Максимальные толщины распространены в юго-западной части Южно-Александровской площади (до 300 м).
Петриковский горизонт (D23 ptr) согласно залегает на елецких отложениях. Петриковский горизонт сложен переслаиванием известняков органогенно-детритовых, органогенно-водорослевых в различной степени глинистых, а также мергелей, туфов и туффитов, с прослойками доломитов. Толщина отложений изменяется от 20 м в скважине №51-Южно-Александровской до 111 м в скважине №14-Южно-Александровской. Минимальные толщины распространены в приподнятых крыльях разломов, максимальные - на опущенных крыльях.
Верхняя соленосная галитовая толща в составе лебедянского горизонта и найдовских слоёв оресского горизонта несогласно перекрывает межсолевые отложения и сложена, в основном, каменной солью с прослоями известняков доломитистых, местами засоленных. Толщина отложений изменяется от 291 до 812 м.
Верхнесоленосная глинисто-галитовая толща, сложенная шатилковскими слоями оресского горизонта и стрешинским горизонтом, представлена переслаиванием каменной соли, глин, мергелей, ангидритов. Толщина отложений изменяется от 236 до 967 м.
Надсолевая толща сложена отложениями девонской (полесский горизонт D23 pl), каменноугольной и пермской систем палеозойской эратермы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратермы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратермы. Представлена терригенными и карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов, известняков, песками с кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, известняками, писчим мелом, ледниковыми и водноледниковыми образованиями. Толщина надсолевых отложений изменяется от 1383 (скв. №2) до 1950 м (скв. №15).
1.1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
Южно-Александровское месторождение расположено в восточной части северной структурной зоны Припятского прогиба и приурочено к Александровско-Борщевской зоне поднятий.
В современном плане Южно-Александровская структура по поверхностям всех стратиграфических подразделений межсолевой толщи представляет собой полуантиклиналь, примыкающую к Александровскому разлому. Данная структура является частью древней брахиоантиклинали, ядро которой сложено рифогенными образованиями. Основанием для органогенной постройки служило поднятие по поверхности евлано-ливенско-домановичской вулканогенной толщи. Структуры характеризуются пологими углами падения слоёв в своде и более крутыми на крыльях, причём поверхность евлано-ливенско-домановичской толщи залегает несколько круче, чем поверхность петриковского горизонта. Площади распространения органогенных фаций уменьшаются в верхнетуровских отложениях по сравнению с задонскими и нижнетуровскими, а в дроздовских и петриковских отложениях доля их вовсе незначительна. Одновременно с этим на крыльях структур, а затем и в своде увеличивается доля вулканогенно-осадочных образований, причём вулканогенный материал превалирует на восточных крыльях [1 с.].
1.1.4 Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными коллекторами межсолевых отложений.
Задонско-елецкая залежь массивная, сводовая, тектонически ограниченная сбросами с севера и юга. С запада и востока ограничена контуром нефтеносности.
Размеры залежи: длина 1,8 км; ширина 0,85 км; высота 225 м. Режим работы - упруго-водонапорный, однако, объём области питания ограничен. Коллекторами являются доломиты, в различной степени пористые, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Максимальные нефтенасыщенные толщины установлены в районе скважин №№5, 19, 39, 40, 46, 49 и составляют 175-194 м, уменьшение толщин наблюдается к контуру нефтеносности за счёт литологического замещения пород-коллекторов более глинистыми карбонатными породами. В районе скважин №№32, 33 нефтенасыщенная мощность составляет 24,4-38 м в районе скважин №№6 и 52 - 36-38 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина определена по ГИС - 60 м.
Начальный водонефтяной контакт (ВНК) принят на абсолютной отметке -2856 м, текущий ВНК - 2783 м.
Коэффициенты открытой ёмкости и нефтенасыщенности для задонско-елецкой залежи определялись как средневзвешенные величины по толщине. Коэффициент открытой пористости равен 0,11; нефтенасыщенности - 0,89.
Средняя величина коэффициента расчленённости - 4,82 на восточном участке; 10,6 - на западном.
Петриковская залежь вскрыта одной скважиной №3, где при испытании в колонне (интервал 2771-2790 м) получен приток нефти дебитом 1,7 м3/сут.
Залежь представлена в виде линзы ограниченного размера. Тип залежи - пластовая, литологически ограниченная. Размер залежи принят равным радиусу дренажа - 300 м. Коллекторами являются порово-трещинные известняки. Нефтенасыщенная толщина по ГИС составляет 1,2 м. Коэффициент открытой пористости равен 0,04; нефтенасыщенности - 0,82.
Во время поисково-разведочных работ наряду с межсолевыми отложениями признаки нефтеносности были получены в сульфатно-карбонатнах пластах верхнесоленосной толщи (скв. №№2,3). Однако эти отложения остались малоизученными и недостаточно испытанными. В раздел включена информация, изложенная в [2].
Начальные балансовые запасы месторождения составляют 6106 усл. ед.
Извлекаемые запасы нефти:
Начальные - 3358 усл. ед.
Текущие (на 01.01.2004 г.) - 574 усл. ед.
Добыча нефти на 01.01.2004 г. - 2784 усл. ед.
1.2 Особенности разработки Южно-Александровского месторождения нефти
В промышленной разработке месторождение находится с 1984 г. Основным объектом разработки является залежь нефти елецко-задонского горизонта. Данная залежь разрабатывалась по «Проекту разработки Южно-Александровского месторождения», составленному в 1994 г., затем согласно «Дополнениям к проекту разработки», составленным в 1999 г. [5] и 2001 г. [6].
По состоянию на 01.01.2004 г. начальные извлекаемые запасы составляют 3358 тыс. т, остаточные извлекаемые запасы - 574 тыс. т.
В настоящее время залежь находится на третьей стадии разработки. Разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды в приконтурные нагнетательные скважины.
Разбуривание залежи закончено к 1997 г. Добывающие скважины расположены в три ряда, параллельно контуру нефтеносности, плотность сетки - 7,9 га/скв.
В «Дополнении к проекту разработки, 2001 г.» рассмотрено два варианта разработки елецко-задонской залежи. К внедрению рекомендуется вариант 2, как наиболее оптимальный по уровням отбора нефти, темпам обводнения, характеру выработки запасов и т.д.
В этом варианте разработки:
технологические показатели рассчитаны на период 2001-2005 гг.;
бурение новых добывающих скважин не предусмотрено;
максимальный уровень добычи нефти 122,5 тыс. т (3,65% от извлекаемых запасов) достигается в 2001 г.;
способ эксплуатации фонтанный;
система заводнения - приконтурная, достаточно эффективна и коренных изменений не требует;
рекомендуется увеличить объемы закачки с последующим уменьшением (текущая компенсация - 175% в 2001 г., после чего необходимо снизить её до 100% в 2004-2005 гг.).
По состоянию на 01.01.2002 г. залежь эксплуатируется 16 добывающими скважинами. Все они работают фонтанным способом в периодическом режиме с целью сохранения оптимального темпа извлечения запасов и равномерного подъема ВНК. Три скважины (44, 51, 56) выбыли из добывающего фонда в связи с обводнением.
Нагнетательный фонд включает 7 скважин (6, 34, 48, 43, 41, 50, 53).
Основными проблемами разработки являются:
Разработка залежи с использованием начальной стадии режима растворенного газа, о чем свидетельствует анализ разработки и детальный анализ результатов исследований глубинных проб нефти, условий их отбора (давление насыщения составляет 27,5 МПа, текущее давление в залежи на 01.01.2002 г. - 26,7 МПа).
2. Рост обводненности добываемой продукции.
Следует отметить, что большая часть скважин залежи (19, 35, 36, 39, 40, 45 и др.) работают с высокими фактическими дебитами нефти - 60-110 т/сут и имеют высокие коэффициенты продуктивности, что обусловлено хорошими емкостно-фильтрационными свойствами пород: нефтенасыщенная мощность выше 100 м, в своде - 175-198 м, пористость до 12,5%, нефтенасыщенность до 90%. Скв. 30, имеющая низкий коэффициент продуктивности, работает с фактическим дебитом меньше 50 т/сут. Скв. 31 практически не работает из-за обводнения.
Как показывает анализ разработки, между нагнетательными и добывающими скважинами существует хорошая гидродинамическая связь по площади и разрезу, обусловленная высокой однородностью коллекторских свойств и хорошими емкостно-фильтрационными свойствами пород. Система разработки, применяемая на залежи, с поддержанием пластового давления путем закачки воды в приконтурные нагнетательные скважины, достаточно эффективна.
2. Описание процесса сбора, подготовки и реализации нефти
2.1 Системы сбора и транспортирования продукции скважин
На старых нефтяных месторождениях широко применялись негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора нефти, газа и воды, характеризующиеся высокими потерями лёгких фракций нефти (до 3%).
Все новые месторождения обустраиваются герметизированными и автоматизированными системами сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды, полностью исключающими потери лёгких фракций нефти [10 с. 8]. На устьях добывающих скважин при таких системах поддерживается давление порядка 1,5 МПа, обеспечивающее транспортирование нефти, газа и воды до первой ступени сепарации, устанавливаемой на дожимных насосных станциях (ДНС), или, если месторождение небольшое по площади (?100 км2), до парка товарных резервуаров.
Основными критериями для выбора герметизированных систем сбора и транспортирования нефти, газа и воды служат следующие четыре фактора: величина площади и конфигурация нефтяного месторождения; рельеф местности; физико-химические свойства нефти, нефтяных эмульсий, а также климатические условия данного месторождения.
2.1.1 Двухтрубная самотечная система
При самотечной системе сбора сепарация газа от жидкости (нефти и воды) может происходить или у устья каждой скважины - индивидуальная замерная установка (ИЗУ) - или на групповой замерной установке (ГЗУ), обслуживающей несколько скважин [10 с. 9-12]. Характерной особенностью самотечной системы сбора нефти как индивидуальной, так и групповой является то, что жидкость по выкидным линиям и сборным коллекторам движется за счёт напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце трубопровода.
ИЗУ самотечной системы работает следующим образом. Нефть, газ и вода из скважины поступают в трап (сепаратор), расположенный в непосредственной близости от устья скважины. Отделившиеся от газа нефть и вода в трапе могут направляться в открытый мерник или в выкидную самотечную линию, ведущую к сборному пункту (СП), на котором смонтированы открытые участковые резервуары и сырьевые насосы.
При нестойкой эмульсии количество нефти и воды измеряют в трапе с помощью водомерного стекла или в мернике по скорости подъёма уровня нефти при закрытой задвижке. При поступлении из скважин стойких эмульсий из мерника отбираются пробы и в лабораторных условиях на аппарате Дина-Старка определяется обводнённость нефти.
Отсепарированный от нефти газ в трапе проходит регулятор давления «до себя» и направляется в газопровод, идущий на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).
ГЗУ самотечной системы сбора нефти, газа и воды работает следующим образом. Продукция нескольких скважин (4-8) по выкидным линиям направляется в распределительную батарею, откуда она может поступать в трап первой ступени, затем - в трап второй ступени. Жидкость из трапа второй ступени по самотечному коллектору поступает в сборный пункт. Отделившийся от нефти газ в трапе первой и второй ступеней направляется через соответствующие регуляторы давления «до себя» в газопроводы, подводящие его на ГПЗ или местным потребителям.
Из распределительной батареи продукция какой-либо одной скважины может направляться также для измерения её количества в замерный трап или мерник, при этом все другие скважины, подключённые к ГЗУ, будут подавать свою продукцию в трапы первой и второй ступеней. В замерном трапе отделившийся от нефти газ проходит измерительную диафрагму с самопишущим вторичным прибором и регулятор давления «до себя», после которого направляется в газопровод местным потребителям.
Анализ работы самотечной системы сбора и транспортирования нефти, как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием приводит к следующим выводам.
Недостатки самотечной системы. Нефтепроводы работают за счёт напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность.
При этой системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых «мешков», существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.
Выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.
Скорость потока жидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.
Потери нефти от испарения лёгких фракций и газа достигают 3% от общего объёма добычи нефти. Основные источники потерь нефти - негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.
Негерметизированные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации, требуют многочисленного обслуживающего персонала (операторов, лаборантов), имеют большую металлоёмкость.
Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды - сравнительно точное измерение объёмов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа - при помощи расходомера ДП-430.
Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется.
2.1.2 Современные системы сбора нефти, газа и воды
В настоящее время имеется достаточно много разновидностей высоконапорных герметизированных и автоматизированных систем сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и воды [10 c. 12-13].
На месторождениях, имеющих многолетнемёрзлые породы, площади разбуриваются по нормальной сетке скважин, а выкидные линии, идущие к «Спутнику», гидротеплоизолируются и прокладываются на опорах или на подсыпке.
На месторождениях, содержащих в нефти много парафина (6-20%), смол и асфальтенов, площади разбуриваются нормальной сеткой скважин, но непосредственно у устья этих скважин, в начале выкидной линии, устанавливается автоматически работающая печь (нагреватель).
На месторождении с ровным рельефом местности, площади разбуриваются нормальной сеткой скважин, а выкидные линии к «Спутнику» 4 подключаются по обычной схеме.
На месторождениях, имеющих сильно пересечённую оврагами и холмами местность, разбуривание площадки производится с нескольких кустов наклонными скважинами, а выкидные линии подключаются к «Спутнику» 4, расположенному на ГЗУ.
На месторождениях, имеющих сильную заболоченность, площади разбуривают с целого ряда искусственно созданных намывных островков наклонными скважинами с подключением их к «Спутнику» 4, расположенному на том же островке.
Система транспортирования имеет обычно один или два сборных коллектора и дожимную насосную станцию (ДНС) - если площадь месторождения большая или вытянутая, - предназначенную в основном для установки дожимных насосов или сепараторов первой ступени, а в конце разработки месторождения - и для установки отстойников предварительного сброса пластовой воды. С ДНС нефть транспортируется насосом по трубопроводу на блок подготовки нефти, а газ под собственным давлением в сепараторе направляется в газопровод, а затем на блок подготовки газа.
Оборудование блока подготовки нефти, где происходит её обезвоживание и обессоливание, располагается обычно на одной площадке с оборудованием блока подготовки пластовой (сточной) воды. Оба этих блока обычно называют ЦПС - центральный пункт сбора или установкой подготовки нефти (УПН) и установкой подготовки воды (УПВ).
Оборудование блока подготовки газа, предназначенного для получения широкой фракции жидких углеводородов, обычно монтируется только на месторождениях, где имеются большие запасы нефтяного газа. Весь комплекс оборудования блока подготовки газа называют газоперерабатывающим заводом (ГПЗ).
Блок товарных резервуаров предназначается в основном для двухсуточного накопления и хранения нефти, передачи её товарно-транспортной организации, а также при аварийных ситуациях на промыслах с трубопроводами и оборудованием. Из товарных резервуаров нефть транспортируется по магистральным нефтепроводам на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).
2.1.3 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов
При проектировании обустройства нефтедобывающего предприятия унифицированная технологическая схема предусматривает [10 с. 18-21].:
· полную герметизацию процессов сбора и транспортирования нефти, газа и воды;
· разделение на блоке сбора в оборудовании «Спутников» продукции скважин (на газ и жидкость) и измерение их количества по каждой подключённой скважине;
· совместное или раздельное после «Спутника» транспортирование обводнённой или необводнённой нефти и газа;
· использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к дальнейшей её обработке;
· качественная сепарация газа от нефти;
· подготовка товарной нефти (обезвоживание и обессоливание);
· подготовка сточных вод до нужных кондиций и передача их в систему ППД (поддержания пластового давления);
· точные поточные измерения количества и качества товарной нефти и передача её товарно-транспортным организациям.
Преимущества герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие:
· полное устранение потерь лёгких фракций нефти, доходящих до 3% от объёмов добычи в негерметизированных системах;
· значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб;
· снижение металлоёмкости системы;
· сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;
· возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти;
· возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счёт давлений на устьях скважин.
Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и некоторые недостатки: невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам; увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации скважин; преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью; при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти - необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20-40%) для подъёма одного и того же количества нефти, если на устье скважин вместо обычных 0,3-0,4 МПа поддерживать давление на уровне 1-1,5 МПа.
2.2 Технологическая схема сбора, подготовки и транспорта нефти в НГДУ «Речицанефть»
В промышленной разработке и пробной эксплуатации в 2003 году находилось 47 нефтяных месторождений.
В НГДУ «Речицанефть» внедрена однотрубная напорная герметизированная система сбора продукции скважин. Продукция скважин поступает на групповые замерные установки (ГЗУ) «Спутник», где осуществляется замер дебита продукции скважин. От ГЗУ газонасыщенная нефть по напорной однотрубной герметизированной системе поступает на нефтесборные пункты (НСП).
Схема сбора нефти предусматривает ее многоступенчатую сепарацию. Первые ступени сепарации осуществляются на четырех нефтесборных пунктах: Вишанском, Давыдовском, Осташковичском и Речицком. Окончательная сепарация нефти выполняется на сепарационном пункте при установке подготовки нефти (УПН). Сосредоточение концевой ступени сепарации нефти всех месторождений в конечном пункте сбора и в непосредственной близости от УПН позволяет использовать для переработки газ концевых (холодной и горячей) ступеней сепарации.
Схемы сбора, подготовки и транспорта нефти и газа для каждого нефтесборного пункта приведены на рис. 2.1-2.6.
технологический потеря нефть
2.2.1 Вишанский нефтесборный пункт
На Вишанский нефтесборный пункт поступает газонасыщенная нефть Вишанского, Борисовского, Восточно-Дроздовского, Мармовичского, Полесского, Оземлинского, Южно-Оземлинского, Ново-Дроздовского. Нефть Комаровичского, Октябрьского, Отрубовского месторождений собирается в накопительные емкости на ГЗУ, а затем вывозится автоцистернами на Вишанский НСП.
Сепарация нефти осуществляется в две ступени при избыточных давлениях:
Й ступень - Р сеп.= 0,50-0,70 МПа;
ЙЙ ступень - Р сеп.= 0,41-0,60 МПа.
Нефть с остаточным газосодержанием откачивается по нефтепроводу Виша-Осташковичи на Осташковичский нефтесборный пункт. Газ сепарации после очистки в газосепараторе от капельной жидкости бескомпрессорным способом транспортируется по газопроводу Виша-Осташковичи-БГПЗ под собственным давлением на Белорусский газоперерабатывающий завод. Газонасыщенная нефть Северо-Домановичского месторождения поступает в нефтепровод Виша-Осташковичи.
2.2.2 Давыдовский нефтесборный пункт
На Давыдовском нефтесборном пункте газонасыщенная нефть Судовицкого месторождения сепарируется в две ступени при избыточном давлении:
Й ступень - Р сеп.= 0,25-0,35 МПа;
ЙЙ ступень - Р сеп.= 0,06-0,08 МПа.
Сепарированная нефть поступает в резервуар, затем откачивается насосом в нефтепровод Виша-Осташковичи, по которому подается на Осташковичский НСП.
Выделившийся в сепараторе Й ступени газ поступает в булит осушки газа, затем в газопровод Виша-Осташковичи-БГПЗ. Газ ЙЙ ступени частично используется для собственных нужд промысла, а остальная часть сжигается на факеле.
2.2.3 Осташковичский нефтесборный пункт
Газонасыщенная нефть ЦДНГ-2 поступает на узел учета Осташковичского нефтесборного пункта тремя потоками:
- нефть Южно-Осташковичского, Ведричского и Золотухинского месторождений - в булит Е-5;
- нефть Тишковского, Западно-Тишковского, Южно-Тишковского, Дубровского и Первомайского месторождений - в булит Е-4;
- нефть Осташковичского и Чкаловского месторождений - в булит Е-3.
Нефть ЦДНГ-3 с остаточным газосодержанием с Вишанского и Давыдовского НСП, а также газонасыщенная нефть Давыдовского, Сосновского, Южно-Сосновского, Березинского, Славаньского, Западно-Славаньского, Западно-Сосновского, Ново-Давыдовского, Пожихарского и Северо-Домановичского месторождений поступает в булит БЕ-1.
Сепарация нефти ЦДНГ-2 осуществляется при избыточных давлениях:
узел учета - булиты Е-3, Е-4, Е-5 - Р сеп. = 0,39-0,51 МПа;
булит БЕ-2 - Р сеп. = 0,28-0,36 МПа;
булит БЕ-3 - Р сеп. = 0,12-0,23 МПа.
Нефть ЦДНГ-3 сепарируется при избыточных давлениях:
булит БЕ-1 - Р сеп. = 0,32-0,38 МПа;
булит БЕ-3 - Р сеп. = 0,12-0,23 МПа.
Нефть с остаточным газосодержанием с Осташковичского НСП откачивается на сепарационный пункт при УПН.
Газ сепарации нефти, после очистки его от капельной жидкости в газосепараторе БЕ-4, соединяется с газом из газопровода Виша-Давыдовка-Осташковичи и бескомпрессорным способом подается по газопроводу Осташковичи-БГПЗ на газоперерабатывающий завод.
2.2.4 Речицкий нефтесборный пункт
Газонасыщенная нефть ЦДНГ-1 поступает на узел учета Речицкого НСП следующими потоками:
- Речицкое месторождение ГЗУ 3, 4, 5 - в булит БЕ-4;
- Речицкое месторождение ГЗУ 1, 2, 6 - в булит БЕ-7;
- легкая нефть Барсуковского, Летешинского, Левашевского, Надвинского, Малодушинского, Старо-Малодушинского, Некрасовского, Ветхинского, Красносельского, Днепровского и Москвичевского месторождений - в булит БЕ-1;
- легкая нефть Южно-Александровского и Западно-Александровского месторождений - в булит БЕ-6;
- легкая нефть Восточно-Первомайского, Озерщинского и Речицкого (скв. 239, 240, 241, 242, 264, 272, 275) месторождений - в булит БЕ-5.
Первая ступень сепарации нефти Речицкого месторождения происходит при избыточным давлении 0,48-0,60 МПа в булитах БЕ-4 и БЕ-7. Нефть с остаточным газом окончательно сепарируется на концевой ступени сепарации (холодная КСУ), далее поступает в сырьевые резервуары, откуда откачивается на установку подготовки нефти.
Первая ступень сепарации легкой нефти происходит под избыточным давлением 0,34-0,57 МПа в булитах БЕ-1, БЕ-5 и БЕ-6. Нефть с остаточным газом поступает на концевую ступень сепарации (холодная КСУ) и далее - в сырьевые резервуары. По мере накопления легкой нефти в сырьевой резервуар производится откачка ее на УПН.
На установке подготовки нефти происходит обезвоживание, обессоливание и окончательная сепарация (горячая КСУ) нефти.
Поток нефти с Осташковичского НСП (нефть ЦДНГ-2, 3) поступает в булит БЕ-3, затем вместе с нефтью Речицкого месторождения - на концевую ступень сепарации (холодная КСУ), в сырьевые резервуары и на УПН.
После установки подготовки нефти, подготовленная до товарной кондиции нефть поступает в товарные резервуары, затем откачиваются ГПТН «Дружба».
Выделившийся из булитов БЕ-4, БЕ-7, БЕ-1, БЕ-5 и БЕ-6 газ поступает в булит осушки, где при избыточном давлении 0,2-0,3 МПа освобождается от капельной жидкости и под собственным давлением подается на БГПЗ по газопроводу Речица-БГПЗ.
Газ, выделившийся на холодной и горячей КСУ, после булита осушки поступает на компрессорную станцию и после компримирования - в газопровод Речица-БГПЗ.
3. Анализ мест потерь нефти и газа
3.1 Классификация потерь
Используя информацию, изложенную в [12 с. 341-352] можно выделить следующие виды потерь.
По причинам возникновения потери делятся на эксплуатационные и аварийные, а по физическому состоянию - на потери в жидком виде и в газообразном.
К эксплуатационным относятся потери, происходящие в результате: 1) утечек жидких продуктов, 2) испарения; 3) смешения разных сортов нефтепродуктов; 4) очистки продуктов от воды и грязи; 5) очистки хранилищ, оборудования и трубопроводов.
К аварийным относятся потери, возникающие:
от нарушения правил технической эксплуатации сооружений и устройств;
от повреждений вагонов-цистерн, нефтеналивных судов, сооружений и устройств;
в результате стихийных бедствий.
Потери от утечек жидких продуктов происходят в следующих случаях:
при наличии всевозможных неплотностей в резервуарах, трубопроводах, наливных судах, вагонах-цистернах, насосах, арматуре и другом оборудовании;
от несвоевременной смены различного рода набивок и прокладок (сальниковых, фланцевых и т.д.);
при спуске отстоявшейся воды из резервуаров через водоспускной кран без надлежащего наблюдения;
в результате переполнения сливного желоба во время нижнего слива вагонов-цистерн;
при переливе нефтепродуктов через верх резервуаров, вагонов-цистерн, автоцистерн и мелкой тары;
при выбросе нефтепродуктов через колпак вагонов-цистерн вследствие увеличения объема от повышения температуры, а также при выплескивании через неплотно закрытый люк во время движения;
из-за неисправности наливных устройств, сливных клапанов и т.д.
от рассыхания деревянных бочек и несвоевременной осадки обручей;
при наличии свищей на трубопроводах.
Потери от утечек по характеру являются количественными потерями, так как оставшийся после хранения нефтепродукт не изменяет своих свойств.
Потери от испарения жидких веществ происходят в результате недостаточной герметизации при транспортировании, хранении, приеме и отпуске. Величина этих потерь зависит от физико-химических свойств и состава нефтепродуктов. Эти потери более значительны, чем потери от утечек, и являются не только количественными, но и качественными, так как остающиеся в резервуаре продукты могут значительно изменить свои свойства.
Потери от испарения нефти при транспортировании ее от скважины до резервуара товарного парка составляют 2-4% от веса добытой нефти, за счет ее лучших бензиновых фракций. Потери нефти, подогреваемой в целях обезвоживания, ещё более высоки.
Потери от испарения происходят:
при наливе (сливе) нефтей и нефтепродуктов в наливные суда, вагоны-цистерны и автоцистерны через открытые люки;
при заполнении резервуаров и различных емкостей, газовое пространство которых сообщается с атмосферой;
при увеличении давления в газовом пространстве резервуаров.
При хранении сырых нефтей и светлых нефтепродуктов имеют место потери наиболее ценных фракций от больших и малых «дыханий» резервуаров.
Потери от смешения различных сортов нефтепродуктов имеют место при несовершенной эксплуатации нефтебаз, в частности при случайном заполнении емкостей разными нефтепродуктами, плохой зачистке емкостей, перекачке нескольких нефтепродуктов по одному трубопроводу без зачистки последнего и неплотном закрывании задвижек на трубопроводах, соединяющих различные емкости.
При смешении нескольких нефтепродуктов ухудшаются кондиционные качества наиболее ценных из них, и поэтому потери от смешения являются качественными потерями.
Аварийные потери наиболее часто происходят при разрывах недоброкачественно сваренных стыков трубопроводов и различных повреждениях арматуры.
Аварийными считаются также потери, происшедшие в результате переливов наливных судов, вагонов-цистерн и резервуаров.
3.2 Технологические потери
В [17 с. 21-24] и [18 с. 25-26] рассмотрены проблемы возникновения технологических потерь в системах сбора и подготовки промысловой продукции и промыслового обустройства, а также пути их сокращения.
Проблема сокращения технологических потерь углеводородов (нефти и нефтяного газа) в системе сбора и подготовки продукции скважин (на всем пути движения добытой нефти от скважины до потребителей) весьма актуальна и ее решение имеет важное народнохозяйственное значение.
Потери нефти классифицируются по источникам (технологические, связанные с оборудованием), характеру (испарение, утечка) и величине потерь.
Под технологическими подразумеваются потери нефти на промыслах, неизбежные при достигнутом уровне техники и технологии.
Источниками технологических потерь углеводородов в системе сбора и подготовки продукции скважин являются сепараторы всех ступеней сепарации газа, негерметизированные нефтяные резервуары в товарных парках, негерметизированные резервуары для очистки сточных вод, отстойники для предварительного сброса пластовой воды и очистки сточных вод, фланцевые соединения, пробоотборные краники и устройства, дрипы на газопроводах.
Виды потерь нефти в порядке убывания следующие: испарение, кипение; унос с газом капельной нефти; унос сточными водами пленочной и эмульгированной нефти, а также растворенного газа; утечки через сальниковые устройства и уплотнения различного назначения, оборудование и арматуру.
Источники потерь нефти разнообразны и обусловлены сложившимся при разработке месторождения обустройством. Так, массовое содержание потерь от утечек через сальниковые устройства и уплотнения различного назначения в целом но промысловым процессам с завершенным циклом изменяется в пределах 0,002-0,006% от количества добытой нефти.
Массовое содержание потерь из открытых мерников, эксплуатируемых в старых районах добычи, в зависимости от свойств нефтей и условий предварительной сепарации изменяется от 0,05 до 1,63%.
Капельный унос нефти на ступенях сепарации в процессе подачи газа на факельные линии при отсутствии каплеулавливающих устройств может достигать 0,3%, потери углеводородов в этом случае могут превышать 1%.
В зависимости от принятой системы очистки пластовых вод потери от испарения с поверхности ловушечной нефти и унос её в составе очищенных вод изменяются от 0,002 до 0,2% и возрастают при увеличении обводненности продукции.
Технология сбора и подготовки нефти включает процесс отстоя нефти и сброса (дренирования) отделившейся от нее пластовой воды из отстойников на дожимных насосных станциях (ДНС) и установках подготовки нефти (УПН), из резервуаров для очистки сточных вод. При этом определенная часть нефти из этих сепараторов уносится со сбрасываемыми сточными водами, составляя технологические потери.
Основными источниками технологических потерь углеводородов являются негерметичные нефтяные резервуары в товарных парках. Потери углеводородов в них состоят из двух составляющих: потери от перехода углеводородов в парообразное состояние в процессе испарения в резервуарах; потери от выделения нефтяного газа в резервуарах, который остается в нефти после концевой ступени сепарации из-за избыточного давления в сепараторах.
Технологические потери нефти в нефтяных резервуарах зависят от следующих основных факторов: количественного содержания легких компонентов в нефти, поступающей из сепараторов в резервуары; температуры нефти и окружающей атмосферы; герметичности резервуаров; состояния дыхательных клапанов; времени пребывания нефти в резервуарах; периодичности заполнения и опорожнения последних («большие» и «малые» дыхания).
Сокращение технологических потерь углеводородов из нефтяных резервуаров достигается в результате проведения следующих технико-технологических и организационных мероприятий: уменьшения числа эксплуатируемых резервуаров; повышения единичной производительности эксплуатируемых резервуаров за счет совершенствования конструкции внутренних устройств; герметизации резервуаров после ремонта крыш и корпусов; строительства новых резервуаров; ликвидации нефтяных амбаров и ловушек; применения конструктивно более совершенных дыхательных клапанов; ликвидации резервуаров для сырой и товарной нефти в отдельных товарных парках; рециркуляции газа концевых ступеней сепарации в товарных парках; герметизации резервуаров путем применения установок улавливания легких фракций нефти (УЛФ). Исследования и опыт эксплуатации резервуаров, оснащенных системой УЛФ, разработанной ТатНИПИнефтью, показывают высокую эффективность УЛФ для существенного сокращения технологических потерь углеводородов, улучшения условий охраны окружающей среды, снижения коррозии резервуаров и улучшения условий пожаро- и взрывобезопасности резервуаров. При правильной эксплуатации системы УЛФ технологические потери углеводородов из нефтяных резервуаров могут быть сокращены до 95%.
3.3 Технологические потери газа и лёгких фракций нефти в производственном объединении «Белоруснефть»
Пластовая нефть представляет собой смесь органических соединений, в том числе углеводородов различных классов, находящихся в пласте в жидком состоянии. По мере снижения давления при подъеме на поверхность из нее выделяются наиболее легкие углеводороды в виде газовой фазы - попутного нефтяного газа.
В процессе добычи, сбора, подготовки и транспорта имеют место потери газа и легких углеводородов нефти [9 с.].
3.3.1 Технологические потери газа
Технологические потери газа рассчитаны согласно РД 39-108-91.
К технологическим потерям нефтяного газа относится объем газа, который теряется при применяемой технике и технологии на объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта газа.
Источниками технологических потерь газа являются:
- неплотности фланцевых соединений, сальниковых уплотнений запорно-регулирующей арматуры, уплотнений вращающихся валов насосов и компрессоров;
- предохранительные клапаны при проверке их работоспособности;
- газопроводы и аппараты системы сбора, подготовки и компримирования газа при их опорожнении для освидетельствования, ревизии клапана, ремонта и т.п.;
- дренажная вода, содержащая растворенный газ, и выводимая из технологической системы.
В результате обследования существующего состава оборудования и параметров технологического процесса сбора, подготовки и транспорта нефти и газа в НГДУ «Речицанефть» выделены нефтепромысловые объекты, представляющие собой совокупность одинаковых или различных по функциональному назначению аппаратов, емкостей и оборудования, предназначенных для ведения технологического процесса:
- нефтяные скважины;
- установки замера продукции скважин ЦДНГ-1;
- установки замера продукции скважин ЦДНГ-2;
- установки замера продукции скважин ЦДНГ-3;
- установки замера продукции скважин ЦДНГ-4;
- Вишанский нефтесборный пункт;
- Давыдовский нефтесборный пункт;
- Осташковичский нефтесборный пункт;
- Речицкий нефтесборный пункт и установка подготовки нефти;
- компрессорная станция;
- газопроводы.
Потери газа имеют место в результате:
- утечек через неплотности запорно-регулирующей арматуры и штанг ШГН;
- стравливания газа при проведении на скважинах технологических операций без глушения (смена ШГН, УЭЦН, ликвидация обрыва штанг и др.).
Потери газа через сальники и уплотнения запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) определяются по формулам:
для фланцевых соединений
, (3.1)
для сальниковых уплотнений:
, (3.2)
где - объем потерь по источникам, тыс. м3/год;
n1 - количество единиц запорной арматуры;
n2 - количество фланцев на одном запорном устройстве, n=2;
ф - продолжительность работы запорной арматуры в течение года, ч, ф = 8760;
- плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;
А1, - удельная величина утечек для фланцевых соединений, равна 0,00027 кг/ч /17/;
А2 - удельная величина утечек для сальниковых уплотнений, равна 0,013 кг/ч /17/;
- коэффициент, характеризующий долю уплотнений, потерявших герметичность, доли ед.; - для фланцевых соединений = 0,05, - для сальниковых уплотнений = 0,37.
Объем потерь газа на одну операцию при стравливании из скважины определяется по формуле:
, (3.3)
, ,
где V - геометрический объем эксплуатационной колонны над статическим уровнем, м3;
- давление, соответственно, на устье и забое скважины, МПа;
- температура, соответственно, на устье и забое скважины, оК;
- коэффициент сжимаемости газа.
Технологические потери газа на нефтяных скважинах составляют:
через неплотности ЗРА - 142,556 тыс. м3;
при проведении технологических операций - 195,682 тыс. м3.
Потери нефтяного газа на установках замера продукции скважин связаны с:
- неплотностями соединений и уплотнений ЗРА и аппаратов;
- необходимостью проверки работоспособности предохранительных клапанов, установленных на сепарационных емкостях типа «Спутник» и замерных булитах;
- необходимостью ревизий предохранительных клапанов, в том числе освидетельствованием аппаратов.
Объем потерь газа вследствие неплотности соединений и уплотнений ЗРА определяется по формулам (3.1) и (3.2).
Объем потерь газа при проверке работоспособности предохранительного клапана определяется по формуле:
(3.4)
где - площадь сечения клапана, м2;
б - коэффициент расхода газа клапаном, б=0,4;
- коэффициент сжимаемости газа;
ф1 - продолжительность проверки, ф1=2 с (по данным НГДУ);
n1 - количество проверок в год (зимой - 1 раз/сут., летом - 1 раз/нед.);
- давление в аппарате, МПа;
- температура в аппарате, оК.
Объем потерь газа при ревизии предохранительного клапана и освидетельствовании аппарата определяется по формуле:
, (3.5)
Объем потерь газов и паров из аппаратов (сепараторов), в которых вещества находятся в основном в жидкой фазе (сепараторы I, II, III ступеней, отстойники), через неплотности соединений и уплотнений рассчитывается по формуле:
, (3.6)
где - коэффициент, учитывающий зависимость величины утечек от средней температуры кипения жидкости и средней температуры в аппарате;
- плотность паров жидкости, рассчитывается по формуле:
, (3.7)
Технологические потери нефтяного газа на установках замера продукции скважин по районам составили:
Речицкий район - 274,036 тыс. м3;
Светлогорский район - 179,049 тыс. м3;
Октябрьский район - 23,192 тыс. м3;
Жлобинский район - 31,133 тыс. м3;
Калинковичский район - 30,801 тыс. м3;
Подобные документы
Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013Расчет инженерно-технических решений по обустройству систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды. Особенности системы сбора газа и технологии подготовки газа. Определение технологических параметров абсорбционной осушки газа.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.11.2022История возникновения и особенности развития нефтяных и газовых месторождений. Методы сбора, подготовки, способы транспортировки и хранение газа и нефти, продукты их переработки. Обеспечение технической и экологической безопасности при транспортировке.
дипломная работа [162,1 K], добавлен 16.06.2010Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.
курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.
отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015Развитие нефтяной и газовой промышленности. Добыча нефти и газа с технической точки зрения. Общие сведения о Мамонтовском месторождении. Организация работ при подготовке нефти. Механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами.
курсовая работа [55,0 K], добавлен 21.05.2009Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.
отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012
