Что такое газовая шапка в двигателе

Опыт учета влияния газовой шапки на структурные построения в условиях ограниченности входных данных

13 Октября 2016 А.В. Буторин, М.А. Васильев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Современная разработка месторождений углеводородов предусматривает интеграцию всего спектра геолого-геофизической информации для оценки неопределенностей эксплуатационного бурения. Одним из значимых слагаемых изученности месторождения являются данные сейсморазведки, которые используются на каждой стадии жизни месторождения. Привлечение сейсмической информации возможно как для прогноза гипсометрического положения целевого интервала, так и для решения более сложных задач прогноза фациального строения и количественной оценки петрофизических и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Степень снятия неопределенностей путем привлечения сейсмической информации в значительной степени зависит как от полноты данных и их качества, так и от сейсмогеологических условий рассматриваемого района.

Актуальной проблемой на ряде месторождений, приуроченных к крупным понятиям Ноябрьского региона Западной Сибири, является влияние мощных газовых залежей, образующихся в своде антиклинальной структуры. Наличие газовой залежи оказывает негативное влияние на волновое поле, выражающееся как на динамическом уровне, так и на кинематическом [1, 2].

Возможность учета влияния газонасыщенного интервала в значительной степени зависит от полноты геофизической информации. В рамках данной статьи рассмотрен подход к учету кинематического влияния сеноманской газовой залежи на целевые неокомские пласты в условиях ограниченного объема входной информации — отсутствия объемных данных о распределении скоростей в пространстве.

Что такое ПНГ

Попутный нефтяной газ не тождественен обычному природному ни по составу, ни по способам добычи, ни даже по сфере применения. Вернее, основа у них одна – метан. Это бесцветный газ без запаха, который относится к классу предельных углеводородов. Но только природный газ – это практически чистый метан, доля которого может доходить до 98%. Оставшаяся часть приходится на бутан, этан и пропан.

В попутном нефтяном газе (ПНГ) доля метана значительно ниже за счет большего количества примесей, чем в природном «собрате». ПНГ растворен в нефти. Он может существовать и в другой форме – как «шапка» нефтяного месторождения (т. е. как скопление свободного газа над пластом «черного золота»).

Добыча

В России ПНГ встречается в основном в растворенном виде. Газовых шапок значительно меньше. Соотношение примерно 62% на 38%. ПНГ локализован в следующих регионах:

• Ямало-Ненецкий автономный округ (Русское, Новопортовское, Восточное и Западное Мессояхские разработки);
• Красноярский край (Ванкорская и Юрубчено-Тохомская нефтяные зоны);
• Иркутская область (Верхнечонское месторождение);
• Ханты-Мансийский автономный округ;
• на шельфе Охотского моря;
• в Краснодарском крае;
• в Республике Коми;
• на острове Сахалин;
• Оренбургская область;
• Пермский край;
• в Якутии (Талаканское месторождение).

Основные разработчики этих залежей – «Газпромнефть» и «Роснефть».

Специально добычей нефтяного газа никто не занимается. Он недаром назван «попутным». ПНГ является неотъемлемым спутником «черного золота». При вскрытии пласта нефти сразу высвобождается «фонтан» этого энергоресурса. Растворенный газ получают уже в процессе переработки нефти.

Состав

В попутной разновидности метана меньше, но гораздо больше примесей. Помимо пропана, этана и бутана, которые встречаются и в природном газе, есть и другие элементы:

• азот;
• гексан;
• изобутан;
• н-бутан;
• пентан;
• двуокись углерода;
• бензол;
• гептан;
• октан;
• нонан;
• толуол;
• декан;
• сероводород;
• производные перечисленных веществ.

Также в меньшей концентрации могут встречаться и другие примеси.

Особенность

Его главная особенность в том, что он всегда является спутником нефти. Концентрация ПНГ в нефтяном пласте может достигать нескольких тысяч кубических метров. Причем чем глубже залегает нефть, тем богаче она растворенным газом.

Еще одна особенность – низкое давление ПНГ. При таких показателях его невозможно транспортировать. Поэтому давление нужно повысить. Достигается это путем использования компрессора (так называемая процедура компримирования). В ходе нее газ сжимается, проходя несколько ступеней повышения давления. После этого он готов течь по газопроводу, заполнять подземные хранилища и пр.

Режим газовой шапки. «Газонапорный режим»

• посмотреть текст работы

• скачать работу можно здесь

• полная информация о работе

• весь список подобных работ

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.

HTML-версии работы пока нет.
Cкачать архив работы можно перейдя по ссылке, которая находятся ниже.

Подобные документы

Рассмотрение основных уравнений нелинейно-упругого режима. Анализ методики обработки индикаторных линий. Способы обработки КВД при фильтрации газа в неограниченном пласте. Особенности методов проектирования и разработки нефтяных и газовых месторождений.

курсовая работа [2,9 M], добавлен 06.11.2012

Особенности и алгоритм определения теплоемкости газовой смеси (воздуха) методом калориметра при постоянном давлении. Процесс определения показателя адиабаты газовой смеси. Основные этапы проведения работы, оборудование и основные расчетные формулы.

лабораторная работа [315,4 K], добавлен 24.12.2012

Расчёт переменных режимов газовой турбины на основе проекта проточной части и основных характеристик на номинальном режиме работы турбины. Принципиальная тепловая схема ГТУ с регенерацией. Методика расчёта переменных режимов, построение графиков.

курсовая работа [1,2 M], добавлен 06.06.2013

Расчёт газовой турбины на переменные режимы (на основе расчёта проекта проточной части и основных характеристик на номинальном режиме работы газовой турбины). Методика расчёта переменных режимов. Количественный способ регулирования мощности турбины.

курсовая работа [453,0 K], добавлен 11.11.2014

Параметры режима короткозамкнутой цепи при установившемся режиме короткого замыкания. Влияние и учет нагрузки при установившемся режиме. Аналитический расчет при отсутствии и наличии генераторов. Затухание возникших в начальный момент свободных токов.

презентация [90,2 K], добавлен 30.10.2013

Взаимоотношение объема и давления, оценка влияния изменения объема на значение давления. Уравнение давления при постоянном значении массы газа. Соотношение массы и температуры по уравнению Менделеева-Клапейрона. Скорость при постоянной массе газа.

контрольная работа [544,5 K], добавлен 04.04.2014

Понятие о вечном двигателе второго рода. Температурный режим при пожаре в помещении. Метод последовательных приближений. Параметры смеси газов. Конвективный и лучистый теплообмен. Режим истечения газа. Расчет температуры среды над факелом под перекрытием.

контрольная работа [1,2 M], добавлен 21.01.2015

Газовый фактор и учёт попутного нефтяного газа

Опубликовано: 30.07.2013

Тщательный учёт даруемых нам Природой ресурсов — одно из основных условий разумного и бережного хозяйствования. Земля, вода, лес, разнообразные природные ископаемые, и среди них — углеводороды. Для эффективного использования такого несметного богатства требуется достоверный учёт и точное определение перспектив добычи. В этой статье речь пойдёт о газовом факторе как инструменте учёта попутного нефтяного газа (ПНГ).

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 — м 3 /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 объёмов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Пластовый газовый фактор (Гфп, м 3 /т) — это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 0 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 различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м 3 /т) — это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 0 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.

Изменения 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. 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 всё же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

Изменение пластового и рабочего газового фактора во времени

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 остаётся стабильным продолжительное время.

Прогноз добычи нефти и газа при пластовом и рабочем газовом факторе

Учёт попутного нефтяного газа

Газосодержание нефти определяют на основе её глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть всё количество выделяющегося на поверхности газа на сегодняшний день возможно только путём проведения оперативного внутрипромыслового контроля ресурсов ПНГ на объектах добычи и подготовки нефти.

Контроль ресурсов ПНГ необходимо осуществлять на каждом объекте сбора и подготовки нефти, поскольку только таким способом сегодня можно определить наиболее точное количество попутного нефтяного газа в целом по месторождению.

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 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.

Берётся также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нём 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 учёта 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 надёжное 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 0 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;
• Учёт (через узел учёта) — точное определение объёма 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 ОАО «Сургутнефтегаз». Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают две технологические задачи:

1. Очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод;
2. 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.

Учёту 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 учёта попутного нефтяного газа серьёзно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учёта объёмов 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 учёта ПНГ на месторождениях. Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

Данную публикацию я подготовил на основе моих статей, которые были опубликованы в следующих журналах:

Какое газобаллонное оборудование для авто лучше выбрать

Принцип выбора простой: лучшее ГБО то, которое подходит конкретному автомобилю, точнее, его системе питания:

• Карбюраторные и моноинжекторные автомобили — 2 поколение. Производители: Attiker , Lovato .
• Инжекторные с распределённым впрыском — 4 поколение от компаний STAG , BRC , Lovato .
• Инжектор с непосредственным впрыском — 5 поколение. Производители: BRC , Lovato .

При выборе изготовителя надо поинтересоваться, легко ли найти комплектующие для обслуживания и ремонта в конкретном регионе, есть ли у мастеров нужное программное обеспечение для настройки ГБО конкретной фирмы.

Двуокись серы (SO2)

Это загрязняющее вещество возникает при сжигании в топливе серы. Она относится к классическим атмосферным загрязнителям, возникающим при процессе горения, на электростанциях и в промышленности. SO2 является одним из самых главных «ингредиентов» загрязняющих веществ образующих смог, также называемый “Лондон смог”.

В атмосфере диоксид серы подвергается ряду процессов преобразования, в результате чего могут возникнуть серная кислота, сульфиты и сульфаты. SO2 действует в первую очередь на слизистые оболочки глаза и верхних дыхательных путей. Что касается окружающей среды, диоксид серы может повреждать растения и вызывать окисление почвы.

Из чего состоит

В химическом составе основу природного газа составляет метан (CH₄) — третий по распространенности газ во Вселенной. Доля этого простейшего углеводорода составляет от 80 до 98 процентов. В состав также могут входить другие тяжелые углеводороды, доля которых может колебаться от единиц до сотых долей процента:

Кроме того, могут входить и другие неуглеводородные вещества: водород, сероводород, углекислый газ, азот или гелий.

Теория происхождения нефти и газа в 21 веке

Относительно происхождения природного газа так и нефти, среди ученых до сих пор не существует единого мнения. Две основные концепции биогенная и минеральная утверждают разные причины образования углеводородных полезных ископаемых в недрах Земли.

Минеральная теория образования нефти и газа

Образование полезных ископаемых в пластах горных пород — часть процесса дегазации Земли. Из-за внутренней динамики Земли углеводороды, находящиеся на больших глубинах, поднимаются в зону наименьшего давления, образуя в результате газовые и нефтяные залежи.

Биогенная теория происхождения нефти и газа

Живые организмы, погибшие и опустившиеся на дно водоёмов, разлагались в безвоздушном пространстве. Опускаясь всё глубже из-за геологических движений, остатки разложившейся органики превратились под воздействием термобарических факторов (температуры и давления) в углеводородные полезные ископаемые, в том числе и природный газ.