Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010


УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА



страница11/26
Дата14.08.2018
Размер4.97 Mb.
#43861
ТипТезисы
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   26

УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА


НА УРЕНГОЙСКОМ НГКМ

Сорокин С.В., Кабанов О.П., Тугарев В.М., Крецул В.В., Семенов С.В., Сайбель П.А., Горбунов Е.В.

(ООО «Газпром добыча Уренгой»)

Продукция нефтяных скважин, в условиях Уренгойского месторождения, представляет собой многофазную газожидкостную смесь, которая поступает на центральный пункт по двухнапорной системе сбора. Газовая фаза представлена как попутным нефтяным, так и газлифтным газами. Попутный нефтяной газ высокого давления полностью утилизируется на нефтяных промыслах и направляется для дальнейшей подготовки на газовые промыслы Уренгойского НГКМ. Основная же часть газа низкого давления сжигалась на технологических факелах, и только незначительная его часть использовалась на собственные нужды промыслов. Газлифтный газ является рабочим агентом, обеспечивающим эксплуатацию более 70% скважин действующего фонда. Вместе с тем ежегодные объемы его потребления возрастают, что обусловлено падением пластового давления, уменьшением дебита нефтяных скважин, увеличением глубины и уменьшением давления подачи газлифтного газа.

За пять лет, с 2003 по 2008 год, объем сжигаемого низконапорного газа увеличился на 28 %. При этом доля попутного нефтяного газа уменьшилась, а газлифтного возросла более чем в 2 раза. С целью сокращения потерь и эффективного использования попутного нефтяного газа в Обществе «Газпром добыча Уренгой» разработаны мероприятия по повышению коэффициента использования ПНГ. Данные мероприятия включают в себя реконструкцию систем подготовки нефти и введение в эксплуатацию компрессорных станций по утилизации попутного нефтяного газа.

Реконструкция систем подготовки нефти предусматривает внедрение технологии получения нефти с остаточной газонасыщенностью, исключающую концевую ступень сепарации и решающую задачу утилизации наиболее жирного нефтяного газа. В результате её внедрения годовой объем сжигаемого газа сократится на три миллиона кубических метров.

Ввод компрессорных станций позволяет исключить сжигание газа в процессе добычи и подготовки нефти. Технологические решения предусматривают подготовку газа и компримирование с последующей подачей его в межпромысловый коллектор, а также обеспечение потребности нефтепромыслов в газлифтном газе.
УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ СКВАЖИН

Кульчицкий В.В., Штыфель А.П.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ОАО «РИТЭК»)

В капитальном строительстве скважин на буровой площадке участвуют до 10-ти подрядных и субподрядных организаций, вы­полняющих работы от вышкостроения, сервиса наземного и подземного бурового оборудования и инструмента, сопровождения техноло­гических процессов бурения, крепления и освоения до авторского надзора. Эти работы можно разде­лить на технико-технологические, горно-геологические, проектно-аналити­ческие и организационно-управленческие. Заказчик – нефтегазодобывающее предприятие отвечает за выполнение лицензионного соглашения на разработку месторождения и максимально заинтересован в повышении эф­фективности инвестиций в самый капиталоемкий объект – скважину. Эффективность инвестиций зависит от способа управления строительством скважин, основанного на буровом супервайзинге, заключающемся, как правило, в организации поста на буро­вом объекте с круглосуточным дежурством специалиста по бурению сква­жин, но уже как представителя Заказчика.

В ОАО «РИТЭК» апробирован новый подход в управлении строитель­ством скважин привлечением организации, имеющей опыт разработки ПСД, создания программного обеспечения, НИиОКР, гидродинамического мони­торинга вскрытия продуктивного пласта и оказания услуг по ГТИ. При буре­нии 8 скважин Мензелинского и Лугового нефтяных месторождений круглосуточно находились высококвалифицированные специалисты – буровые супервайзеры с многолетним стажем ведения работ. Буровые супер­вайзеры участвуют в буровых работах, организуют работы, составляют акты, оказывают содействие буровой бригаде при принятии технико-технологиче­ских решений, дают рекомендации и передают суточные сводки и отчеты в отдел бурения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» и департамент бурового супервай­зинга НП «Технопарк-Губкинский университет». Апробировалась система управления, организации и контроля процессов строительства скважин в ус­ловиях подчинения партии ГТИ буровому супервайзеру. Запись ключевых параметров бурения круглосуточно осуществляется станцией геолого-техно­логических исследований – АПК «Волга» с регистрацией производительного и непроизводительного времени, проводится видеоконтроль технико-техно­логических операций. В связи с передачей службе ГТИ функций подготовки и оформления информации, в том числе по супервайзингу, отмечено повы­шение эффективности деятельности бурового супервайзера за счет акценти­рования внимания на решении ключевых вопросов строительства скважины. Отрабатывается механизм взаимодействия служб бурового супервайзинга с разработчиками проектно-сметной документации на строительство скважин на Мензелинском и Луговом нефтяных месторождениях – лабораторией про­ектирования строительства скважин НИИБТ.
НЕФТЯНАЯ СКВАЖИНА

С ИСКУССТВЕННЫМ ИНТЕЛЛЕКТОМ

Иванов В.А.

(Тюм ГНГУ)

Эффективность дальнейшего развития нефтедобывающих предприятий связана с разработкой и внедрением интеллектуальных систем управления разработкой нефтяных месторождений. Основным элементом управления этих систем является технологический режим эксплуатации добывающих скважин. Для сложной динамической системы «пласт-скважина-погружной насос» невозможно дать точное математическое описание поведения её в процессе эксплуатации. В таких случаях используют управляющие системы, в которых недостаток информации восполняется за счёт информации, получаемой в виде реакции объекта управления на искусственно вводимые поисковые (тестовые) воздействия. Одним из основных показателей разработки нефтяного месторождения является темп обводнения добываемой продукции и поэтому рациональная разработка месторождения возможна лишь при эффективном контроле за процессом изменения обводнённости продукции и регулировании с целью её уменьшения.





Рис. 1. Принципиальная схема интеллектуальной скважины.

На рис. 1 приведена принципиальная схема скважины, оборудованной погружным электронасосом, и структурная схема измерительных и управляющих блоков. Скважина сообщается с продуктивным пластом 1, содержит эксплуатационную колонну 2, погружной электродвигатель 3 с датчиком температуры 4, насос 5, колонну насосно-компрессорных труб 6, силовой токоподводящий кабель 7, блок 8 погружной телеметрии с датчиками давления 9 и температуры 10, датчиками 11 и 12 виброускорений в двух плоскостях корпуса электродвигателя 3, измеритель 13 дебита и обводнённости добываемой жидкости, выкидную линию 14 скважины, станцию управления 15 со встроенным контроллером и силовым трансформатором, преобразователь 16 частоты напряжения со встроенным контроллером и адаптивный регулятор 17.

Использование непосредственно измеряемых параметров дебита жидкости и её обводнённости в режиме реального времени в процессе управления эксплуатацией нефтедобывающей скважины позволяет исключить недостатки существующих устройств и повысить качество регулирования технологическими параметрами.


ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА АВАРИЙНОФОНТАНИРУЮЩЕЙ

ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ЧЕРЕЗ СЛОЙ ЖИДКОСТИ ПО

ГЕОМЕТРИЧЕСКИМ РАЗМЕРАМ БУГРА

Исаев В.И., Иванников В.Г., Иванников А.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Исследование истечения газа из отверстий различной формы в слой жидкости и взаимодействие образующейся при этом газожидкостной струи с поверхностью жидкости, представляет значительный интерес для нефтегазовой отрасли. Образование газожидкостных струй наблюдается при выбросе природного газа в результате крупных аварий при бурении и эксплуатации на море газовых скважин или разрыве подводных газопроводов. В результате истечении струи через слой жидкости на поверхности водоёма возникает газожидкостный бугор. Для оценки возможных последствий такого типа аварий и их успешной ликвидации необходимо знать основные закономерности распространения струй под поверхностью жидкости и их взаимодействие с поверхностью.

Была создана экспериментальная установка для исследования истечения газожидкостной струи через слой жидкости. В экспериментах в качестве газа использовался сжатый воздух, а в качестве жидкости – водопроводная вода. Проводились измерения размеров газожидкостного бугра (Hб – высота бугра на оси сопла, Rб – радиус бугра на свободной поверхности), образующегося на свободной поверхности при истечении через слой жидкости вертикальной или горизонтальной струи с различными расходами.

Получены зависимости связывающие размеры газожидкостного бугра с расходом газа и толщиной слоя жидкости Hс. Также получена связь геометрических параметров горизонтальной струи с расходом газа и толщиной слоя. Знание этих зависимостей позволяет, например, оценивать на расстоянии расход газа по геометрическим размерам бугра.

В ходе проведения экспериментов для определённых расходов измерялась не только высота бугра на оси сопла, но и высоты бугра z на некоторых расстояниях y от оси. Экспериментальные данные обработаны в безразмерных переменных z/Hб и y/Rб и были получены зависимости, описывающие профиль границы газожидкостного бугра для круглых отверстий и щелей Зависимости для круглых отверстий справедливы при изменении чисел Фруда Fr в пределах 3,273 и безразмерных толщин слоя жидкости 43,5318, а для щелей Fr = 2,661 и безразмерных Hс = 38,5286.

Полученные результаты позволяют оценить последствия аварий при фонтанировании газовых скважин и разрывах подводных газопроводов.


МЕТОДИКА ЛАБОРАТОРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ АНИЗОТРОПИИ КОЛЛЕКТОРА ПО ИЗМЕРЕНИЯМ ЕГО УПРУГИХ СВОЙСТВ

Бочкарева С.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

На сегодняшний день Российская Федерация является одним из мировых лидеров по объемам добытой нефти. Ежегодный объем добычи нефти составляет более 400 млн.т. Около 80 % месторождений находятся на поздней стадии разработки и нуждаются в новых технологиях по увеличению коэффициентов нефтеотдачи пластов. Одной из таких технологий, которая позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи, является представленная методика определения проницаемости.

Анализ фильтрационных свойств в анизотропных средах является актуальной проблемой. Учет анизотропии позволит более адекватно описывать фильтрационные процессы в прискваженных зонах газовых скважин, рациональнее выбирать направление проводки горизонтальных скважин и т.д. Вместе с тем значительную роль играют вопросы изучения анизотропии электропроводности кристаллов как следствие анизотропии обратной эффективной массы электронов, которая определяется симметрией изоэнергетических поверхностей и является симметричным тензором 2-го ранга. Таким образом, значительной анизотропией электропроводности обладают кристаллы, которые построены из слабо связанных друг с другом плотноупакованных слоев. Примером кристаллов с анизотропной электропроводностью являются олово, висмут, кадмий, цинк. Итак, подводя итоги выше сказанного, можно сделать вывод о необходимости проведения комплексной методики определения проницаемости для анизотропных коллекторов углеводородного сырья. Теоретические основы приведенной методики включают в себя основные понятия и определения кристаллофизики. Такие как, например, классификация типов анизотропии, задаваемая материальными тензорами второго ранга, определение направленной проницаемости и фильтрационного сопротивления. Предложено применение данной методики для модели разработки продуктивного пласта.





Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   26




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница