Развитие газовой отрасли в России.

В России начало промышленного использования газа относится к 1835 году, когда в Санкт-Петербурге был впервые построен завод искусственного газа. В 1970г в Санкт-Питербурге было построено пять заводов искусственного газа с общей производительностью 30млн.м³ в год. Газ в основном шел на освещение улиц, торговых помещений, учреждений и небольшая часть подавалась в квартиры.

Открытие месторождений природного газа более экономичного, чем искусственный, послллужило началом перевода системы газоснабжения на природный газ. В конце XIX и начале XX века открытие месторождений природ­ного газа носило случайный характер, В 1840 году при бурении скважин на воду в районе Астрахани на глубине 112 метров вме­сте с водой выделялся газ, содержащий сероводород. Развитие газовой промышленности в России относится к 1922 году, когда в Сураханах из скважины № 1 был получен га­зовый фонтан. Этим фонтаном газа заинтересовались ряд фирм, занимающихся добычей нефти в Баку. Началось бурение скважин специально на газ. К этому времени уже были металлические трубы. Газ, добываемый из скважин, по трубам подавался па нефтеперерабатывающие заводы, где он использовался в качестве топлива при переработке нефти.

Русский ученый Д. И. Менделеев писал, что «газ - это топливо будущего, при использовании которого не может быть и речи ни о не полном горении, ни о дыме».

В 1906 году в Саратове при бурении артезианской скважины на воду был получен природный газ. Хозяин хутора купец Мель­ников этим воспользовался и построил стекольный и кирпичный заводы, на которых топливом служил природный газ.

К началу 1930 года в пашей стране были открыты и изучены четыре месторождения природного газа: Дагестанские Огни, Мельниковское, Ставропольское и Мелитопольское. Но большо­го применения природный газ в то время не получил.

В 1931 году по инициативе А.Е. Ферсмана и И.М. Губкина проводится Вторая Всероссийская Газовая конференция, на которой впервые был рассмотрен вопрос об использовании природного газа в промышленности и в бытовых целях. В конце 30-х годов было открыто 50 газовых месторождений в Ставропольском и Краснодарских краях, Азербайджане, Украине, Средней Азии,Саратовской, Куйбышевской, Оренбургских областях, на Северном Кавказе и др.районах.

Первый газопровод в СССР (диаметром 200 мм, длиной 68 км) был построен в 1940-1941 годах в Западной Украине от Дашавского газового месторождения до г. Львова.

1941-1944 – бурное развитие строительства магистральных газопроводов.

Объем добычи газа в стране в I960 году составлял 45,3 млрд. м³, а в 1970 году - уже 198 млрд. м³.

Наиболее перспективными по запасам природного газа ока­зались северные районы Тюменской области. В 1953 году здесь было открыто Березовское газовое месторождение, а в 1965 году был построен первый на Севере газопровод Игрим-Серов, по ко­торому природный газ подавался с Березовского газового место­рождения к потребителям на Северный Урал.

Освоение газовых месторождений в Западной Сибири было связано с большими трудностямив связи с заболоченностью территории, вечной мерзлотой и суровыми климатическими условиями. В 1972г ввод в эксплуатации крупнейшего газового месторождения Медвежье. В 1978 году вводится в эксплуатацию Уренгойское газоконденсатное месторождение, а уже в 1980 году годовая добыча газа здесь достигла 50 млрд. м³. Были введены и другие газовые месторождения, среди которых и уникальное Ямбургское. В 1991 году в Западной Сибири добывали 542 млрд. м³, что со­ставляло 84% от всей добычи газа в стране.

Россия располагает огромными запасами газа. Она не только обеспечивает свои потребности газа в промышленности и быту, но и значительное количество газа экспортирует.

Потенциальные запасы газа в пашей стране оцениваются более чем в 200 трлн. м³. По прогнозным оценкам, добыча газа в России к 2030 году составит более 800 млрд. м³ в год.

Добычей и транспортом газа в России занимается РАО «Газпром». РАО «Газпром» является крупнейшей газовой компа­нией в мире. Контрольный пакет акций РАО «Газпром» (40%) принадлежит государству

 

Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК нефтенасыщенности пластов. Гидродинамические методы исследования пластов.

Геолого-промысловый контроль разработки осуществляется в целях оценки эффективности принятой системы разработки залежи и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению, а также с целью получения информации необходимой для регулирования процесса разработки и принятия мероприятий по ее совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой изучается:

1. динамика изменения текущего и накопленной добычи, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам, скважинам.

2. охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента, по отдельным пластам, пропласткам, участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением.

3. энергетическое состояние залежи, динамика изменений пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки, бурения.

4. изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин.

5. изменение гидропроводности пласта в районе добывающих скважин.

6. состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта соседними по разрезу горизонта и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами.

7. изменение физико-химических свойств добываемой жидкости нефти, воды, газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки.

8. фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин.

9. динамика зависимости текущего КИН из пласта от текущей обводненности продукции.

Обязательные комплексы исседований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд нагнетательных скважин и должны содержать следующие виды работ:

1. замеры Рпл по контрольным и пьезометрическим скважинам

2. замер Рпл и Рзаб, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам (газовый фактор – это объем газа выделившийся из 1т сепарированной нефти, выражается м³/т). Газосодержание – это объем газа растворенного в 1м³ нефти (м³ /м³)

3. замеры Руст, нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам.

4. гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и не стационарных режимах.

5. исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, тех.состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами.

6. отбор и исследование глубинных проб нефти, поверхностных проб скважины (нефть, газ, вода).

7. специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом

Показатели разработки залежи нефти:

- текущий и накопленный дебит жидкости

- обводненность

- объем закачки рабочего агента текущий и накопленный

- коэффициент охвата

- Рпл, Рзаб (Рпл (среднее) контролируется путем замеров Рст в каждой скважине. Строятся карты изобар (карты равных пластовых давлений)

- коэффициент приемистости

- кэффициент продуктивности

- коэффициент газопроводности пласта

- газовый фактор

- пластовая температура

- текущий КИН

 

Определение текущего положения ГНК. ВНК нефтенасыщенных пластов осуществляется на основании контрольных скважин с применением промыслово-геофизических исследований, исследованиям осуществляющихся по наблюдательным скважинам. Для этого используются методы нейтронно-гамма каратажа, нейтрон-нейтронный каратаж над тепловым и по тепловым нейтронам, резистрометрия скважин, а также производится отбор проб с помощью глубинных пробоотборников. На основании отбора продукции определяется нефтенасыщенность в лабораторных условиях с использованием методов Дина и Старка, центрофугирования.

 

3.Показатели качества товарной нефти.

При выходе из нефтяного пласта нефть содержит взвешенные частицы горных пород, воду, растворенные в ней соли и газы. Нефть, получаемую непосредственно из скважин называют сырой нефтью, которая иногда сразу транспортируется в ближайшие центры нефтепереработки. Но в большинстве случаев добываемая нефть проходит промысловую подготовку, так как она может быть предназначена для экспорта или для транспортирования в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы.

Перечисленные выше примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировании и переработки нефтяного сырья. Именно поэтому перед транспортированием сырая нефть подготавливается: из нее удаляется вода, большое количество механических примесей, солей и выпавших твердых углеводородов. Также следует выделить из нефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она не попадет на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее легкие углеводороды будут утеряны. А между тем газ и летучие жидкие УВ являются ценными продуктами. Кроме того, при трубопроводной транспортировке нефтей из них необходимо удалять все легкие газы. В противном случае на возвышенных участках трассы возможно образование газовых мешков.

Таким образом, качество товарной нефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Стоимость товарной нефти существенно зависит от ее качества. Поэтому во всех учетно-расчетных операциях между поставщиком и покупателем наряду с определением массы продукта производят контроль качественных параметров нефтей.

Яндекс.Директ

Нефть ГОСТ Р 51858-2002 оптом!Нефть ГОСТ Р 51858-2002 оптом от 16 950 руб/т. Доставка; ж/д налив.О компании·Продукция·КонтактыАдрес и телефонigroupc.com

Перечислим важнейшие показатели качества: фракционный состав, плотность, содержание воды, хлористых солей, механических примесей и серы. Также определяют технологические показатели нефтей. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол. (Иногда определяют кислотность, молекулярную массу, объемную долю газа, массовую долю тяжелых металлов). Некоторые показатели качества нефти могут определяться согласно договоренности между поставщиком и покупателем.

Рассмотрим значения этих показателей для характеристики нефтей и получаемых из них нефтепродуктов. Плотность

Плотность является одним из наиболее общих показателей, характеризующий свойства нефтей и нефтепродуктов, измерение которого предусмотрено стандартами различных стран.

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе различных нефтей и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая – на большее содержание парафиновых УВ. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество.

При характеристики плотности отдельных фракций нефти следует прежде всего отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения.

Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого этот показатель имеет особое значение при проведении операций купле-продажи между поставщиком и покупателем для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от добычи до переработки и от переработки до потребителей. В качестве примера можно привести объемно-массовый метод, используемый для определения массы брутто нефти [4].

Его применение сводится к измерению объема и плотности продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению):

, (3.1)

где - масса брутто продукта, т;

- объем продукта, м3; - плотность продукта, приведенная к условиям измерения, т/ м3. Количество нефти и нефтепродуктов определяют согласно ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы».

Согласно ГОСТ 3900 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.», для измерения плотности нефти применяются ареометры, пикнометры и плотнометры.

Точность ареометрического метода выражается следующими показателями:

Сходимость – два результата измерений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0005 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0006 г/см3 – для темных и непрозрачных продуктов.

Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0012 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0015 г/см3 – для темных и непрозрачных продуктов.

Точность пикнометрического метода регламентируется одинаковыми нормами сходимости и воспроизводимости результатов измерений: расхождение двух результатов с 95%-ной доверительной вероятностью не должно превышать 0.0006 г/см3.

Фракционный состав

Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

Промышленная перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией.

Фракции, выкипающие до 350оС, отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами(фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В оснавном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140оС (начало кипения) - бензиновая фракция, 140-180оС - лигроиновая фракция(тяжелая нафта), 140-220оС (180-240оС ) - керосиновая фракция, 180-350оС (220-350оС, 240-350оС) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).