ОБЪЕДИНЕННЫЙ. 5. бурение и эксплуатация скважин способы бурения скважин

• Название: 5. бурение и эксплуатация скважин способы бурения скважин
• Дата: 22.11.2022
• Размер: 436.06 Kb.
• Имя файла: ОБЪЕДИНЕННЫЙ.docx
• Тип: Документы; #804801
• страница: 3 из 6

НЕФТИ И ГАЗА

2.1. Происхождение нефти и газа
Несмотря на то, что нефть известна с давних времен, вопрос о ее происхождении является предметом жарких споров до сих пор. Создано более 30 гипотез, объясняющих происхождение нефти и газа.

Одни считают, что происхождение нефти и газа связано с останками животного или растительного мира - органическая теория происхождения нефти и газа.

Другие считают, что для образования нефти и газа не нужны органические компоненты - неорганическая теория происхождения нефти и газа.

Первым высказал идею органического происхождения нефти М.В.Ломоносов (1759г.). М.В.Ломоносов считал, то нефть образовалась из растительных остатков. Другие, наоборот, считали, что нефть образовалась из останков животных. В 80-90 годах 19-го столетия немецкий ученый Энглер экспериментально доказал, что при температуре порядка 400 С и давлении 25ат. рыбий жир превращается в подобные нефти масла, газ и воду. На этом основании был сделан вывод о возникновении нефти как продукта разложения жиров морских животных. Однако рыбы появились 300 млн. лет назад (кембрийский период), а залежи нефти и газа известны уже 500 млн. лет (девонский период). В 1919 году Зелинский Н.Д. получил подобные нефти вещества из растительных остатков.

Стройно теория органического происхождения нефти была разработана И.М. Губкиным в 1932 году - сапропелевая теория. Сапропель - гнилой ил. И.М. Губкин доказал, что именно сапропель является материнским веществом нефти. Сапропель образуется в застойных водоемах из органических остатков. При изменении режима водоема сапропель заносится другими остатками, например песком. В сапропеле продолжаются процессы разложения органических остатков. Дальнейшее погружение сапропеля сопровождается его уплотнением при постоянном росте температуры и давления. Процессу разложения содействуют бактерии, одновременно увеличивая объем отложений. Образующиеся вода, жидкие и газообразные углеводороды вытесняются из слоя сапропеля в вышележащие слои и мигрируют по ним до непроницаемых слоев, где и накапливаются. Исследования показали, что при сухой перегонке сапропеля получается примерно 25 % подобных нефти продуктов.

Ученые вулканологи отмечают присутствие углеводородных газов и даже жидкой нефти в вулканических выделениях. Д.И.Менделеев обратил внимание, что открытые в то время месторождения нефти в России и в Америке как бы опоясывали могучие горные массивы Кавказ и Аппалачи. В 1877 году Д.И.Менделеев сформулировал гипотезу минерального происхождения нефти - карбидной теории. Лабораторные исследования показали, что при взаимодействии воды и углеродистого железа в условиях высоких температур и давлений возникают различные углеводородные соединения. На этом основании теория была сформулирована следующим образом. В недрах Земли много карбидов железа находящихся при высоких давлениях и температурах. В предгорных районах горные сооружения поражены многочисленными разломами и трещинами, по которым воды достигают глубин залегания карбидов. Образовавшиеся пары углеводородов поднимаются по трещинам вверх и далее, после частичной конденсации, мигрируют по осадочным породам до непроницаемых пород.

В настоящее время, подавляющее число исследователей отдает предпочтение органической теории происхождения нефти и газа.
2.2. Состав нефти и газа
Нефть и газ относятся к семейству органических горючих ископаемых, получивших название каустоболитов (каустос- горючий, биос - жизнь, литос - камень), то есть горючих органических камней.

В химическом отношении нефть- это сложная смесь углеводородов и углеводородных соединений.

Химические элементы представлены в ней в следующих пропорциях: углерод - 84-87 %; водород - 12-14 %; кислород, азот, сера - 1-5 %.

В состав нефти входят три группы углеводородов: метановые (алканы или парафины) С_nH_2n+2 - предельные углеводороды (наиболее устойчивые), нафтеновые (циклановые) C_nH_2n (достаточно устойчивые), ароматические (арены) C_nH_2n-m - наиболее бедные водородом, перенасыщенные или непредельные (не устойчивые). Углеводороды до С₄ при нормальных условиях представлены в виде газа, от С₅ до С₁₆ - жидкость и при С₁₇ и выше - твердые вещества (парафин, церезин).

Помимо углеводородной составляющей в нефти выделяют: асфальто-смолистую часть, порфириты (азотные соединения органического происхождения - из хлорофилла растений и гемоглобина животных), зольная часть - различные минеральные соединения (железо, никель, ванадий).

Принято классифицировать нефть по химическому составу, плотности, содержанию серы, содержанию парафина и содержанию асфальтенов и смол.

По химическому составу различают:

- метановые нефти (65 % и более метановые углеводороды);

- нафтеновые нефти (60 % и более нафтеновые углеводороды);

- нафтено-метановые;

- ароматические.
По плотности:

- легкие нефти ( = 650 - 870 кг/м³);

- средние нефти ( = 871 - 910 кг/м³);

- тяжелые нефти ( = 910 - 1050 кг/м³).
По содержанию серы:

- малосернистые (содержание серы до 0.5 %);

- сернистые (05 - 2.0 %);

- высокосернистые (более 2.0 %).
По содержанию парафина:

- малопарафинистые (содержание парафина до 2.0 %);

- парафинистые (2.0 - 6.0 %);

- высокопарафинистые (более 6.0 %).

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств нефти после подготовки. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. В пластовых условиях в 1м³ нефти может быть растворено до 300-400м³ газа. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после дегазации называют объемным коэффициентом нефти.
B=V_пл / V_н,
где V_пл - объем нефти в пластовых условиях;

н - объем нефти при нормальных условиях (Р = 0.1МПа, Т= 273.2К) после дегазации.
2.3. Плотность и вязкость
Плотность - масса единицы объема вещества.

С увеличением температуры плотность вещества уменьшается.

Для жидкости:

, (2.1)
где - плотность нефти при температуре t, кг/м³;

- плотность нефти при t = 20⁰С;

- температурная поправка, кг/(м³ град).
. (2.2)
Плотность некоторых нефтепродуктов составляет:

бензина - (712 - 761) кг/м³;

дизельного топлива - (775 - 970) кг/м³;

масел - более 860 кг/м³.

Плотность газа помимо температуры зависит еще и от давления. Из уравнения состояния газа

Pv = zRT, (2.3)
= P/(zRT), (2.4)
где P- абсолютное давление газа, Па;

v- удельный объем газа, м³/кг;

z- коэффициент сжимаемости газа;

T- температура газа, К;

R- газовая постоянная, Дж/(кг град)
R=287/ , (2.5)
где - относительная плотность газа
, (2.6)
где - плотность воздуха.

При стандартных условиях (P = 0,1МПа и Т = 293 К) =1,205кг/м³.

Коэффициент сжимаемости газа зависит от физических свойств газа, давления и температуры. Для природного газа z можно найти, используя эмпирическую зависимость

, (2.7)

где Р_пр - приведенное давление газа;

= 1.68Т_пр+ 0.78Т_пр² + 0.0107Т_пр³; (2.8)

Т_пр - приведенная температура газа.

Р_пр= Р/ Р_кр , Т_пр= Т/ Т_кр , (2.9)

где Р_кр и Т_кр - критические значения давления и температуры газа.

Р_кр= 0.1773(26.831- _ст) , (2.10)

Т_кр= 155.24(0.564 + _ст) , (2.11)

где _ст - плотность газа при стандартных условиях. Относительная плотность природного газа колеблется в пределах 0,56-0,67. Для метана = 0,55.

Вязкость характеризует способность жидкости и газа сопротивляться перемещению.

При течении происходит относительный сдвиг слоев жидкости или газа относительно друг друга, что приводит к возникновению касательных напряжений, связанных с силами трения

, (2.12)

где - коэффициент динамической вязкости (динамическая вязкость), Па с;

- градиент скорости течения.

При гидравлических расчетах трубопроводов широко используется понятие кинематической вязкости

, (2.13)

где - кинематическая вязкость, м²/с.

В справочной литературе обычно кинематическая вязкость указывается в Стоксах (Ст) или сантистоксах (с Ст). Размерность Стокса - см² /c.

С увеличением температуры вязкость жидкости уменьшается, и эта зависимость может быть представлена формулой Филонова-Рейнольдса

, (2.14)

где - вязкость нефти при температуре t;

₁ - вязкость нефти при температуре t₁;

U - коэффициент крутизны вискограммы, 1/град.

U= , (2.15)

где - вязкость нефти при температуре t₂.

Вязкость некоторых веществ составляет следующие величины: вода - 1 сСт, бензин - 0.75 сСт, дизельное топливо - 6.0 сСт, нефть - более 4 сСт.

Вязкость газа увеличивается с ростом давления и температуры. В условиях промысловых трубопроводов динамическая вязкость меняется мало и при расчетах можно принимать по метану, =12 Па с.
2.4. Теплофизические свойства
Температура кипения (Т_к) и давление насыщения (P_s) характеризуют переход жидкости в газ и обратно. Так, при атмосферном давлении метан переходит в жидкое состояние при Т_к=-161.3⁰ С, пропан при Т_к=-42.1⁰ С, бутан при Т_к=-0.5⁰ С и, наоборот, при температуре Т=0⁰ С пропан переходит в жидкость при давлении P_s=1.6 МПа, бутан при P_s=0.2 МПа. Метан при 0⁰ С в жидкость не переходит, так как его критическая температура значительно меньше (Т_кр= - 82.5⁰ С).

Давление насыщения зависит от степени сепарации нефти, и после стабилизации должно составлять 500 мм. рт. ст. или 0.067 МПа.

Теплоемкость нефти характеризует количество тепла необходимое для повышения температуры тела.

Обычно теплоемкость характеризуется удельной теплоемкостью, показывающей количество тепла, подводимое к единице массы вещества для повышения его температуры на один градус.

Ориентировочное значение удельной теплоемкости составляет:

для жидких углеводородов с=2100Дж/(кг. град.),

для газов с=2500 Дж/(кг.град.).

Количества тепла, получаемое при сжигании единицы массы или объема вещества, характеризуется низшей теплотой сгорания. Низшая теплота сгорания газа составляет Q_н=34.5 МВт/м³, мазута Q_н=39.0МВт/кг, дров Q_н=10МВт/кг.

10. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ (МГ)
10.1. Общая характеристика МГ
В отличие от МН максимальный диаметр МГ в настоящее время составляет 1420 мм. В России рабочее давление газопроводов зависит от их диаметра: D= 1020 мм и менее, рабочее давление Р₁₌5,4 МПа.

D > 1020 мм, P₁=7,35 МПа (рис. 10.1).

По газопроводу диаметром 1020мм. транспортируется 30 млн.м³ газа в сутки. При диаметре 1420 мм. МГ имеет пропускную способность 90-100 млн.м³ в сутки. КС МГ работают со степенью сжатия в пределах 1,40-1,50 и при этом давление на входе в КС (Р₂) составляет 3,5-5,0 МПа. В конец газопровода газ обычно поступает с давлением 1,5-2,0 МПа.
Р₁=5,4-7,35МПа Р₂=3,5-5,0МПа Р_К=1,5-2,0МПа

ЛК ЛК

ГКС КС КС КРП

20-30км

100-150км ГРС
Р=0,6-1,2МПа

Рис. 10.1. Схема МГ
ГКС - головная компрессорная станция, КС - промежуточная компрессорная станция, ГРС - газораспределительная станция, КРП - конечный распределительный пункт

Состав линейных сооружений МГ аналогичен МН. Линейные краны на газопроводе предусматриваются через 20-30 км. МГ часто прокладываются в одном коридоре с другими газопроводами. В этом случае они соединяются между собой перемычками на входе и выходе КС и далее через каждые 20-40 км.

КС расставляют по трассе МГ через 100-150 км. С увеличением диаметра газопровода расстояние между КС уменьшается.

Для снабжения газом населенных пунктов по трассе МГ сооружаются ГРС, предназначенные для снижения давления газа до нужного потребителю (0,6-1,2 МПа) и поддержания его на этом уровне, очистки и одоризации газа и учета отпускаемого количества газа.

Функции КРП аналогичны функциям ГРС.

КС выполняет три основных функции:

- компримирование газа;

- очистка газа;

- охлаждение газа.

1.Компримирование газа.

Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.

На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м³ используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следующие типы поршневых ГПА:

10ГКН, Q=1,0-1,2 млн.м³/сут;

МК8 , Q= 1,5-5,0 млн.м³/сут;

ДР12, Q=8,0-13,0 млн,м³/сут.

Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей.

Для привода ЦН используются три типа ГТУ:

- стационарные ГТН и ГТК;

- авиационные ГПА-Ц;

- судовые ГПУ.

Мощность ГТУ этих типов ГПА составляет 6,10,16,25 МВт. Суточная производительность 10-50 млн.м³.

В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 4-12,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 13-37 млн.м³.

В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия =1,23-1,27 и =1,35-1,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отдается предпочтение полнонапорным ЦН.

2. Очистка газа.

Газ, поступающий на КС, содержит в своем составе механические частицы (пыль, окалина) и жидкость (вода, конденсат).

Для предупреждения засорения труб и эрозионного износа компрессоров газ перед компримированием очищается в сепараторах, получивших название пылеуловителей (ПУ). На КС используются два типа ПУ: масляные (мокрые) и циклонные (сухие). В настоящее время в основном используются циклонные ПУ.

Циклонные ПУ представляют собой аппараты батарейного типа: в одном аппарате монтируется от 3 до 100 и более циклонов. ПУ с 3-5 циклонами называются циклонными (рис 10.2), с большим количеством - мультициклонными. На КС большой производительности в основном используется пятициклонный ПУ ГП.144.000 с пропускной способностью 20 млн.м³/сут.


Рис. 10.2. Схема циклонного ПУ
1 - корпус ПУ, 2 - циклоны
3. Охлаждение газа.

Температура газа при сжатии в компрессоре повышается. Для повышения надежности и эффективности работы в М диаметром более 1,0 м. он охлаждается.

В общем случае газ охлаждается водой в градирнях и воздухом в аппаратах воздушного охлаждения (АВО). В настоящее время на МГ используются АВО, представляющие собой секции оребреных трубок малого диаметра, обдуваемых воздухом при помощи вентиляторов. Газ охлаждается до температуры на 10-15⁰С выше, чем температура воздуха. Температура газа на выходе КС не должна превышать 45-50⁰ С. На КС используются АВО типа 2АВГ-75с. Находят широкое применение импортные АВО “Крезо-Луар”, “Пейя”, “Ничимент”. На КС МГ диаметром 1420 мм обычно устанавливается 10-15 аппаратов.