Файл: Кафедра разведки и разработки нефтяных и гаховых месторождений отчет о прохождении технологической практики.docx
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 244
Скачиваний: 11
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Различают следующие направления, по которым проводится автоматизация технологических процессов на предприятиях нефтегазовой промышленности: автоматика бурения скважин, процесса добычи нефти и газа: переработки нефтегазового сырья; транспортировки нефти и газа к покупателю.
Комплексная АСУ ТП нефтеперерабатывающего завода включает управление технологическим процессом по нефтедобыче с автоматизированных рабочих мест, переработку сырья и управление сбытовой сетью предприятия.
5. Современные научно-технические достижения в разработке нефтяных месторождений.
Вполне очевидно, что новые знания, технологии и умения применяются системно и последовательно тогда, когда у компаний отсутствует возможность получения «незаработанного дохода» (например, за счет необоснованных льгот и преимуществ, манипулирования условиями ведения бизнеса и т.д.). Поэтому наличие конкурентной среды – необходимое (но, увы, недостаточное) условие успешного развития нефтегазового сектора в инновационное ориентированное направление.
Анализ динамики процессов развития нефтегазового сектора России в инновационно-ориентированном направлении всё-таки дает оснований для оптимизма. Состояние конкурентной среды свидетельствует о значительной инерции – безусловно, доминируют «национальные» (по существу, а не только по статусу) компании – ОАО «Роснефть», ОАО «Газпром» и т.д. В результате применение новых технологий в России, в частности, новых методов повышения нефтеотдачи пластов, отличается большим разнообразием. Как отмечает академик Р.Х. Муслимов, «…рост добычи нефти (в 1980-е гг. – В.К.) за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) существенно ускорился – с 1,3 млн т в 1975 г. до 11,4 в 1990 г. …К сожалению, точные и конкретные данные по объему и эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России за годы рыночных реформ отсутствуют… Большинство ГРП (методов гидроразрыва пластов, которые широко применяются для разработки сланцевых залежей) проводится на высокопродуктивных объектах для интенсификации разработки и поэтому не может быть отнесено к категории МУН…»[3].
В России широко распространено избирательное применение новых технологий в нефтегазовом секторе, в то время как собственные технологические системы и подходы практически не создаются.
Неизбежно возникает вопрос: кто и как может обеспечить появление новых знаний, технологий, умений и т.д.? Ответ, как представляется, состоит в следующем:
в общем случае в получении новых знаний должны принимать участие все стороны – от государства до бизнеса (включая средний и мелкий, в наибольшей степени заинтересованный в этом);
расходы на науку и получение новых знаний неправомерно связывать исключительно с финансированием по линии государства (включая ННК) и ТНК;
государственная политика должна строиться таким образом, чтобы создаваемые условия позволяли формировать конкурентную среду, обеспечивающую отечественным компаниям непрерывное получение так называемой динамической ренты.
1. В настоящее время, как никогда, возросло значение таких условий, как наличие опыта, среды и мотивации. Среди причин этого можно отметить:
изменение размеров месторождений в сочетании с их «новой природой» привело к востребованности уникальных и специфических знаний;
наличие разветвленного и разнообразного сервисного сектора – от стандартных до самых сложных операций (например, в границах «Большого Ставангера» – Норвежского центра операций на шельфе Северного моря – успешно работает свыше 500 инновационно-ориентированных сервисных фирм);
переход к налогообложению экономических результатов; нужны не налоговые льготы, а системные рамки, которые стимулировали бы компании принимать высокие риски освоения новых источников сырья;
конструктивное взаимодействие финансовой системы и нефтегазового сектора – ориентация на долгосрочные результаты (прежде всего, доступность «длинных денег») – способствует повышению устойчивости инновационного бизнеса.
В мире накоплен огромный опыт взаимодействия различных компаний, есть место любым вариациям форм взаимодействия. В то же время нельзя не видеть, что в нефтегазовом секторе существенно увеличивается доля национальных нефтяных компаний. Это отражает инерционный тренд развития отрасли, связанный с распространением «традиционных» знаний, навыков и умений. В то же время транснациональные компании все больше и больше выполняют роль «системных интеграторов» и являются распространителями передовых технологий, знаний и опыта. Прямое же участие ТНК в генерации новых знаний – скорее исключение из правил. Лидерство перешло к наукоемким сервисным компаниям от самых малых до гигантов, таких как «Шлюмберже», «Бейкер Хьюз», «Халибёртон», «Вестерн Атлас» и другие.
Мировой нефтегазовый сектор проходит через стадию смены не только технологического уклада (все большей его интеллектуализации), но и изменения всей модели функционирования и развития. В основе этого процесса – новые знания (как глобальные, так и локальные, практические). Получение знаний, их распространение и применение невозможны без адекватной институциональной среды. Не только новые технологии и уровень цен, но также и благоприятный инвестиционный климат, степень разнообразия компаний и форм их взаимодействия, развитие конкуренции во всех сегментах нефтегазового сектора, а также адекватное меняющимся условиям освоения углеводородов взаимодействие государства и нефтегазового сектора – вот неполный перечень условий, движущих «сланцевую революцию».
Нельзя и неправомерно примитивизировать сложный и многоаспектный характер взаимодействия факторов, обеспечивающих процесс добычи углеводородов. Инвестиции в этом ряду – важное, но не всеобъемлющее объяснение феномена роста добычи углеводородов там, где такой добычи «не могло быть». Разнообразие среды и наличие возможности эффективного взаимодействия самых различных экономических агентов – вот движущая сила развития современного нефтегазового сектора.
Увеличение потребления углеводородного сырья требует комплексного и рационального подхода к использованию ценного "невосполнимого" природного сырья, сокращения его технологических потерь и утилизации при сборе, подготовке и хранении на нефтегазодобывающих предприятиях. Даже доли процента потерь составляют миллионы тонн углеводородов. Достижение потенциала стабильной нефти позволит увеличить ее выход для различных месторождений в среднем на 2,5...6,5 % мас.
Немаловажной является и другая сторона проблемы - загрязнение окружающей среды. Ископаемые углеводороды занимают первое место среди источников загрязнения окружающей среды.
Размещение основных месторождений нефти и газа в районах, удаленных от промышленно развитых регионов, требует разработки простых и эффективных технологий сокращения технологических потерь и утилизации углеводородного сырья.
Анализ технологических потерь и отходов производства показывает, что сокращение потерь только наполовину позволит удовлетворить потребности промышленности без дополнительного ввода в эксплуатацию новых месторождений углеводородного сырья.
Системный подход к использованию углеводородных ресурсов с учетом отдельных источников потерь и внедрения технологий по их предупреждению является актуальным как с экономической, так и с экологической точки зрения.
Анализ технологических схем сбора, подготовки и хранения углеводородного сырья показывает, что основными источниками потерь являются сепарационные установки, низконапорные аппараты и резервуары. Перспективным направлением является использование трубопровода в качестве технологической ступени подготовки углеводородного сырья.
Технико-экономические расчеты показывают, что при комплексном решении вопроса сокращения технологических потерь, вложенные средства окупаются в течение короткого времени. По данным различных источников известно, что используется не более 90-97 % добытой нефти, остальная часть безвозвратно теряется.
За последние 25 лет в мире на факелах сожжено более 300 млрд.м3 газа, что эквивалентно 420 млн. т условного топлива. Кроме того, вместе с газом сожжено более 60 млн. т жидких легких углеводородов. На протяжении многих лет сложилось положение, что объекты для сбора газа и конденсата и их промысловой переработки вводятся в последнюю очередь, когда уже потеряно более половины ресурсов нефтяного газа и газового конденсата. Поэтому при обустройстве месторождений нефти и газа основное внимание необходимо уделять промысловой стабилизации углеводородного сырья. Задача промысловой стабилизации заключается в получении двух основных продуктов - стабильного жидкого углеводородного сырья и газа. При этом необходимо сохранить в углеводородном сырье максимальное количество фракций С5+,то есть добиться достижения потенциала стабильного углеводородного сырья.
Несовершенство процессов промысловой стабилизации углеводородного сырья выявило следующие основные проблемы: вынужденное сжигание на факелах газов концевых сепарационных установок (КСУ) из-за трудности их сбора; потери компонентов С5+ при перекачке тяжелых нефтяных газов; потери из резервуаров изза большой упругости паров углеводородного сырья. На межотраслевом совещании по сокращению потерь нефти и нефтепродуктов было отмечено, что потери нефти и нефтепродуктов в стране достигают 35-50 млн. т/год. Кроме этого, необходимо учесть затраты на разведку, добычу, транспорт и подготовку нефти, отрицательное воздействие на экологическую обстановку. Анализ ряда месторождений Западной Сибири и Башкортостана показывает, что оптимизация процесса стабилизации позволяет увеличить выход товарной нефти на 2,6...12,0 % мас. по сравнению с одноступенчатой сепарацией нефти (данные СибНИИНП). Достижение потенциала возможно процессом промысловой колонной' стабилизации, однако, как и многоступенчатая сепарация (более 4 ступеней), в промысловых условиях такой метод является экономически нецелесообразным.
Низкая четкость разделения углеводородных смесей в сепарационных установках требует необходимости разработки новых технологических решений по стабилизации углеводородного сырья, позволяющих сохранить его потенциал и получить отбензипенный газ. Для улавливания бензиновых фракций из нефтяного газа и возврата их в нефть предлагается использовать процесс однократной абсорбции. Процесс осуществляется в трубопроводе путем смешения с частью нефти (абсорбентом) с последующим охлаждением и разделением на осушенный газ и насыщенный абсорбент. Насыщенный абсорбент закачивается в основной поток стабильной нефти.
Разработаны технологические схемы сепарации нефти с рециркуляцией различных технологических потоков. Установлено, что чем выше давление начального разгазирования Рн и ниже к.п.д. сепараторов, тем меньше выход стабильной нефти. Кроме того, рост величины Рн и снижение к.п.д. резко повышают потери из резервуаров. Так, увеличение Рн от 0,3 до 0,8 МПа при к.п.д., равном 0,3, удваивает потери (2,8 % мас. вместо 1,4 % мас. для условий Сергеевского месторождения).
При потребности в широкой фракции легких углеводородов практически незаменимы стабилизационные установки, в которых используются колонны. При эксплуатации этих установок получается стабильная нефть требуемого качества. Установки характеризуются высокой энерго- и капиталоемкостью.
При сепарации нефти дополнительно вводимым в систему газом увеличивается доля отгона и уменьшается давление насыщенных паров стабильной нефти на 12,5...32,7 кПа. Это позволяет сократить технологические потери из резервуаров в случае утилизации газа. Подача газа позволяет увеличить отбор от потенциала низкокипящих углеводородных фракций до 50-70 %. Однако процесс однократного испарения с подачей газа в систему характеризуется низкой четкостью разделения, большим уносом бензиновых фракций и капельной нефти с газом сепарации и эффективен только при полной утилизации нефтяного газа, насыщенного бензиновыми фракциями.
С целью сокращения энергетических затрат предлагается технология стабилизации нефти в промысловых колонных аппаратах с подачей газа в промежуточное сечение отгонной секции.
Одними из наиболее сложных с точки зрения разработки являются нефтегазоконденсатные и газоконденсатнонефтяные залежи[1], которые на сегодняшний день не в полной мере вовлечены в разработку. Например, такие залежи содержатся в уникальных по запасам ачимовских отложениях Уренгойского месторождения. Если разработка газоконденсатной шапки, как правило, не вызывает больших проблем, то выработка запасов нефтяных оторочек в таких залежах – крайне сложная задача. Обычно они отличаются небольшой толщиной, что приводит к наличию осложняющих факторов эксплуатации скважин, таких как поступление воды и газа вследствие образования конусов со стороны водонефтяного и газонефтяного контактов. Одним из возможных способов избежать преждевременного поступления газа в добывающие нефтяные скважины является режим эксплуатации при критических безгазовых дебитах. В случае применения вертикальных скважин этот режим оказался не практичным, так как соответствующие дебиты нефти являлись низкими и нерентабельными. Поэтому добыча нефти из нефтяных оторочек производилась при значительных депрессиях и быстро растущих газовых факторах. С появлением горизонтальных скважин ситуация изменилась, поскольку такие скважины позволяли получать большие дебиты при более низкой депрессии, в результате чего стала возможна разработка нефтяных оторочек достаточно большой мощности, однако если нефтенасыщенный интервал не превышает 5-10 м, то в этом случае возможные безгазовые дебиты также нерентабельны.