18 июня 2013 в 12:53 , Обновлено 2 сентября 11:56

Этапы нефтегазовых работ: Бурение, добыча, транспортировка, переработка

Цикл работы с нефтью и газом включает в себя ряд основных этапов

Этапы нефтегазовых работ:

Цикл работы с нефтью и газом включает в себя ряд основных этапов:

Геологоразведочные работы;
Бурение (разведочное и эксплуатационное);
Добыча и промысловая подготовка;
Транспортировка и хранение;
Переработка

1. ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА

Геологоразведочные работы (ГРР) - это этап перед бурением на нефть и газ (и не только).
Цель - выявление и комплексная оценка запасов исследуемых полезных ископаемых (нефть и газ, вода, руды и др.).
Прежде чем производить оценку результатов ГРР, необходимо произвести параметризацию полученных данных.
Параметризация учитывает:

геологическое строение месторождения;
его расположение в пространстве и связанные с ним рельефные условия;
количество и качество полезных ископаемых;
прогнозируемые условия эксплуатации месторождения (факторы, их обусловливающие)

3 основных этапа ГРР на нефть и газ:

Региональный
Поисковый
Разведочный

ГРР осуществляются именно в такой последовательности, на каждом из этих этапов востребованы знания из смежных областей: геофизики, геохимии, гидродинамики и др.
Региональный этап ГРР - проведение региональных геолого-геофизических работ в 2 стадии:

стадия прогнозирования нефтегазоносности;
стадия оценки зон нефтегазонакопления.

Стадия прогнозирования нефтегазоносности:

концентрируется на осадочных бассейнах и связанных с ними частях,
выделяются литолого-стратиграфические комплексы, фациальные зоны, нефтегазоперспективные зоны и др.

Стадия оценки зон нефтегазонакопления:

фокусируется исключительно на нефтегазоперспективных и нефтегазонакопительных зонах,
попутно выполняется количественная оценка перспектив нефтегазоносности,
выделяются наиболее крупных ловушек и др.

Также в рамках регионального этапа проводятся региональные аэрокосмофотосъемка, геофизическая и геохимическая съемка, построение региональных сейсмопрофилей, бурение опорных, параметрических и структурных скважин, проведение ГИС, исследование керна. Ресурсы оцениваются по категориям D₁ и D₂.

Поисковый этап - обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа, проводится в 2 стадии:

стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения;
стадия поиска месторождений.

Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения относится к отдельным площадям в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления:

устанавливаются условия залегания и другие геолого-геофизические свойства нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов,
проводится выявление перспективных ловушек и их количественная оценка ресурсов в них и др;
широко применяются геофизические методы исследований (гравимагнитосъемка, электро- и сейсморазведка)

Стадия поиска месторождений оперирует ловушками, подготовленными для поискового бурения:

определяются геолого-геофизические свойства горизонтов и пластов,
проводится подсчет запасов открытых залежей и др,
проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

Заключительный разведочный этап - подготовка промышленных месторождений к разработке в течении следующих 2 стадий:

стадия оценки месторождений;
стадия подготовки месторождений к разработке.

Стадия оценки месторождений приурочена к открытым месторождениям и выявленным залежам и оперирует установленными характеристиками залежей для определения их промзначимости, установленными физико-химическими свойствами нефти и подсчитанным коэффициентом продуктивности скважин и др.
Стадия подготовки месторождений к разработке в целом повторяет стадию оценки месторождений, добавляя к ней интерпретацию геолого-геофизических материалов и детальное проведение площадных (сейсморазведка, структурное бурение) и скважинных геолого-геофизических работ.
К завершению разведочного этапа должны быть подготовлены данные по:

запасам нефти и газа;
экономической эффективности проведенных работ.

На настоящий момент в РФ финансирование ГРР может быть осуществлено как средствами федерального бюджета, так и частными инвесторами.

2 РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ

Бурение (Drilling) - это совокупность технологических процессов, выполняемых для строительства скважин - получения горных выработок с большим отношением длины (глубины) к поперечнику (диаметру Ø).
Этап разведочного бурения следует после ГРР.
Под разведочным бурением на нефть и газ понимается бурение скважин всех известных типов (опорных, параметрических, поисковых и разведочных) буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, роторным, турбинным способом и электробурами для региональных исследований, а также поисково-разведочных работ, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений.
Разведочное бурение заключается в разработке и эксплуатации разведочной скважины.
Разведочная скважина обычно бурится вертикально, то есть без заметного отклонения от места забуривания.
Конструкция разведочной скважины:

В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.

В ходе разведочного бурения используют буровой раствор.

Буровой раствор должен:

снижать до приемлемого минимума скорость выпадения в осадок частиц выбуренной горной породы;
приводить в движение, снабжать энергией вращение турбобура;
охлаждать буровое долото;
характеризоваться определенным значением плотности, оптимальным для данных горно-геологических условий бурения;
предупреждать флюидопроявления и поглощения
способствовать сохранению стойкости стенок ствола скважин.

Перед началом разведочного бурения необходимо:

определить его объемы,
разработать, согласовать и утвердить технический проект на строительство скважины.

В связи с потребностью, будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения.
Следующий этап - фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.

3 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

3.1 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ

Эксплуатационное бурение - бурение скважин в зоне залежей, продуктивность которых уже доказана.
Это продолжение работы, начатой при разведочном бурении.
Эксплуатационному бурению предшествует комплексное обустройство участка бурения, сопряженное с развитием разведочного бурения.
При бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют специальные навигационные системы, отслеживающие местоположение долота.
Телеметрическая система установлена в компоновке низа бурильной колонны, именно он измеряет необходимые параметры и передает их наверх через буровой раствор

рис. 1 Типы профилей наклонно-направленных скважин

1 - вертикальный участок; 2 - участок набора угла наклона ствола;
3 - прямолинейный наклонный участок; 4 - участок снижения угла наклона ствола
Их последняя колонна способна входить в пробуренный ствол скважины под определенным углом и далее принимать горизонтальное положение, после чего увеличивается радиус контура питания, площадь дренируемой зоны и продуктивность скважины.
В целом, у горизонтальных скважин дебит значительно выше, чем у вертикальных скважин.

3.2 ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

После эксплуатационного бурения начинается процесс испытания - освоение скважины.
Главным в случае испытания эксплуатационной скважины считается процесс перфорации - операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих сообщением между скважиной и пластом-коллектором.
Заряд, вызываемый перфоратором, пробивает обсадную колонну и создает дополнительные трещины в нефтеносной породе.

4 ДОБЫЧА. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

4.1 ДОБЫЧА НЕФТИ

После проведения всех необходимых буровых работ наступает собственно процесс добычи нефти.
Условно принято выделять 4 его стадии:
1 стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения
2 стадия максимального уровня добычи (выход на полку)
3 стадия падения добычи нефти
4 завершающая стадия разработки
Первые 3 стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения.
Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения.

1 стадия характеризуется:

интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов);
быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;
резким снижением пластового давления;
небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);
достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет

2 стадия характеризуется:

более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкой нефтью; 1-2 года - при повышенной вязкости;
ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ¸ 15%.

3 стадия характеризуется:

снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязкой нефти и на 3-10 % при нефти повышенной вязкости);
темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %;
уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
прогрессирующим обводнением продукции nв до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтью повышенной вязкости;
повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30 % для месторождений с нефтью повышенной вязкости;
суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти.
Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 -10 и более лет.

4 стадия характеризуется:

малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м³/м³);
высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность 4^й стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин.
Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

4.2 ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА

Перед тем, как запустить процесс транспортировки нефти или создать необходимые условия для ее хранения, нефть подвергается промысловой подготовке.
Ее физико-химическая сущность состоит в обезвоживании и обессоливании подготовляемого вещества.
Помимо этого проводится сепарация фракций и очистка нефти от механических примесей.
Конечным результатом промысловой подготовки считается достижение стабилизации нефтяных фракций.
Промысловая подготовка выполнятся для:

обеспечения показателей установленного качества сырья на НПЗ и ГПЗ
с целью снижения влияния вредных компонентов нефти на срок службы МНП (магистральных нефтепроводов).

Графически, схему сбора и подготовки скважинной продукции на нефтепромысле можно представить так:

1 - нефтяная скважина
2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ)
3 - дожимная насосная станция (ДНС)
4 - установка очистки пластовой воды
5 - установка подготовки нефти
6 - газокомпрессорная станция
7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды
8 - резервуарный парк

5 ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ.

После стадии разведочного и эксплуатационных бурений, а также первичной промысловой подготовки следует этап Транспортировки нефтепродуктов или их хранения

5.1 ТРАНСПОРТИРОВКА

Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется по:

магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам
различными видами транспорта: ж/д, автомобильным, воздушным, морским и речным

Непосредственно нефть и нефтепродукты транспортируют в нефтеналивных танкерах, ж/д и автомобильных цистернах с внутренним маслобензостойким и паростойким защитным покрытием, в железных и полимерных бочках, канистрах и др.
В бочках и канистрах перевозят небольшие объемы нефти и нефтепродуктов.
Бензин и светлое топливо перевозят в вагонах - цистернах, оборудованных нижним сливом.
Вязкое топливо перевозят Ж/д цистернами и автоцистернами.
Смазочные материалы перевозят в полимерной таре, ж/д цистернах и автоцистернах, канистрах, бочках.
Емкости для перевозки смазочных материалов готовятся различно для 3^х главных групп, отличных по степени вязкости, температуре и др :

Масло турбинные
Автомобильное моторное масло
Масло трансмиссионное

Битум перевозят в автомобильных и ж/д емкостях с подогревом, а также в таре из картона, бумаги, дерева.
В настоящее время наиболее популярным и безопасным материалом для транспортировки нефтепродуктов является тара из полимерных материалов.
Таким образом, следующие группы нефтепродуктов качественно различаются по условиям транспортировки и хранения:

Огнеопасные и взрывоопасные жидкие нефтевещества: бензины, дизтоплива
Густое топливо (мазут)
Смазочные материалы
Битум

Основной транспортирующий агент нефти и нефтепродуктов - Продуктопровод.
Принято выделять 4 основных типа продуктопроводов:
1 Выкидная линия - по продуктопроводу данного типа сырая нефть или природный газ движутся от промысловой скважины до промысловых танков хранения или резервуаров
2 Промысловый магистральный трубопровод и фидерные линии - нефть и газ собирается из различных промыслов для последующей перекачки до центральных накопителей. Фидерные линии собирают нефть и газ из нескольких точек для доставки прямо в магистральный продуктопровод.
3 Магистральный продуктопровод - сырая нефть и природный газ движутся от нефтегазодобывающих районов до НПЗ, далее от НПЗ до нефтехранилищ и нефтераспределительных систем (НРС)
4 Магистральный нефтепродуктопровод - транспортируются жидкие нефтепродукты от НПЗ до нефтетерминалов, от нефтетерминалов до распределительных терминалов.

5.2 ХРАНЕНИЕ

Нефть и нефтепродукты хранятся в нефтехранилищах
Основные виды топлив хранят в металлических резервуарах с внутренними антикоррозионными покрытиями
Бензины и нефти следует хранить в резервуарах с плавающей крышей или понтоном или оборудованных газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации резервуаров
Застывающие нефтепродукты следует хранить в резервуарах, оборудованных стационарными или переносными средствами обогрева
В настоящий момент, как и в случае с транспортировкой, в хранении металлические емкости вытесняются полимерными тарами.
Нефтепродукты в таре следует хранить на стеллажах, поддонах или в штабелях в крытых складских помещениях, под навесом или на спланированной площадке, защищенной от действия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков.

6 ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Все буровые и транспортирующие работы завершаются этапом Переработки нефти.
Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде.
Целью переработки является получение широкого спектра нефтепродуктов и сырья
Под переработкой понимают многоступенчатый процесс физико-химической обработки сырой нефти, этот процесс идет по 3-м основным направлениям:
топливное (переработка с целью получения моторных и котельных топлив)
топливно-масляное (дополнительное получение смазочных масел)
нефтехимическое (предусматривает производство сырья для нефтехимии)

Весь спектр нефтеперерабатывающих процессов идет на НПЗ - промышленном предприятии, специализирующемся на переработке нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии.
Производственный цикл НПЗ включает в себя процессы подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Процессы нефтепереработки делят на Первичные и Вторичные

Первичный блок включает в себя:

подготовку нефти

атмосферную перегонку

вакуумную дистилляцию

Вторичный блок состоит из процессов:

риформинга

гидроочистки

крекинга (каталитического и гидрокрекинга)

коксования

изомеризации

алкилирования