Например, нефть
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-4-34-39 Аннотация В работе представлены результаты расчетов, проведенных с применением гидродинамических моделей, для исследования поведения динамики газового фактора при разработке нефтяной залежи без поддержания пластового давления либо с неполной компенсацией отборов. Рассмотрено влияние на динамику газового фактора как различных геолого-физических характеристик залежи, таких как газосодержание и вязкость нефти, критическая газонасыщенность коллектора, так и технологических факторов — таких как степень компенсации отборов. Показано, что при разработке нефтяной залежи с предельной насыщенной нефтью в условиях неполной компенсации пластового давления газовый фактор может превышать начальное газосодержание на один или несколько порядков. При этом степень превышения газового фактора над газосодержанием существенным образом зависит от указанных выше геолого-физических характеристик. Материалы и методы Влияние геологических характеристик на динамику газового фактора исследовалось с помощью многовариантного численного гидродинамического моделирования. Ключевые слова попутный нефтяной газ, растворенный газ, газовый фактор, газосодержание, гидродинамическое моделирование
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-55-61 Аннотация В статье отражены вопросы обеспечения рационального использования попутного нефтяного газа на примере месторождений Самарской области. Показано, что добыча попутного нефтяного газа и его переработка в данном регионе имеет специфику, связанную с составом добываемого газа и недостаточностью мощностей принимающих заводов. Скомпонован комплексный подход, позволяющий соотносить компонентный состав попутно добываемого газа с объемами его добычи по объектам разработки. Создана методика расчета содержания кислых газов на площадных объектах наземного обустройства. Данная методика позволяет сделать процесс добычи попутного нефтяного газа надлежащего качества более управляемым для нефтедобывающего предприятия и обеспечить максимальный прием попутного нефтяного газа на заводах. Материалы и методы Для увеличения полезного использования добываемого попутного газа предложен метод моделирования компонентного состава ПНГ на установках сбора нефти и газа. Для данного расчета используется комплекс исходных данных: геология региона, логистическая схема сбора, компонентный состав газа и объемы добычи газа по объектам разработки. Описано применение метода для расчета содержания кислых агрессивных компонентов в составе ПНГ, поступающего на газоперерабатывающие заводы с установок сбора. Ключевые слова попутный нефтяной газ, газоперерабатывающий завод, кислые газы, рациональный уровень использования, компонентный состав, уровни добычи газа
10.24411/2076-6785-2019-10017 Изложены результаты подбора намывных фильтрующих материалов для применения на установках аминовой очистки газа.
Эффективность и надежность технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения напрямую зависит от важнейшего фактора - качественного технического сервиса в гарантийный и послегарантийный эксплуатационный период. В Группе ЭНЕРГАЗ эти задачи решает сервисно-технический дивизион, созданный еще в 2008 году.
В настоящее время геологотехнологическая модель является основным инструментом прогнозирования показателей разработки месторождений. Для обеспечения требуемой точности расчетов [1] реализуются процессы актуализации и адаптации модели. Целью настоящей работы является автоматизация отдельных задач процесса разработки месторождений. Сформированный подход позволяет улучшить качество адаптации фильтрационной модели.
24 сентября 2018 года компании ЭНЕРГАЗ - головному управляющему предприятию Группы ЭНЕРГАЗ - исполняется одиннадцать лет
В статье представлены предложения по использованию разведочных скважин для целей снижения рисков при последующем бурении эксплуатационных скважин, обоснования оптимальных заканчиваний и технологических режимов в период опытно-промышленного и промышленного освоения месторождения. Оперативный учет материалов, полученных по результатам пробной эксплуатации разведочных скважин (в т.ч. сложной системы заканчивания), в рамках создания проектнотехнической документации на разработку, позволит сократить величину неопределенностей и ускорить процесс подготовки месторождения к промышленному освоению.
Выполнен анализ рисков, возникающих при разработке газовых месторождений на завершающей стадии. На основе геолого-технологического моделирования выполнен расчет прогнозных технологических показателей разработки. Рассмотрена возможность интеграции алгоритмов по определению минимальных и максимальных уровней отбора газа в геологотехнологическую модель. Выполнен расчет минимальных и максимальных уровней отбора с учетом оптимального режима эксплуатации фонда скважин и технологического оборудования типового газового промысла Западной Сибири.
С каждым годом проблема истощения крупных месторождений на территории РФ становится все острее, в связи с чем многократно возрастает и важность эффективного использования низконапорного газа. Специалисты группы компаний ЭНЕРГАЗ предлагают решать технологическую задачу компримирования низконапорного попутного нефтяного газа (далее - НН ПНГ) комплексно.
В статье рассмотрены результаты испытаний совместной эксплуатации ачимовской и сеноманской установок комплексной подготовки газа ((далее - УКПГ)) Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Подача газа сепарации ачимовской установки для компримирования на вторую ступень сжатия газа сеноманской установки позволила повысить энергоэффективность газоперекачивающих агрегатов благодаря увеличению их загрузки. Применение схем совместной эксплуатации сеноманских и ачимовских промыслов перспективно на завершающей стадии разработки сеноманской залежи.
На текущий момент газовый промысел - это сложная система, включающая в себя различные подсистемы: УКПГ, газосборная сеть, скважины и сами газоносные пласты. Одной из актуальных задач ЗАО «Нортгаз» по оперативному управлению промыслом является расчет планового технологического режима (ТР) работы газоконденсатных скважин (ГКС). Задача расчета планового режима работы скважин, по сути, сводится к подбору таких трубных давлений по скважинам, при которых,с одной стороны, обеспечивается выход на плановые уровни добычи (по всем скважинам в целом), с другой - стабильная работа каждой из скважин. В этой статье авторы предлагают подход к решению данной задачи на основе алгоритма оптимизации Левенберга - марквардта.
Нынешней осенью традиционный отчет о производственной деятельности ЭНЕРГАЗа приурочен к десятилетию компании. Отмечая это событие, энергазовцы опираются на достигнутые результаты и уверенно смотрят в будущее. Однако не в правилах коллектива даже на юбилейном рубеже греметь в литавры. Не на том здесь стоят.
Представлен опыт проведения и интерпретации результатов комплексных исследований скважин по изучению газоконденсатной характеристики пластовой углеводородной системы залежей участка 2А опытно-промышленной разработки на истощение пластовой энергии уникальных по геолого-физическим параметрам Ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
Одной из основных проблем разработки морских газоконденсатных месторождений, в которых доступ к устьям скважин ограничен, является адекватный учёт изменения продуктивности скважин в процессе их длительной эксплуатации. Для решения этой проблемы необходимо проведение комплексных экспериментальных и теоретических исследований. На основе экспериментальных исследований прогнозируются: параметры газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных и горизонтальных участках труб при течении многофазных потоков «газ-вода-конденсат»; параметры пульсационных процессов и волновых воздействий в мультифазных потоках. Результаты экспериментальных исследований позволяют создавать и адаптировать расчетные математические модели, обеспечить их необходимую точность, а также максимальное извлечение газа из залежи.
В статье рассмотрена возможность создания сети заправок компримированным природным газом с использованием передвижных автомобильных газовых заправщиков на примере Республики Татарстан. Приведен пример расчета количества пунктов заправок компримированным природным газом.
Современная подготовка газа (Midstream) различного типа и исходного качества - это всегда комплексный процесс, при котором требуется в совокупности обеспечить установленные проектные параметры газа по чистоте, влажности, температуре, давлению, расходу и др.
Статья посвящена рассмотрению некоторых способов повышения эффективности работы водогазового эжектора, применяемого для закачки низконапорного попутного нефтяного газа в пласт через систему поддержания пластового давления для его утилизации. Рассмотрено несколько вариантов конструктивного исполнения проточных (сужающихся) частей данной установки с целью оптимизации его рабочих характеристик и увеличения показателей утилизации газа. Представлены результаты опытно-промышленных испытаний данных конструкций проточных частей, проведен сравнительный анализ полученных результатов, недостатки, определена область применения. Кроме того, проведен анализ работы установки эжекции на основе статистических данных, полученных в результате периодических замеров всех технологических параметров работы установки. Установлены основные параметры, оказывающие существенное влияние на объем утилизируемого газа.
На примере Семаковского газового месторождения показана необходимость учета вероятностного характера исходной информации и представлений о геологическом строении объекта при формировании основных технических решений, прогнозных расчетов технологических показателей разработки и оценки ожидаемой эффективности проекта.
Статья посвящена разработке и исследованию методов повышения эффективности использования забалластированного попутного нефтяного газа. Авторами предложена уникальная технология абсорбционной сепарации газа в компоновке с существующими компрессорными технологиями извлечения углеводородов из ПНГ. Подобраны оптимальные режимы работы установки разделения ПНГ на фракции, обеспечивающие максимальный выход целевых углеводородов.
Импортозамещение стало одним из основных векторов развития российской промышленности с 2014 года, когда были введены санкции на ряд иностранных товаров. Компания ПАО «Газпром», на долю которой приходится 66% добычи газа в России, взяла курс на импортозамещение еще в 2003 году. До 2011 года процент зарубежных поставок оборудования для компании составлял 10-18%, а теперь он снизился до 5-6%. Для сравнения, в целом российская нефтегазовая отрасль зависит от иностранных поставок почти на 70%.