- •Антонова е.О., Крылов г.В., Прохоров а.Д., Степанов о.А.
- •Оглавление
- •Глава 1 6
- •Глава 2 22
- •Глава 3 61
- •Глава 4 107
- •Глава 5 141
- •Глава 6 155
- •Глава 7 176
- •Глава 8 182
- •Предисловие
- •Глава 1 краткие сведения из геологии
- •1.1. Гипотезы происхождения нефти
- •1.2. Условия залегания нефти, газа и воды в нефтяных и газовых залежах
- •1.3. Состав и свойства нефти
- •1.4. Состав и свойства природного газа
- •1.5. Свойства пластовых вод
- •1.6. Поиск и разведка месторождений нефти и газа
- •1.7. Запасы месторождений
- •Глава 2 Бурение Нефтяных и Газовых Скважин
- •2.1. Классификация скважин
- •2.2. Элементы скважин
- •2.3. Общая схема бурения
- •2.4. Конструкция скважин
- •2.5. Буровые долота
- •2.5.1. Назначение и классификация
- •2.5.2. Долота для сплошного бурения лопастные долота
- •Шарошечные долота
- •Твердосплавные долота
- •2.5.3. Долота для колонкового бурения
- •2.6. Бурильная колонна
- •2.7. Механизмы для вращения долота
- •2.7.1. Роторы
- •2.7.2. Турбобуры
- •2.7.3. Электробуры
- •2.8. Промывка и продувка скважин
- •2.8.1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- •2.8.2. Промывочные жидкости на водной основе
- •2.8.3. Химическая обработка глинистого раствора
- •2.8.4. Приготовление и очистка глинистого раствора
- •2.8.5. Промывочные жидкости на неводной основе
- •2.8.6. Продувка скважин воздухом
- •2.9. Режим бурения
- •2.10. Разобщение пластов и заканчивание скважины
- •2.10.1. Элементы обсадной колонны
- •2.10.2. Условия работы обсадной колонны в скважине
- •2.10.3. Цементирование обсадных колонн
- •2.10.4. Оборудование забоя скважин и перфорация
- •2.10.5. Вызов притока нефти или газа из пласта
- •2.11. Буровые установки
- •Глава 3 добыча нефти и газа
- •3.1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежах
- •3.2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- •3.2.1. Водонапорный режим
- •3.2.2. Упругий (упруговодонапорный) режим
- •3.2.3. Газонапорный режим
- •3.2.4. Газовый режим
- •3.2.5. Гравитационный режим
- •3.3. Системы разработки
- •3.4. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- •3.5. Разработка газовых месторождений
- •3.6. Разработка газоконденсатных месторождений
- •3.7. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- •3.8. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •3.9. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •3.9.1. Фонтанная эксплуатация
- •Классификация фонтанной арматуры
- •Регулирование работы фонтанных скважин
- •Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах
- •3.9.2. Газлифтная эксплуатация
- •3.9.3. Насосная эксплуатация
- •3.9.4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- •3.9.5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- •3.10. Методы увеличения производительности скважин
- •3.10.1. Кислотные обработки скважин
- •3.10.2. Гидравлический разрыв пласта
- •3.10.3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- •3.10.4. Виброобработка забоев скважин
- •3.10.5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- •3.10.6. Торпедирование скважин
- •3.10.7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- •3.11. Подземный ремонт скважин
- •3.11.1. Текущий ремонт
- •3.11.2. Капитальный ремонт скважин
- •Глава 4 промысловый сбор и подготовка нефти и га3а к транспорту
- •4.1. Системы сбора нефти
- •4.1.1. Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора
- •4.1.2. Высоконапорные герметизированные и автоматизированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [9, 38]
- •4.2. Подготовка нефти к транспорту
- •4.3. Основные способы отделения воды от нефти
- •4.3.1. Механическое обезвоживание нефти
- •4.3.2. Термическое обезвоживание нефти
- •4.3.3. Химическое обезвоживание нефти
- •4.3.4. Фильтрация
- •4.3.5. Теплохимическое деэмульгирование
- •4.3.6. Электрическое обезвоживание
- •4.4. Стабилизация нефти
- •4.5. Системы сбора и подготовки газа
- •4.6. Очистка газа от механических примесей
- •4.7. Методы предупреждения образования гидратов
- •4.8. Сорбционные методы осушки газа
- •4.8.1. Осушка газа абсорбентами
- •4.8.2. Осушка газа адсорбентами
- •4.8.3. Осушка газа молекулярными ситами
- •4.9. Осушка газа охлаждением
- •4.10. Одоризация газа
- •4.11. Очистка природного газа от сернистых соединений и углекислого газа
- •Глава 5 основы трубопроводного транспорта нефти и газа
- •5.1. Классификация трубопроводов
- •5.2. Состав сооружений магистральных трубопроводов
- •5.2.1. Линейные сооружения магистральных трубопроводов
- •5.2.2. Перекачивающие и тепловые станции
- •5.2.3. Конечные пункты магистральных трубопроводов
- •5.3. Обоснование строительства и изыскания трасс магистральных трубопроводов
- •5.3.1. Выбор наиболее выгодного способа транспорта нефтяных грузов
- •5.3.2. Выбор наиболее выгодного способа транспортировки нефти и нефтепродуктов
- •5.3.3. Порядок проектирования магистральных трубопроводов
- •5.3.4. Изыскания трассы и площадок станций
- •5.3.5. Геологические, гидрологические и геофизические изыскания
- •5.3.6. Сбор климатологических и гидрометрических данных
- •5.3.7. Прочие изыскания по энергоснабжению перекачивающих станций
- •Изыскания по водоснабжению и канализации
- •5.3.8. Отвод земель
- •Глава 6 Глава 6 хранение нефти и нефтепродуктов
- •6.1. Классификация, зоны и объекты нефтебаз
- •6.2. Размещение нефтебаз и проводимые на них операции
- •6.3. Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов
- •6.4. Стальные резервуары
- •6.5. Неметаллические резервуары
- •6.6. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов
- •Глава 7 Общие сведения о транспорте газа
- •7.1. Железнодорожный транспорт сжиженных газов
- •7.2. Водный транспорт сжиженных газов
- •7.3. Автомобильный транспорт сжиженных газов
- •7.4. Трубопроводный транспорт сжиженных газов
- •7.5. Трубопроводный транспорт конденсата и широкой фракции легких углеводородов
- •Глава 8 распределение и хранение газов
- •8.1. Газораспределительные станции магистральных газопроводов
- •8.2. Газораспределительные сети
- •8.3. Методы покрытия неравномерностей потребления газа
- •8.4. Хранилища природного газа
- •8.4.1. Газгольдеры
- •8.4.2. Накопление газа в последнем участке магистрального газопровода
- •8.4.3. Подземные хранилища
- •Список литературы
Глава 4 промысловый сбор и подготовка нефти и га3а к транспорту
4.1. Системы сбора нефти
Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортирования [42].
Под системой сбора и транспортирования нефти, газа и воды понимают разветвленную сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения под или над землей, а также под или над водой (для морских месторождений). Для разных по площади нефтяных месторождений сеть трубопроводов бывает различной как по протяженности, так и по размерам диаметров. Например, для Ромашкинского месторождения Татарии общая длина всех трубопроводов, проложенных подземно, превышает 30 тыс. км. Диапазон диаметров этих трубопроводов колеблется в широких пределах от 100 до 1020 мм.
Все трубопроводы, по которым транспортируются как однофазные (нефть, газ или вода), так и многофазные жидкости (нефть + газ или нефть + газ + вода), рассчитывают на пропускную способность, а также на механическую прочность.
4.1.1. Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора
На старых месторождениях продолжают применять негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды. Двухтрубными эти системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных у устья скважин, или на групповых сборных пунктах, транспортируются по своим трубопроводам до центрального пункта сбора, а самотечной — потому, что движение нефти по выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок.
Самотечные системы сбора продукции скважин функционируют на тех месторождениях, где местность гористая или всхолмленная, позволяющая выбирать трассы трубопроводов, в которых жидкость (нефть + вода) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок местности. На месторождениях с ровным рельефом местности продукция отдельных скважин транспортируется за счет давления на устье или с помощью насосов, устанавливаемых у скважин или на групповых замерных пунктах.
Продукцию каждой скважины можно измерять как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках.
На рис. 4.1 показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки самотечной системы, принцип действия которой следующий. Продукция из скважины может поступать в замерный трап 1 (сепаратор) или в мерник 2, предназначенный для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. Если при подъеме на поверхность нефти и воды не образуется стойкая эмульсия, то их количество определяют по водомерному стеклу в трапе 1 или с помощью специальной размеченной рейки в мернике 2. Для этого закрывают задвижку на выкидной линии и определяют высоту подъема уровня в трапе или мернике с одновременным отсчетом времени по секундомеру.
Из трапа 1 и мерника 2 нефть и вода направляются по выкидной самотечной линии 7 на групповой сборный пункт (на рисунке не показан), на котором расположены два-три негерметизированных резервуара и насосная станция, подающая продукцию пяти-восьми скважин на установку подготовки нефти (УПН). Выделившийся газ из нефти в трапе 1 под собственным давлением (0,4 — 0,6 МПа) через регулятор давления 5 направляется по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или используется на собственные нужды.
|
Рис. 4.1. Индивидуальная замерная установка самотечной системы сбора нефти: / — замерный трап (сепаратор); 2 — мерник; 3 — поплавок с исполнительным механизмом; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давления «до себя»; б — заглушки для проходки выкидных линий от парафина; 7 — самотечная выкидная линия |
На рис. 4.2 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. В отличие от индивидуальной замерно-сепарационной установки на ГЗУ по выкидным линиям поступает продукция нескольких скважин,
|
Рис. 4.2. Групповая замерная установка самотечной системы сбора нефти: |
1,2 — трапы первой и второй ступени; 3 — трап для измерения жидкости и газа; 4 — мерник; 5 — распределительная батарея; 6 — объемный расходомер для жидкости; 7 — регулятор давления «до себя»; 8 — диафрагма для измерения газа по перепаду давления; 9 — сборный коллектор |
которая через распределительную батарею 5 направляется в трап первой ступени 1, а из него перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделившийся из нефти в трапе 1, в котором поддерживается давление 0,6 МПа, проходит регулятор давления «до себя» 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Измерение количества нефти и воды по отдельным скважинам на ГЗУ производится путем переключения задвижек на распределительной батарее 5 в замерном трапе 3 или в мернике 4, а газа — при помощи диафрагмы 8 и самопишущего прибора. Нефть и вода из трапов и мерников направляются на УПН по самотечному сборному коллектору 9, если позволяет рельеф местности, или на насосную станцию, а оттуда — также на УПН.
Самотечной системе присущи следующие недостатки.
1. Нефть по самотечной выкидной линии 7 (см. рис. 4.1) транспортируется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и конце нефтепровода, поэтому мерник 2 устанавливают над уровнем земли. В условиях гористой местности необходимо изыскивать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый напор, а следовательно, и их пропускную способность.
2. Необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах (особенно при всхолмленной местности) газовых пробок, существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов. При этом в связи с ограниченной пропускной способностью самотечные выкидные линии и сборные коллекторы нельзя использовать при возможном увеличении дебитов скважин или при сезонных изменениях вязкости нефти.
3. Вследствие низкой скорости потока жидкостей в системе происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следовательно, снижается и их пропускная способность.
4. На обустройство промыслов и месторождений при самотечной системе сбора расходуется больше металла, чем при герметизированной системе.
5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3 % от общей добычи нефти. Основные источники потерь нефти: негерметизированные мерники и резервуары, установленные у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.
6. Трудность автоматизации процесса, в результате чего требуется большое число обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).
Единственное преимущество самотечной системы нефтегазоводосбора — сравнительно точное измерение по каждой скважине нефти и воды в мерниках и газа — расходомерами.
Перечисленные недостатки самотечной системы настолько существенны, что в настоящее время ее вновь нигде не строят, но на старых площадях эта система еще долго может находиться в эксплуатации.