- •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
4.1.2. Высоконапорные герметизированные и автоматизированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [9, 38]
Принципиальная схема высоконапорной системы сбора и подготовки нефти, газа и воды, применяемая на крупных месторождениях, приведена на рис. 4.3. В зависимости от площади месторождений, а также от климатических условий и физико-химических свойств нефти, газа и воды применяют несколько схем.
Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность, под устьевым давлением (≈1,5 МПа) по выкидным линиям 1 направляются в автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 2, в качестве которых широко применяют установки «Спутник-А, Б и В». В сепараторе установки газ отделяется от нефти и воды и измеряются их количества по каждой скважине с автоматической записью. Затем нефть, газ и вода смешиваются и транспортируются по сборным коллекторам 3, 4 (длиной до 10 км) до блочной дожимной насосной станции (БДНС). На БДНС установлены сепараторы первой ступени 5 (для обводненной нефти) и 6 (для чистой нефти), в которых отделяются газ от жидкости. Отделившийся в сепараторах от жидкости газ под собственным давлением направляется по газопроводу 9, через эжектор 16 на газоперерабатывающий завод 17.
Обводненная сырая нефть из сепаратора 5 забирается сырьевыми насосами 7, 8 и подается по трубопроводам 10, 11 на УПН в сепараторы-подогреватели 12, в которых производится нагрев эмульсии и ее разрушение. Затем разрушенная эмульсия поступает в теплоизолированные отстойники 13, где происходит ее разделение на чистую нефть и воду. Обезвоженная и обессоленная в отстойниках 13 нефть направляется через штуцер 14 в концевые сепараторы 15, в которых поддерживается давление 1 МПа. Газ из сепараторов 15 направляется в эжектор 16 и транспортируется на ГПЗ 17, а обезвоженная и обессоленная нефть из этих же сепараторов попадает самотеком в два попеременно работающих герметизированных резервуара 18 на кратковременное хранение. Из резервуаров 18 нефть забирается подпорным насосом 19 и подается на автоматизированную замерную установку качества и количества товарной нефти типа «Рубин-2» 20.
Если товарная нефть оказалась кондиционной, то она через открытую задвижку 23 направляется в парк товарных резервуаров 24 и далее насосом 25 в магистральный нефтепровод. Если нефть окажется некондиционной, то задвижка 23 автоматически закрывается, а задвижка 22 на линии 21 открывается и нефть снова поступает на обессоливание и обезвоживание 32, а стоки в ливневую канализацию 31.
Отделившаяся от нефти в отстойниках 13 вода направляется самотеком в установку очистки воды (УОВ) 26, из которой она забирается двумя насосами. Насос 27 подает эту воду на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) 30, откуда она транспортируется с помощью насосов высокого давления в нагнетательные скважины (показаны на схеме в виде черных точек), а насос 28 забирает воду из УОВ и по водоводу 29 подает ее в поток эмульсии перед сепаратором 5, расположенным на БДНС. Это делается для того, чтобы горячая вода, содержащая ПАВ, способствовала предварительному разрушению эмульсии непосредственно в сепараторе 5.
Для месторождений, меньших по площади, обычно БДНС не строится и вся продукция скважин транспортируется на УПН под давлением на устьях скважин.
К
Рис. 4.3. Схема
высоконапорного герметизированного
и автоматизированного сбора и подготовки
нефти, газа и воды