- •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
4.3.4. Фильтрация
Для деэмульсации нестойких эмульсий применяют метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя могут быть обезвоженный песок, гравий, битое стекло, стекловата, древесная стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка. Особенно часто применяют стекловату, которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты долговечны.
Фильтрующие вещества должны обладать следующими основными свойствами: хорошо смачиваться водой, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества, коагулируют и стекают вниз; иметь высокую прочность, которая обеспечивает длительную работу фильтра; иметь противоположный, чем у глобул, электрический заряд. Тогда при прохождении глобулами воды фильтра электрический заряд с поверхности капли снимается, чем снижаются отталкивающие силы между ними. Капли укрупняются и стекают вниз, а нефть свободно проходит через фильтр.
Фильтрующие установки обычно выполняют в виде колонн, размеры которых определяются в зависимости от вязкостных свойств эмульсии и объема обезвоживаемой нефти. Обезвоживание нефти фильтрацией применяют очень редко из-за малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Фильтрация более эффективна в сочетании с процессами предварительного снижения прочности бронирующих оболочек.
4.3.5. Теплохимическое деэмульгирование
Теплохимические процессы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет разделение нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80 % всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков (например, большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла). На практике процессы обессоливания и обезвоживания нефти ведутся при температуре 50— 100 °С.
По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульгаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды.
Деэмульгаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные кислоты: уксусная, серная и соляная; щелочи и соли: поваренная соль, хлорное железо, соединения алюминия и др. Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии, снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению эмульгаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульгаторы применяются крайне ограниченно в связи с их высокой стоимостью или особой коррозионной активностью к металлу оборудования.
К неэлектролитам относятся органические вещества, способные растворять бронирующую оболочку и снижать вязкость нефти. Такими деэмульгаторами могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за их высокой стоимости.
Деэмульгаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку капли. Существующие ПАВ делятся на анионактивные, катионактивные, неионогенные. Анионактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части и положительно заряженные ионы металлов или водорода. Представителями этой группы являются карбоновые кислоты и их соли, сульфокис-лоты, алкилсульонаты и др. Катионактивные ПАВ в водных растворах распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. Как деэмульгаторы эти ПАВ в промышленности не применяются. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. К этой группе относятся оксиэтилированные алкилфе-нолы (деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, ОП-10, ДБ-4, УФЭ-8, КАУ-ФЭ-14 и др.), оксиэтилированные органические вещества с подвижным атомом водорода (дипроксамин 15,7; проксамин 385, проксанол-305 и др.).
Деэмульгатор должен хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в воде или нефти), т. е. быть гидрофобными или гидрофильными, обладать поверхностной активностью, достаточной для разрушения бронирующих оболочек глобул, быть инертными по отношению к металлам, не ухудшать качества нефти, быть дешевыми и по возможности универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей и вод. Чем раньше деэмульгатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит разделение эмульсии. Однако для разделения эмульсии еще недостаточно одного введения деэ-мульгатора. Необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.