- •Предисловие
- •1. Роль нефти и газа в жизни человека
- •1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики
- •2. Краткая история применения нефти и газа
- •3. Нефть и газ на карте мира
- •3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи
- •3.3. Месторождения-гиганты
- •4. Нефтяная и газовая
- •промышленность России
- •5. Основы нефтегазопромысловой геологии
- •5.4. Состав нефти и газа
- •5.5. Происхождение нефти
- •5.6. Происхождение газа
- •6. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6.1. Краткая история развития бурения
- •6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент
- •6.5. Цикл строительства скважины
- •б.б. Промывка скважин
- •6.7. Осложнения, возникающие при бурении
- •6.8. Наклонно направленные скважины
- •6.9. Сверхглубокие скважины
- •6.10. Бурение скважин на море
- •7. Добыча нефти и газа
- •7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •7.2. Физика продуктивного пласта
- •7.3. Этапы добычи нефти и газа
- •7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.8. Установка комплексной подготовки нефти
- •7.9. Системы промыслового сбора природного газа
- •7.10. Промысловая подготовка газа
- •7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
- •7.14. Проектирование разработки месторождений
- •8.2. Продукты переработки нефти
- •8.3. Основные этапы нефтепереработки
- •8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов
- •8.5. Современное состояние нефтепереработки
- •9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
- •9.3. Отбензинивание газов
- •9.4. Газофракционирующие установки
- •Ю. Химическая переработка углеводородного сырья
- •10.1. Краткие сведения
- •10.2. Основные продукты нефтехимии
- •11. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
- •11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.3. Область применения
- •различных видов транспорта
- •12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России
- •12.3. Классификация нефтепроводов
- •12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов
- •12.8. Насосно-силовое оборудование
- •12.9. Резервуары и резервуарные парки
- •12.10. Оборудование резервуаров
- •12.11. Системы перекачки
- •12.12. Перекачка высоковязких
- •13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России
- •13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов
- •13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- •14. Хранение и распределение нефтепродуктов
- •14.1. Краткая история развития нефтебаз
- •14.2. Классификация нефтебаз
- •14.3. Операции, проводимые на нефтебазах
- •14.4. Объекты нефтебаз и их размещение
- •14.5. Резервуары нефтебаз
- •14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз
- •14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
- •14.9. Установки налива автомобильных цистерн
- •14.10. Подземное хранение нефтепродуктов
- •14.11. Автозаправочные станции
- •15. Трубопроводный транспорт газа
- •15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа
- •15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта
- •15.3. Классификация магистральных газопроводов
- •15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода
- •15.5. Газоперекачивающие агрегаты
- •15.6. Аппараты для охлаждения газа
- •15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
- •16. Хранение и распределение
- •16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации
- •16.2. Хранение газа в газгольдерах
- •16.3. Подземные газохранилища
- •16.4. Газораспределительные сети
- •16.5. Газорегуляторные пункты
- •16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции
- •16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
- •16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
- •17. Трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов
- •17.1. Пневмотранспорт
- •17.2. Контейнерный транспорт
- •17.3. Гидротранспорт
- •18.1. Проектирование магистральных трубопроводов
- •18.2. Особенности проектирования нефтебаз
- •18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ
- •19. Сооружение трубопроводов
- •19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
- •19.3. Сооружение линейной части трубопроводов
- •19.5. Строительство морских трубопроводов
- •20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций
- •20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях
- •20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС
- •Основные понятия и определения
- •Список литературы
- •Предметно-алфавитный указатель
- •Указатель рисунков
- •Указатель таблиц
- •Приложение.
ются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденси руются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.
При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной ста билизационной колонне под давлением и при повышенных температу рах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фрак ции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.
К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 ’С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).
7.8. Установка комплексной подготовки нефти
Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации неф ти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 7.37.
Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ДСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стаби лизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны че рез печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 *С. При этом лег кие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутано- вые и пеитановые фракции в основном конденсируются, образуя так на зываемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты от водятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция отка чивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 2,5.
Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессо ливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используют ся одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т. е. сочетание сразу нескольких методов.
Рис. 7.37. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:
1, 9 ,1 1 ,1 2 —насосы; 2 ,5 —теплообменники; 3 —отстойник; 4 —электро дегидратор; 6—стабилизационная колонна; 7 —конденсатор-холодильник; 8—емкость орошения; 10—печь;
I—холодная «сырая» нефть; II—подогретая «сырая» нефть;
Ш —дренажная вода; IV—частично обезвоженная нефть; V —пресная вода; VI—обезвоженная и обессоленная нефть; VII—пары легких углеводородов; VIII—несконденсировавшиеся пары; IX—широкая фракция (сконденсиро вавшиеся пары); X —стабильная нефть
7.9. Системы промыслового сбора природного газа
Существующие системы промыслового сбора природного
газа классифицируются:
•по степени централизации технологических объектов подготовки газа;
•по конфигурации трубопроводных коммуникаций;
•по рабочему давлению.
По степени централизации технологических объектов подготов ки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные сис темы сбора.
При индивидуальной системе сбора (рис. 7.38а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после кото рого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (Ц С П ). Данная система применяется в начальный период разра ботки месторождения, а также на промыслах с большим удалением сква жин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются:
1)рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу,
аследовательно, сложности организации постоянного и высококвалифи цированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов;
2)увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т. д.
При групповой системе сбора (рис. 7.386) весь комплекс по под готовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслу живающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.
Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загруз ки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, об служивания и автоматизации, а в итоге—снизить затраты на обустрой ство месторождения.
При централизованной системе сбора (рис. 7.38в) газ от всех сква жин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь ком плекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направля ется потребителям.
Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет приме нения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.
В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновыва ется технико-экономическим расчетом.
По конфигураций трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ДСП.
Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосбор ные системы (рис. 7.39).
Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применя ется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим чис лом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из несколь ких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая га зосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая фор ма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные ( Р <0,1 МПа), низкого давления (0,1 < Р <0,6 МПа), среднего давления (0 ,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р > 1,6 МПа).
Рис. 7.38. Системы сбора газа на промыслах:
а) индивидуальная; б) групповая; в) централизованная; УПГ—установка подготовки газа; ГСП—групповой сборный пункт; ЦСП—централизованный сборный пункт
Рис. 7.39. Формы коллекторной газосборной сети:
Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое