- •Основы нефтяного и газового дела
- •Оглавление
- •РазделI
- •Основы нефтегазопромысловой геологии
- •Г л а в а I
- •Геология земной коры
- •§ 1. Состав земной коры
- •§ 2. Возраст горных пород
- •§ 3. Формы залегания осадочных горных пород
- •Г л а в аIi характеристика нефтяных и газовых месторождений § 1. Осадочные горные породы — вместилища нефти и газа
- •§ 2. Залежи нефти и газа
- •§ 3. Месторождения нефти и газа
- •§ 4. Давление и температура в недрах земной коры
- •Г л ав аIii физические свойства нефти и газа § 1. Происхождение нефти и природного газа
- •§ 2. Нефть и ее свойства
- •§ 3. Нефтяной газ и его свойства
- •ГлаваIv поиски и разведка месторождений нефти и газа § 1. Этапы поисково-разведочных работ
- •§ 2. Геофизические и геохимические методы разведки
- •РазделIi
- •Бурение нефтяных и газовых скважин
- •Г л а в аIспособы бурения скважин
- •§ 1. Понятие о скважине
- •§ 2. Способы бурения нефтяных и газовых скважин
- •Г л а в аIi буровые долота § 1. Назначение и классификация
- •§ 2. Долота для сплошного бурения
- •§ 3. Долота для колонкового бурения
- •Г л а в аIii бурильная колонна § 1. Состав и назначение бурильной колонны
- •§ 2. Условия работы бурильной колонны
- •§ 3. Элементы бурильной колонны
- •Гла ваIv механизмы для вращения долота § 1. Роторы
- •§ 2. Турбобуры
- •§ 3. Электробуры
- •Г л а в аV промывка и продувка скважин § 1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- •§ 2. Промывочные жидкости на водной основе
- •§ 3. Промывочные жидкости на неводной основе
- •§ 4. Оборудование для промывки скважин, приготовление и очистка промывочных жидкостей
- •§ 5. Продувка скважин воздухом (газом)
- •ГлаваVi режим бурения § 1. Понятие о режиме бурения и показателях работы долот
- •§ 2. Технологические особенности режима различных способов бурения
- •§ 3. Рациональное время пребывания долота на забое
- •§ 4. Подача бурильной колонны
- •ГлаваVii искривление скважин
- •§ 1. Причины искривления вертикальных скважин
- •§ 2. Предупреждение искривления вертикальных скважин
- •§3. Искусственное искривление скважин
- •ГлаваViii разобщение пластов и заканчивание скважин § 1. Элементы обсадной колонны
- •§ 2. Проектирование конструкции скважины
- •§ 3. Условия работы обсадной колонны в скважине. Конструкция обсадной колонны
- •§ 4. Цементирование обсадных колонн
- •§ 5. Заканчивание скважин
- •ГлаваIx буровые установки § 1. Классификация буровых установок
- •§ 2. Краткая характеристика буровых установок
- •РазделIii
- •§ 2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- •§ 3. Приток жидкости и газа к скважинам
- •Г л а в аIi разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений § 1. Системы разработки
- •§ 2. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- •§ 3. Разработка газовых месторождений
- •§ 4. Разработка газоконденсатных месторождений
- •§ 5. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- •§ 6. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •Г л а в аIii способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •§ 1. Фонтанная эксплуатация
- •§ 2. Газлифтная эксплуатация
- •§ 3. Насосная эксплуатация
- •§ 4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- •§ 5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- •Г л а в аIv методы увеличения производительности скважин
- •§ 1. Кислотные обработки скважин
- •§ 2. Гидравлический разрыв пласта
- •§ 3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- •§ 4. Виброобработка забоев скважин
- •§ 5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- •§ 6. Торпедирование скважин
- •§ 7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- •Г л а в аV подземный ремонт скважин
- •§ 1. Оборудование и инструмент для проведения подземного ремонта скважин
- •§ 2. Спуско-подъемные операции и их механизация
- •§ 3. Очистка ствола скважины от песчаных пробок
- •§ 4. Капитальный ремонт скважин
- •Г л а в аVi промысловый сбор и подготовка нефти и газа § 1. Схемы сбора и транспорта нефти и газа
- •§ 2. Промысловая подготовка нефти
- •§ 3. Подготовка газа
- •§ 4. Основные направления развития комплексной автоматизации на нефтегазодобывающих предприятиях
- •Раздел IV
- •Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
- •Транспорт нефти и нефтепродуктов
- •§ 1. Железнодорожный транспорт
- •§ 2. Водный транспорт
- •§ 3. Автомобильный транспорт
- •§ 4. Трубопроводный транспорт
- •§5. Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов
- •Глава II нефтебазовое хозяйство
- •Г л а в аIii транспорт природного газа
- •РазделV
- •§ 2. Свойства нефтепродуктов и основные требования, предъявляемые к ним
- •Г л а в аIi процессы переработки нефти § 1. Прямая перегонка нефти
- •§ 2. Основные элементы установки прямой перегонки
- •§ 3. Типы установок для перегонки нефти и мазута
- •§ 4. Термические процессы деструктивной переработки нефтяного сырья
- •§ 5. Каталитический крекинг и каталитический риформинг
- •Г л а в аIii очистка нефтепродуктов § 1. Очистка светлых нефтепродуктов
- •§ 2. Очистка смазочных масел
- •Г л а в аIv переработка углеводородных газов
- •Г л а в аV химическая переработка нефтяного и газового сырья
- •§ 1. Основные продукты нефтехимического производства
§ 3. Подготовка газа
В условиях, когда газ транспортируется на тысячи километров от мест добычи до мест потребления, а газопровод пересекает различные климатические зоны, особое значение имеет подготовка газа к дальнему транспорту — осушка газа до температуры точки росы, исключающей выпадение воды из газа, транспортируемого по магистральным газопроводам. При эксплуатации газоконденсатных месторождений возникает еще дополнительное требование — извлечь углеводородный конденсат из продукции скважин.
Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений применяют следующие технологические установки: а) низкотемпературной сепарации (работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа); б) низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах; в) абсорбционной (гли-колевой) осушки газа; г) адсорбции (короткоцикловые и длин-ноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях; д) с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера.
При содержании в газе агрессивных компонентов строятся технологические установки по удалению этих компонентов со снижением их содержания до допустимых пределов и одновременно принимаются меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.
Осушку и очистку газа проводят непосредственно на месторождении или на головных сооружениях магистральных газопроводов.
Осушка газа должна осуществляться до такой степени, чтобы в газопроводе не конденсировались пары воды и не образовывались кристаллогидраты. Точка росы осушенного газа месторождений в южных районах и районах средней полосы должна быть на 2—3° С ниже минимально возможной температуры газа в магистральном газопроводе при соответствующем давлении, а для месторождений Крайнего Севера — 40° С.
Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м3.
Если в продукции газоконденсатных скважин содержатся вода, жидкие углеводороды, сероводород и углекислота, то необходима комплексная обработка добываемого газа перед его транспортом. Комплекс сооружений по такой обработке газа и при больших его количествах весьма сложен: это большой газоперерабатывающий завод, на котором получают нестабильный газовый бензин, элементарную серу и сухой газ.
При отсутствии сероводорода и углекислоты схемы комплексной обработки естественного газа перед его дальним транспортом упрощаются.
§ 4. Основные направления развития комплексной автоматизации на нефтегазодобывающих предприятиях
При проектировании и строительстве новых и реконструкции действующих нефтегазодобывающих предприятий руководствуются следующими основными положениями в области телемеханизации и автоматизации.
1. Все нефтяные (независимо от способа эксплуатации), газовые и нагнетательные скважины не являются объектами телемеханизации и имеют только минимум средств местной автоматики, контроля и блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме, и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль за давлением на буфере или выкидной линии, контроль за количеством закачиваемой воды в нагнетательных скважинах и т. п. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, задаваемой местным устройством.
Фонтанные скважины оснащаются отсекателями, которые перекрывают выкидную линию при резком повышении или понижении давления в последней против номинального.
Скважины со станками-качалками оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Вся автоматика монтируется в блоке управления скважиной. Скважины с погружными электронасосами оснащаются местным прибором контроля сопротивления изоляции кабель-двигатель и устройством автоматического самозапуска. Указанные приборы поставляются комплектно с новыми станциями управления ЭЦН.
2. Средствами телемеханизации и дистанционного контроля оборудуются следующие основные производственные объекты: групповые замерные установки; сепарационные установки; компрессорные станции; установки подготовки нефти; нефтяные насосные станции (водяные) электроподстанции, расположенные на площади.
На районный диспетчерский пункт поступает информация со следующих объектов: а) с групповых замерных установок — о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе; б) с сепарационных установок — обобщенный аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключенных к сепарационной установке; в) с компрессорных станций — о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции; г) с установок подготовки нефти — обобщенный аварийный сигнал; д) с нефтяных станций — о расходе нефти и обобщенный аварийный сигнал; е) с кустовых насосных станций — о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщенный аварийный сигнал при нарушениях работы станции; ж) с установок сдачи товарной нефти — о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.
3. Промысловые сооружения и установки оснащаются средствами местной автоматики, контроля и защиты: а) групповые замерные установки — автоматическим переключением скважин на замер по местной программе, измерением количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов; б) сепарационные установки первой ступени сепарации — местным регулированием давления и уровня; г) водяные насосные станции — защитой насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса; д) нефтяные насосные — защитой насосов при аварийных режимах; е) компрессорные станции — регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах.
На автоматизированных нефтедобывающих предприятиях предусматривается создание районных диспетчерских пунктов на площадях с законченным технологическим циклом; центральных диспетчерских пунктов предприятий, осуществляющих управление работой нескольких районных диспетчерских пунктов; центрального диспетчерского пункта объединения (управления), осуществляющего управление работой центральных диспетчерских пунктов нефтегазодобывающих предприятий.
Связь между районным диспетчерским пунктом и последующими ступенями управления осуществляется по телефону, телетайпу или с использованием радиоканалов.
Для телемеханизации нефтедобывающих предприятий серийно выпускаются: аппаратура ПАТ «Нефтяник», рассчитанная на применение воздушных линий телефонной связи, и аппаратура «Кентавр», которая предусмотрена для использования сетей электроснабжения нефтяных промыслов для передачи телемеханической информации.