3.7.3. Підняття нафти на поверхню

За наявності в нафтовому шарі достатнього тиску, утворюваного нафтовими газами і шаровою водою, нафта піднімається свердловиною і виливається на поверхню. При сильному тиску свердловина фонтанує, причому фонтани нафти іноді визначаються величезною силою і викидають за добу тисячі тон нафти. Якщо фонтан приборкати і спрямувати нафту по трубах у резервуари, то експлуатація такої свердловини є найдешевшою, тому що в такому разі необхідно тільки регулювати надходження нафти зі свердловини. Така технологія видобутку найбільш широко застосовується в країнах Близького Сходу.

1 – усмоктувальний клапан;

2 – нагнітальний клапан;

3 – насосні штанги; 4 – тройник; 5 – сальник; 6 – балансир;

7, 8 – кривошипно-шатунний механізм;

9 – двигун.

Рис. 3.2. Схема установки для видобування нафти з використанням

штангових глибинних насосів

Коли тиск у шарі падає і свердловина перестає викидати нафту, то в таких випадках використовують глибиннонасосний спосіб. У свердловину опускають поршневий або електричний насос до занурення його в нафту (рис. 3.2).

Поршень (плунжер), що приводиться у вертикально-поступальний рух за допомогою системи усмоктувальних 1 і нагнітальних клапанів 2 засмоктує нафту в циліндр насоса і виштовхує її нагору в насосну трубу, по якій вона піднімається на поверхню. Рух поршня здійснюється за допомогою насосної штанги 3, що сполучена з балансиром 6 станка-качалки. Коли станок-качалка працює, його балансир робить рухи вгору-вниз; разом із балансиром такі ж рухи робить і насосна штанга, що рухає поршень насоса. Станок-качалка і насос працюють автоматично, піднімаючи нафту цілодобово протягом декількох місяців, до чергового ремонту. Таким способом видобувається найбільша кількість нафти в країнах СНД.

Д

Рис. 3.3. Схема компресорного

добування нафти

ля примусового підйому нафти зі свердловини застосовують найменш поширений компресорний або ерліфтний метод. Сутність його полягає в тому, що в свердловину опускають дві труби (одну в другу), через одну з яких у свердловину нагнітають нафтовий газ. Прямуючи нагору по іншій трубі, газ створює додаткову піднімальну силу, під дією якої нафта виливається зі свердловини і направляється до резервуарів (рис. 3.3).

Як уже відзначалося, приплив нафти до свердловини і її фонтанування є результатом існуючого шарового тиску.

Коли нафтовий шар частково відпрацьований, шаровий тиск падає і нафта перестає надходити до свердловини, застосовують так називані вторинні методи видобутку – методи пожвавлення свердловин. Сутність їх полягає в штучному підвищенні шарового тиску, у наданні нафтовому шару додаткової енергії, під дією якої знову починається приплив нафти до свердловини і навіть її фонтанування. Для цієї цілі по старих свердловинах або по свердловинах, спеціально закладених у нафтовий шар під великим тиском закачують воду.

3.7.4. Технологія видобутку газу

Види пальних газів. В Україні створена і розвивається нова велика галузь промисловості – газова, що використовує величезні запаси природних пальних газів Прикарпаття і Південного Сходу України (Шебелинка), а також штучні (промислові) пальні гази.

До природних газів відносять насамперед гази, своїм походженням пов’язані з нафтою. Разом із нафтою завжди добувають нафтові або побіжні гази. У багатьох випадках насиченість нафти газом дуже висока: на одну тонну нафти попутно видобувають 100-150 м² газу. Родовища, у яких нафта має високий вміст газів, називають нафтогазовими.

Склад природних газів і їхнє використання. Природні гази – це суміш різноманітних газоподібних вуглеводнів, із яких до 98% складає метан СН₄. У попутних нафтових газах вміст метану нижче (50-90%) і відповідно вищий вміст інших вуглеводнів: метану, пропану і бутану.

Крім вуглеводнів, у природному газі міститься деяка кількість азоту, кисню, водню, окису вуглецю, вуглекислого газу, сірководню й інших речовин у газоподібному стані.

Видобуток, транспортування і збереження природного газу. Простота передачі газів на великі відстані дозволяє значну їх частину використовувати вдалині від місць видобутку. Для цієї цілі споруджують магістральні газопроводи протяжністю в сотні й тисячі кілометрів.

Видобуток, транспортування і збереження природного газу здійснюють таким чином. Для розкриття газоносного шару пробурюють свердловини, через котрі, завдяки шаровому тиску (що сягає іноді 20-24 МПа і більше), газ викидається на поверхню. Якщо на газовому родовищі є декілька свердловин, то їх зв’язують спеціальним газозбірним кільцем, до якого залучені окремі газові свердловини. Газ з усіх свердловин надходить на головну компресорну станцію. Тут його сушать і очищають від сірководню.

Протягом перших 2-5 років відбувається дослідно-промислова експлуатація газового покладу, в процесі якої уточнюють властивості шару, запаси газу, продуктивність свердловини, ступінь рухливості шарових вод. У цей час бурять свердловини і ведуть освоєння газового промислу. Для вилучення з надр, його збирання, урахування і транспортування готують до експлуатації свердловини і наземне устаткування. Одночасно добувають 10-20% від загальних запасів газу.

Протягом другого періоду тривалістю до 10 років йде промислова розробка, при якій добувають біля 60% запасу газу. Для підтримки обсягу видобутку на визначеному рівні бурять нові експлуатаційні свердловини, тому що відбір газу з раніше пробурених поступово зменьшується. При зниженні тиску в свердловині вводять у дію додаткову компресорну станцію, яка підвищує тиск газу, що відбирається з покладу.

Третій період розробки родовищ не обмежений у часі і триває до вичерпання запасів. У цей період здійснюють заходи щодо збільшення видобутку газу із свердловин: розширюють канали свердловин за допомогою обробки соляною кислотою або гідропіскоструменевим методом; роблять зворотну закачку газу, з якого видалені важкі вуглеводні, у поклади по нагнітальних свердловинах закачують воду (обводнювання).

Загальна розробка газового покладу триває 15-20 років. На відміну від твердого і рідкого палива природний газ необхідно відразу направляти безпосередньо до споживача. Тому видобуток газу являє собою комплексний процес, що складається з його видобутку і транспортування.

Очищений газ під тиском у 5,5-7,5 МПа, що створюється компресорами головної станції (якщо шаровий тиск недостатньо великий), спрямовують у магістральний газопровід. Компресорні станції розташовують на газопроводі через кожні 100-150 км. Пройшовши цю відстань, газ має тиск уже тільки в 3-4 МПа. Чергова компресорна станція знову піднімає тиск газу в магістралі. Так від однієї компресорної станції до іншої газ передається на тисячі кілометрів.

На підході до великого міста газопровід звичайно розгалужується на два півкільця, що покращує розподіл газу по міських газових мережах і сприяє підтримці в них рівномірного тиску. Перед надходженням у міську газову мережу природний газ, що не має запаху, проходить через спеціальну установку, в якій він набуває визначеного запаху. Це необхідно для швидкого виявлення випадків витоку газу з мережі, що робить безпечним користування ним. Іноді одорування здійснюють на промисловій газорозподільній станції.

Змістовий модуль 4. Система технологій в металургії