- •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
7.2. Водный транспорт сжиженных газов
Перевозка сжиженных газов по водным магистралям осуществляется как морским, так и речным транспортом. Наиболее широкое развитие имеет морской транспорт, обеспечивающий доставку сжиженного газа потребителям как внутри страны, так и за ее пределами. Морским транспортом в основном доставляются сжиженные углеводородные (СУГ) и лишь частично сжиженные природные газы (СПГ), которые могут находиться в сжиженном состоянии лишь при глубоком охлаждении до — 160 °С. Основной объем морских перевозок осуществляется в морских судах — танкерах (газовозах), оборудованных специальными резервуарами для хранения. В зависимости от типа резервуаров, устанавливаемых на газовозах, различают следующие типы транспортных судов:
1) танкеры с резервуарами под давлением 1,6 МПа, рассчитанные на максимальную упругость паров продукта (для пропана);
2) танкеры с теплоизолированными резервуарами под пониженным давлением (полуизотермические), предназначенные для транспортировки сжиженного газа при промежуточном охлаждении от —5 до +5 °С;
3) танкеры с теплоизолированными резервуарами под низким давлением (изотермические) для транспортировки сжиженного газа при давлении, близком к атмосферному и низкой отрицательной температуре (— 40 °С для пропана, — 103 ° С для этилена и — 162 °С для сжиженного природного газа метана).
Перевозка газа под давлением и в полуизотермическом состоянии осуществляется в танкерах вместимостью до 2000 м3, при этом используют цилиндрические вертикальные, горизонтальные и сферические резервуары. Вертикальные резервуары применяют в основном для перевозки сжиженного газа под давлением 1,6 МПа (рис. 7.2). Горизонтальные цилиндрические и сферические резервуары используют при полуизотермическом способе перевозки.
Изотермические танкеры отличаются большой вместимостью (до 10 000 м3) и подачей при сливе-наливе более чем 500 — 1000 т/ч. Применяют их и при значительных грузооборотах. Поскольку в этих танкерах сжиженный газ перевозится под давлением, близким к атмосферному, грузовые резервуары выполняются прямоугольной формы в виде танков, которые хорошо вписываются в контур судна.
|
Рис. 7.2. Газовоз с вертикальными резервуарами |
7.3. Автомобильный транспорт сжиженных газов
Автомобильным транспортом осуществляется перевозка сжиженных газов в автоцистернах, баллонах и «скользящих» резервуарах.
Автоцистерны по назначению и конструкции делятся на транспортные и раздаточные. Транспортные цистерны используют для перевозки сжиженного газа с заводов-поставщиков до кустовых баз, а также от последних до крупных потребителей со сливом газа в резервуары. Раздаточные автоцистерны предназначены для доставки сжиженного газа потребителю с розливом в баллоны и снабжены для этой цели комплектом раздаточного оборудования, насосом, раздаточной рамкой и трубами. Цистерны, изготовляемые в виде цилиндрических сосудов со штампованными днищами, монтируют на шасси автомобилей, автоприцепов и полуприцепов. Объем цистерн в зависимости от типа составляет 4— 15 м3.
На рис. 7.3 показана конструкция автомобильной цистерны-полуприцепа с полезным объемом 15 м3, смонтированная на базе автотягача «Урал-377С». Наполнение цистерны осуществляется по смонтированной на автомобиле обвязке. Накопление осуществляется по трубопроводу, расположенному под цистерной. Он снабжен предохранительной арматурой, включающей в себя вентиль для сброса давления, запорный вентиль и обратной пружинный клапан, который автоматически закрывается при обрыве шланга, разрыве трубы или иных аварийных случаях. Жидкая фаза сливается по трубопроводу, размещенному также под цистерной, и включает в себя всасывающую и напорную линии трубопроводов. Напорная линия имеет линию слива и обводную. На всасывающей линии устанавливаются фильтр и запорный вентиль, на обводной — запорный вентиль, скоростной клапан, сбросной вентиль и манометр. На трубопроводе паровой фазы устанавливаются запорный и сбросной вентили. Заполнение цистерны сжиженным газом осуществляется электронасосом, установленным на автоцистерне.
|
Рис. 7.3. Автоцистерна-полуприцеп АЦ-15-377с для перевозки сжиженных газов: 1 — резервуар; 2 — вентиляционный люк; 3 — приборы; 4 — клапан предохранительный; 5 — опора; 6 — люк-лаз; 7 — автотягач; 8 — трубы (кожухи) для шлангов; 9 — электронасос; 10 — опорные катки; 11 — огнетушители; 12 — установка заземления цистерны |
Сжиженные газы в баллонах перевозят на обыкновенных бортовых машинах и специальных кассетных автомашинах (баллоновозах), обеспечивающих одновременную перевозку 77 баллонов. Кузова машин оборудуют клетками для установки баллонов объемом по 50 л, при этом баллоны укладывают в два яруса. В баллоновозе типа клетка умещается до 132 баллонов. Кроме того, баллоны транспортируют в прицепах, которые вместе с грузовыми автомобилями образуют автопоезда. Баллоны изготовляют на давление 1,6 МПа (рис. 7.4). Стандартом предусмотрен ряд баллонов объемом 2,5; 5; 12; 27; 50 и 80 л. Баллоны объемом свыше 5 л представляют собой цилиндрические сварные сосуды с двумя штампованными днищами эллиптической формы, снабженные башмаком, горловиной и защитным воротником. У баллонов объемом 50 и 80 л вместо воротника предусматривается защитный колпак и две ручки. Защитный воротник служит одновременно транспортной ручкой и опорой при установке баллонов в несколько ярусов. В горловины баллонов объемом 5, 12 и 27 л устанавливают самозакрывающиеся клапаны, а в горловины баллонов объемом 50 и 80 л — угловые вентили.
Перевозку сжиженного газа в «скользящих» резервуарах применяют для доставки его в места, отдаленные от кустовых баз или от газонаполнительных станций, а также для доставки производственным и коммунально-бытовым хозяйствам. «Скользящими» называют съемные резервуары объемом 0,5 — 3,5 м3. Наибольшее применение получили резервуары PC-1600 объемом 1600 л, рассчитанные на давление 1,8 МПа. Резервуар представляет собой сварной цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами. Погрузку и разгрузку резервуара обычно производят при помощи автокрана. У потребителя резервуары устанавливают группой или в одиночку. Доставка сжиженного газа в «скользящих» резервуарах на расстояние 100 — 200 км обходится на 20 — 25 % дешевле, чем в баллонах.
|
Рис. 7.4. Баллоны сжиженного газа: Номер рисунка..........................7.4, а 7.4,6 7.4, в Объем баллонов, л...................5 12 27 50 D мм...........................................222 222 299 299 H,мм...........................................285 70 575 1400 |