- •3.3 Переробка нафти і газу. Продукти переробки
- •1 Основи технології буріння нафтових і газових свердловин
- •1.1 Cпособи буріння свердловин
- •1.1.1 Поняття про свердловину
- •1.1.2 Способи буріння нафтових і газових свердловин
- •21 Бурильні труби; 22 – цементне кільце навколо обсадних труб;
- •1.2 Бурові установки
- •1.2.1 Класифікація бурових установок
- •Бержець Георгій Миколайович 1900-1978
- •1.2.2 Коротка характеристика бурових установок
- •Ільський Олександр Лонгінович
- •Алєксєєвський Георгій Васильович
- •РисРисунок 1.10 – Бурова установка “Уралмаш 15000”
- •1.3 Породоруйнівний інструмент
- •1.3.1 Призначення і класифікація бурових доліт
- •1.3.2 Долота для буріння суцільним вибоєм
- •Підшипників та ущільнення:
- •1.3.3 Інструмент для буріння кільцевим вибоєм
- •1.3.4 Відбір керну в нафтових і газових свердловинах
- •1.4 Бурильна колона
- •1.4.1 Склад і призначення бурильної колони
- •1.4.2 Умови роботи бурильної колони
- •1.4.3 Елементи бурильної колони
- •Муфти до них:
- •1.5 Обладнання для обертання бурильного інструменту
- •1.5.1 Ротори
- •1.5.2 Гідравлічні вибійні двигуни
- •1.5.3 Електробури
- •Наповненим оливою:
- •1.6 Промивання і продування свердловин
- •1.6.1 Призначення і класифікація промивних рідин
- •1.6.2 Промивні рідини на водній основі
- •1.6.3 Промивні рідини на неводній основі
- •1.6.4 Обладнання для промивання свердловин. Приготування і очищення промивних рідин
- •Двосторонньої дії:
- •1.6.5 Продування свердловин повітрям (газом)
- •1.6.6 Вимірювання параметрів бурового розчину
- •1.7 Режим буріння
- •1.7.1 Поняття про режим буріння і показники роботи доліт
- •1.7.2 Технологічні особливості режимів різних способів буріння
- •1.7.3 Раціональний час роботи долота на вибої
- •1.7.4 Подача бурильної колони
- •1.7.5 Викривлення свердловин.
- •1.7.6 Попередження викривлення вертикальних свердловин
- •1.7.7 Штучне викривлення свердловин
- •1.8 Роз’єднування пластів
- •1.8.1 Елементи обсадної колони
- •1.8.2 Проектування конструкції свердловини
- •1.8.3 Умови роботи обсадної колони в свердловині.
- •1.8.4 Цементування обсадних колон
- •Одноступінчастого цементування:
- •1.9 Закінчення свердловин
- •1.9.1 Буріння в продуктивному горизонті
- •1.9.2 Дослідження продуктивного горизонту
- •1.9.3 Вибір конструкції вибійної частини свердловини
- •З відкритим вибоєм і з незацементованою експлуатаційною колоною:
- •1.9.4 Обладнання устя свердловини
- •На рамі і в блок-боксі:
- •1.9.5 Випробування колони на герметичність
- •1.9.6 Сполучення експлуатаційної колони з пластом
- •1.9.7 Виклик припливу нафти, газу або газоконденсату з пласта
- •2 Видобування нафти, газу і газоконденсату
- •2.1 Фізичні основи руху рідин і газів у пористому середовищі
- •2.1.1 Пластова енергія і сили, які діють у нафтових, газових і газоконденсатних покладах
- •2.1.2 Режими дренування нафтових, газових і газоконденсатних покладів
- •2.1.3 Приплив флюїду до свердловин
- •Від перепаду тиску:
- •2.2 Розробка покладів
- •2.2.1 Системи розробки
- •2.2.2 Контроль і регулювання розробки нафтового покладу
- •2.2.3 Розробка газового покладу
- •2.2.4 Розробка газоконденсатного покладу
- •2.2.5 Розробка сланцевого покладу
- •2.2.6 Розробка покладів газогідратів
- •2.2.7 Штучні методи дії на нафтові пласти
- •2.3 Фонтанний та компресорний способи експлуатації свердловин
- •2.3.1 Фонтанна експлуатація
- •2.3.2 Аварійне фонтанування. Попередження і ліквідація відкритих газових і нафтових фонтанів
- •Відкритий фонтан на платформі (б)
- •2.3.3 Газліфтна експлуатація
- •2.3.4 Експлуатація газових і газоконденсатних свердловин
- •2.4 Експлуатація нафтових свердловин насосами
- •2.4.1 Експлуатація штанговими насосними установками
- •2.4.2 Експлуатація за допомогою зануреного гідропоршневого насоса
- •2.4.3 Експлуатація безштанговими зануреними насосами
- •Редукторний насос:
- •Електрогвинтового насоса:
- •2.5 Сучасні методи підвищення продуктивності свердловин
- •2.5.1 Оброблення свердловин кислотою
- •2.5.2 Гідравлічний розрив пласта
- •Гідравлічному розриві пласта:
- •2.5.3 Газогідродинамічний розрив пласта
- •2.5.4 Торпедування свердловин
- •2.5.5 Теплова дія на вибійну зону свердловин
- •2.5.6 Методи підвищення нафтовіддачі і газовіддачі пластів
- •2.6 Підземний ремонт свердловин
- •2.6.1 Обладнання і інструмент для проведення підземного ремонту свердловин
- •Підземного ремонту:
- •2.6.2 Спуско-підйомні операції та їх механізація
- •Машинобудівний завод”:
- •2.6.3 Очищення стовбура свердловини від піщаних пробок
- •2.6.4 Капітальний ремонт свердловин
- •І ремонту свердловин:
- •2.7 Промисловий збір і підготовка нафти і газу
- •2.7.1 Схеми збору і транспортування нафти і газу
- •2.7.2 Промислова підготовка нафти
- •Підготовки нафти:
- •Підігрівачах- деемульгаторах:
- •2.7.3 Підготовка газу
- •2.7.4 Основні напрями розвитку комплексної авто- матизації на нафтогазовидобувних підприємствах
- •Диспетчерського управління:
- •3 Транспортування нафти, нафтопродуктів і газу. Переробка нафти і газу
- •3.1Транспортування нафти і нафтопродуктів
- •3.1.1 Залізничний транспорт
- •3.1.2 Водний транспорт
- •3.1.3 Автомобільний транспорт
- •3.1.4 Трубопровідний транспорт
- •3.1.5 Резервуари для зберігання нафти і нафтопродуктів
- •3.1.6 Нафтобазове господарство
- •3.2 Транспортування газу
- •3.2.1 Класифікація газів
- •3.2.2 Підготовка газу до транспортування
- •3.2.3 Магістральні наземні газопроводи
- •3.2.4 Транспортування природного газу морськими трубопроводами
- •3.2.5 Транспортування скрапленого природного газу морем
- •Вигляд на танк зсередини (б)
- •3.2.6 Транспортування стисненого природного газу танкерами-газовозами
- •Стисненого газу танкерами cng
- •3.3 Переробка нафти і газу. Продукти переробки нафти
- •3.3.1 Характеристика нафтопродуктів
- •3.3.2 Властивості нафтопродуктів і основні вимоги до них
- •3.3.3 Процеси переробки нафти. Пряма перегонка нафти
- •3.3.4 Основні елементи установки прямої перегонки нафти
- •(Праворуч розташована вакуумна колона)
- •3.3.5 Типи установок для перегонки нафти і мазуту
- •3.3.6 Термодеструктивна переробка нафтової сировини
- •У аварійну ємність
- •3.3.7 Каталітичний крекінг і каталітичний риформінг
- •3.4 Очищення нафтопродуктів
- •3.4.1 Очищення світлих нафтопродуктів
- •3.4.2 Очищення олив
- •3.5 Переробка вуглеводневих газів. Хімічна переробка нафтової і газової сировини
- •3.5.1 Способи переробки вуглеводневих газів
- •3.5.2 Хімічна переробка нафтової і газової сировини
- •Перелік посилань на джерела
1.6.6 Вимірювання параметрів бурового розчину
До основних параметрів бурового розчину, як зазначалося вище, належать густина, умовна в’язкість і водовіддача. Крім того, можуть вимірюватись вміст піску, концентрація солей, лужність тощо.
Густину, яка визначається відношенням маси розчину до його об’єму, вимірюють за допомогою приладу АБР-1, комплект якого містить власне ареометр і подовжений металевий футляр у вигляді відерця з кришкою, що служить пробовідбірником для розчину (рис. 1.77). Прилад складається з мірного стакана, денця, поплавка, стрижня і знімного калібрувального вантажу.
Крім ареометра поплавкового типу для визначення густини бурового розчину може бути використаний важільний густиновимірник (рис 1.78).
Рисунок 1.77 – Прилад АБР-1 |
Рисунок 1.78 – Важільний густиновимірник |
Рисунок 1.79 –
Лійка Марша для визначення умовної
в’язкості
Стандартні польові вимірювання в’язкості бурового розчину проводяться за допомогою віскозиметра ВБР-1 (лійка Марша). Віскозиметр ВБР-1 складається з лійки, герметично з’єднаної з лійкою трубки, сітки і мірної посудини.
У воронку, встановлюють сітку на виступи, затискають нижній отвір пальцем правої руки і заливають через сітку розчин до верхньої кромки віскозиметра (об’єм лійки 700 см3). Підставивши мірну посудину під трубку віскозиметра, прибирають палець і одночасно лівою рукою включають секундомір. Лійку необхідно тримати вертикально. Коли мірна посудина наповниться до краю (500 см3), зупиняють секундомір, а отвір воронки знову закривають.
Умовна в’язкість визначається часом витікання 500 см3 розчину через трубку з лійки віскозиметра, заповненої 700 см3 розчином. За вихідний результат приймають середнє значення результатів трьох вимірів, що відрізняються між собою не більш ніж на 2 с.
Рисунок 1.80 –
Прилад ВМ-6
Для вимірювання водовіддачі застосовують прилади, які працюють під тиском чи вакуумом.
Ті, які працюють під тиском, поділяються на прилади, що вимірюють статичну чи динамічну водовіддачу.
Рисунок
1.81 – Циліндр стабільності ЦС-2
Останні поки що використовують лише в наукових дослідженнях.
Рисунок
1.82 – Прилад для вимірювання добового
відстою
У практиці розвідувального буріння поширеним є прилад ВМ-6 (рис. 1.80), за допомогою якого водовіддача вимірюється в статичному стані при перепаді тиску 0,1 МПа. За показник фільтрації приймають кількість рідини, що відфільтрована через круглий паперовий фільтр площею 28 см2 за 30 хв.
Показник стабільності С вимірюють за допомогою приладу ЦС-2 (рис. 1.81), шо представляє собою металевий циліндр об’ємом 800 см3 із зливним отвором в середині. При вимірі отвір перекривають гумовою пробкою, циліндр заливають розчином, закривають склом і залишають у спокої на добу. Після закінчення цього терміну отвір відкривають і верхню половину розчину зливають в окрему посудину. Ареометром визначають густину верхньої і нижньої частин розчину. За міру стабільності беруть різницю густини розчину в нижній і верхній частинах циліндра. Чим менша різниця, тим стабільність розчину вища.
Добовий відстій В вимірюють за допомогою скляного мірного циліндра об’ємом 100 см3 (рис. 1.82). Випробовувану рідину обережно наливають у мірний циліндр до позначки 100 см3, закривають склом і залишають у спокої на добу, після чого візуально визначають величину шару прозорої води, що виділилася у верхній частині циліндра.
Відстій виражають у відсотках виділеної рідини від об’єму проби. Чим менший добовий відстій, тим стійкіша, стабільніша промивна рідина. Ці параметри слід вимірювати за температури, що відповідають температурі розчину у свердловині. Стабільним вважають розчин, у якого С = 0,02…0,03 г/см3 і В = 3…4 %.
Рисунок
1.83 – Прилад для вимірювання липкості
глинистої кірки
Рисунок
1.84
–
Прилад для вимірювання вмісту піску
Липкість визначають за допомогою спеціального приладу (рис. 1.83). Фільтр із глинистою кіркою кладуть на столик. На кірку кладуть сталевий брусок квадратного перерізу зі стороною квадрата 10 мм, довжиною 64 мм. Обертанням гвинта збільшують кут відхилення столика від горизонталі. Зі збільшенням кута відхилення збільшується складова сила тяжіння бруска, яка прагне зрушити брусок з глинистої кірки. Коли ця складова сила подолає липкість кірки, брусок зісковзне з неї. Тангенс кута нахилу, при якому брусок зісковзне з глинистої кірки, вважають показником липкості кірки.
Рисунок
1.85
– Прилад для визначення статичного
граничного напруження зсуву
Вміст піску характеризує стійку забрудненість промивної рідини твердими включеннями (пісок, грубодисперсні частинки породи і вихідної твердої фази). Надмірний вміст піску призводить до абразивного зношування вузлів гідравлічного обладнання та бурового інструменту, зменшення механічної швидкості буріння. Вміст піску позначають літерою П і вимірюють у відсотках. Визначають вміст піску за допомогою відстійника ОМ-2. Для промивних рідин нормальним вважається вміст піску до 4 %.
Для визначення статичного граничного напруження зсуву глинистих розчинів використовують ротаційні прилади типу СНС-2 з нерухомим внутрішнім циліндром і зовнішнім циліндром-стаканом, що обертається (рис. 1.85). У стакан заливається розчин. При обертанні стакана розчин захоплює за собою вимірювальний циліндр, що знаходиться в стакані і всю підвісну систему до того часу, поки момент закручування нитки не стане рівним крутному моменту, що розвивається статичним напру-женням зсуву розчину на циліндр. Статичне максимальне напруження визначається за максимальним кутом закручування нитки, позначається літерою “q” і вимірюється в Па.
Рисунок
1.86
– Ph-метр для бурових розчинів
Контроль за величиною рН дозволяє визначити причини зміни властивостей промивної рідини в процесі буріння і вжити заходів з відновлення її якості. Концентрацію водневих іонів промивних рідин вимірюють колориметричним і електрометричним способами. На рис. 1.86 показано компактний цифровий pH-метр, який можна використовувати в польових умовах. У нейтральних розчинах рН=7.
