- •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
Підігрівачах- деемульгаторах:
1 – нафта; 2 – газ; 3 – вода; 4 – сепаратор; 5 – вакуум-компресор
Продукція свердловин збірним колектором надходить у сепаратор 1 першого ступеня, в якому газ відділяється від нафти, зазвичай, при тиску біля 0,4...0,6 МПа. Потім цей газ направляється до споживача, або на установку підготовки газу.
Нафтова емульсія з сепаратора подається в сепаратор-розподільник потоку 2, призначений для виконання таких трьох основних операцій: відділення залишкового газу від нафти перед надходженням її в підігрівачі-деемульгатори; скидання вільної води, яка відокремилася від нафтової емульсії; розділення нафтової емульсії на декілька рівних потоків для рівномірного завантаження основних апаратів (підігрівачів-деемульгаторів).
Газ, який виділився з сепаратора-дільника 2 і з підігрівача-деемульгатора 3, надходить на установку підготовки газу, а відокремлена в апараті 2 пластова вода – на установку підготовки води. Нафтова емульсія з сепаратора-розподільника 2 направляється в підігрівач-деемульгатор 3, звідки зневоднена нафта при підвищеній температурі поступає в сепаратор 4. Відокремлена вода, яка містить деяку кількість реагенту, виводиться з апарата. Ця вода може, повністю або частково, за допомогою насоса подаватися в збірний колектор перед сепаратором першого ступеня для повнішого використання реагенту.
У підігрівачі-деемульгаторі газ і вода відділяються від нафти, зазвичай, за температури 40...60 °С і тиску, близького до 0,2...0,3 МПа, а остаточна сепарація проводиться під вакуумом (залишковий тиск 0,07...0,08 МПа) в сепараторі 4 гарячої вакуумної сепарації. Готова нафта після гарячої вакуумної сепарації надходить на прийом насосів системи безрезервуарної здачі нафти в магістральний нафтопровід, а газ подається на прийом вакуумних компресорів, і далі на установку підготовки газу.
2.7.3 Підготовка газу
В умовах, коли газ транспортується на тисячі кілометрів від місць видобування до місць споживання, а газопровід перетинає різні кліматичні зони, особливе значення має підготовка газу до дальнього транспортування – осушування газу до температури точки роси, що виключає випадання води з газу, який транспортується магістральними газопроводами. При експлуатації газоконденсатних покладів виникає ще додаткова вимога – добувати вуглеводневий конденсат з продукції свердловин.
Для оброблення газу газових і газоконденсатних покладів застосовують такі технологічні установки:
- низькотемпературної сепарації (які працюють на холоді, що отримується шляхом редукування газу високого тиску в штуцерах і попереднього охолоджування в рекуперативних теплообмінниках перед дроселюванням газу);
- низькотемпературної сепарації, які працюють на холоді, що отримується в спеціальних холодильних машинах;
- абсорбційного осушування газу за допомогою гліколів (абсорбція – об’ємне поглинання газів або парів рідиною абсорбентом);
- адсорбції (короткого циклу і довгого циклу) для зневоднення і відділення бензину від газу в комплексі, і без низькотемпературної сепарації на газових і газоконденсатних родовищах (адсорбція – процес загущення газоподібної або розчиненої речовини на поверхні розділення фаз);
- з виморожуванням, призначені, в основному, для газових покладів, розташованих у районах холодного клімату.
При вмісті в газі агресивних компонентів будуються технологічні установки видалення цих компонентів із зниженням їх вмісту до граничних величин і одночасно вживаються заходи захисту промислового обладнання від корозії. Осушують і очищують газ на родовищі, або на головних спорудах магістральних газопроводів. Газ осушується доти, поки в газопроводі вже не конденсуються пари води і не утворюються кристалогідрати. Точка роси осушеного газу покладів у південних районах, і районах середньої смуги має бути на 2...3 °С нижчою за мінімально можливу температуру газу в магістральному газопроводі за відповідного тиску. Очищування газу від сірководню має забезпечувати вміст його в газі не більше 2 г на 100 м3.
Якщо в продукції газоконденсатних свердловин містяться вода, рідкі вуглеводні, сірководень і вуглекислота, то необхідна комплексне оброблення газу перед його транспортуванням. Комплекс споруд такого оброблення газу, особливо при великих його кількостях, досить складний: це великий газопереробний завод, на якому отримують нестабільний газовий бензин, елементарну сірку і сухий газ. За відсутності сірководню і вуглекислоти схема комплексного оброблення природного газу перед його далеким транспортуванням спрощується.