КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ДОБЫЧЕ НЕФТЕЙ И ГАЗОВ, ИХ ХРАНЕНИИ И ТРАНСПОРТИРОВКЕ | Учебники по нефтепереработке 

1.2. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ДОБЫЧЕ НЕФТЕЙ И ГАЗОВ, ИХ ХРАНЕНИИ И ТРАНСПОРТИРОВКЕ

скачать книгу

АКЦИЯ
Цена: 299 руб.
С рекламой

скачать книгу

Цена: 1 499 руб.
Без рекламы

Использование любых материалов сайта разрешено только с письменного согласия владельцев ресурса logmag.info ©

Краткие сведения о добыче нефтей и газов, их хранении и транспортировке

Нефть и газ извлекают из недр земли через скважины.

Залежь – скопление нефти или газа или того и другого в природных резервуарах, герметично экранированных непроницаемыми породами (глинами, солями, магматическими породами и т.д.). В верхней части залежи нефти находится газовая подушка, подпираемая снизу пластом нефти, под которым находится пласт воды.

До середины XIX века нефть добывали из колодцев, которые рыли глубиной до 25 м и даже более; колодцы рыли уступами с двух сторон. На смену колодцам пришло бурение. К концу XIX века были пробурены сотни скважин. Бурение осуществляли ударным способом – долблением породы при помощи долота, подвешенного на канате. Глубина скважин, как правило, не превышала 500 м. Позже от ударного способа бурения перешли на вращательный (впервые в 1901 году в США) и глубина скважин достигла 5000 м. С начала XX века бурение стадо вращательным (роторным).

Бурение скважин производится с использованием специальных установок, оснащенных бурильными станками. При вращательном бурении скважины порода не дробится, а растирается в тонкий порошок при вращении долота в забое. Сначала в скважину вводят одну трубу, затем по мере углубления скважины привинчивают все новые и новые трубы. Длина одной трубы – 6-10 метров. Для удаления разбуренной породы скважина непрерывно промывается глинистым раствором, который закачивается насосом внутрь колонны бурильных труб. Раствор проходит по трубам вниз, выходит через отверстия в долоте, а затем поднимается между стенками скважины и бурильных труб и выносит обломки разрушенных пород из скважины, укрепляет стенки скважины, предотвращает их обрушение и охлаждает долото в забое.

При роторном бурении имеет место большой расход энергии на вращение всей колонны бурильных труб, масса которой в скважине глубиной до 4000 м превышает 200 т. Кроме непроизводительного расхода энергии часто происходит искривление скважины. Был разработан способ бурения, в котором применен турбобур – турбинный двигатель, соединенный с долотом. В этом способе двигатель перенесен с устья в забой. Турбобур спускают в скважину на колонне бурильных труб, в скважину по трубам под давлением подают глинистый раствор, который приводит во вращение лопасти турбины. Вращение турбины передается через редуктор долоту, которое разрушает породу.

Начиная с 40-х годов стали применять электрический забойный двигатель – электробур, который соединен с долотом и вместе с ним опускается в забойную зону. Преимуществом этого способа является полная автоматизация процесса бурения и его легкое регулирование [1].

Залежи нефти и газа расположены на глубине от 1 до 7 км. Обычно глубина 4 – 7 км соответствует газовым и газоконденсатным, а 1 – 3 км – нефтяным месторождениям.

Общие известные запасы нефти в мире ориентировочно составляют 140 млрд тонн. Месторождения нефтей и газов расположены на Земле неравномерно. Основные запасы нефти находятся в странах Ближнего и Среднего Востока – более 65 % от мировых запасов (основные страны региона: Саудовская Аравия – более 35 млрд тонн, Иран – около 13 млрд тонн, Абу-Даби – около 13 млрд тонн). В странах Северной и Латинской Америки сосредоточено более 15 % (основные страны региона: Венесуэла – порядка 9 млрд тонн, Мексика – около 7 млрд тонн и США – более 3 млрд тонн), в странах Северной Африки – около 7 % (основные страны региона: Ливия – более 4 млрд тонн, Нигерия – более 2 млрд тонн и Алжир – более 1,3 млрд тонн), в странах Восточной Европы – около 6 % (основные страны региона – страны СНГ – около 8 млрд тонн), в Азии и Океании – порядка 4 % (около 60 % запасов нефти региона приходится на Китай) и в странах Западной Европы менее 2 % (основные страны региона: Норвегия – порядка 50 % запасов региона и Великобритания – 25 %).

Гигантскими месторождениями нефтей (с запасами более 1,0 млрд тонн нефти) являются месторождение «Гавар» в Саудовской Аравии (запасы нефти составляют более 12 млрд тонн), «Большой Бурган» в Кувейте (более 10,0 млрд тонн), «Боливар» в Венесуэле (5,0 млрд тонн), «Кантарел» в Мексике (более 4 млрд тонн), «Сарыр» в Ливии (4 млрд тонн), «Тенгиз» в Казахстане (2-4 млрд тонн), «Хасси-Мессауд» в Алжире и другие. В России наиболее крупными месторождениями нефти являются Самотлорское (более 2 млрд тонн) и Ромашкинское (около 2 млрд тонн), они входят в число 20 крупнейших месторождений в мире.

Общие известные запасы природного газа в мире ориентировочно составляют около 150 трлн м3. Наиболее крупные запасы газов сосредоточены в Восточной Европе (приблизительно 57 трлн м3), в основном в России и Казахстане, на Ближнем и Среднем Востоке (46 трлн м3) и в Америке (около 15 трлн м3). На страны Африки и страны Азии и Океании приходится по 9 трлн м3 запасов газа и на страны Западной Европы – около 5 трлн м3 .

Супергигантскими месторождениями газов (с запасами 5 трлн м3 и более) являются месторождения «Южный Парс/Северное» (13,5 трлн м3) в Иране/Катар, «Уренгойское» (10,2 трлн м3) и «Ямбурское» (5,2 трлн м3) в России, «Хейнсвиль» (7,1 трлн м3) в США и «Южный Иолотань» (7,0 трлн м3 ) в Туркмении. Из 23 крупнейших гигантских месторождений газов (с запасами 2-5 трлн м3) 12 месторождений находятся в России.

При эксплуатации нефтяных скважин применяют фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный способы. Выбор способа эксплуатации скважины зависит от характера залежи, периода эксплуатации месторождения и физико-химических особенностей самой нефти.

Фонтанный способ эксплуатации залежи характерен для начального периода ее эксплуатации, когда величина пластовой энергии является движущей силой, извлекающей нефть на поверхность земли. Пластовая энергия зависит от энергии краевых вод, подпирающих залежь, и энергии сжатого газа, свободного или растворенного в нефти. Для продления фонтанного периода как наиболее дешевого способа эксплуатации месторождения поддерживают пластовое давление, применяя законтурное, внутриконтурное, барьерное и очаговое заводнения, а также закачку газа в залежь (пласт). Заводнение позволяет существенно увеличить нефтеотдачу пласта.

Компрессорный или эрлифтовый способ используется в более поздний период эксплуатации месторождения. В этом способе газ (газлифт) или воздух (эрлифт) подается компрессором (до 5 МПа) в  скважину по наружной трубе, где они разжижают нефть, уменьшают ее плотность. В результате этого в пласте возникает относительное избыточное давление, под действием которого жидкость по трубам поднимается на поверхность.

Глубинно-насосный способ добычи нефти используют в завершающий период эксплуатации месторождения. По этому способу в скважины опускают специальные насосы для извлечения жидкости на поверхность. При этом применяют штанговые (поршневые) насосы с приводом от станка-качалки и центробежные насосы. Производительность и надежность центробежных насосов значительно выше, чем поршневых. Максимальный дебит нефтяной скважины составляет 10-15 тыс. тонн в сутки, а газовой – до 10 млн м3  в сутки [1, с. 57].

Использование любых материалов сайта разрешено только с письменного согласия владельцев ресурса logmag.info ©

Краткие сведения о добыче нефтей и газов, их хранении и транспортировке

Продукция, поступающая из нефтяных скважин, представляет собой смесь нефти, пластовой воды, попутного нефтяного газа, твердых частиц механических примесей (песка, глины, кристаллов солей, затвердевшего цемента и т.д.). Для получения товарной нефти продукцию скважин необходимо подвергнуть специальной подготовке – от нефти отделяют воду, газ и механические примеси до подачи в магистральный трубопровод.

При выходе из скважины продукция – нефть, газ и вода – проходит замерные установки и поступает в нефтегазовый сепаратор. Перед сепаратором посредством дозировочного насоса подается реагент (деэмульгатор). Газосепаратор – пустотелый аппарат, в котором давление ниже, чем то, при котором нефть выходит из скважины. Из-за снижения давления газ отделяется от нефти и по газопроводу направляется в газосборники, а оттуда – на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкость после отделения от газа самотеком идет в отстойники, где происходит отделение воды и механических примесей от нефти. Затем нефть направляют на установки обезвоживания и обессоливания и далее в резервуары. В резервуарах нефть дополнительно освобождается от воды и других примесей. После этого нефть подают на стабилизацию, где происходит окончательное освобождение нефти от растворенных газов, и получают товарную нефть.

Нефть товарного качества подают в магистральные трубопроводы как наиболее дешевый способ транспорта нефти, либо заливают в нефтеналивные суда (танкеры) – речные и морские, либо в цистерны железнодорожного транспорта, который в 2-3 раза дороже трубопроводного, и далее транспортируют на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Газ транспортируют обычно по трубопроводам, за исключением транспорта сжиженного газа в железнодорожных цистернах и танкерах.

Транспорт нефти по трубопроводам – наиболее экономичный и экологически безопасный (диаметр труб – 1,2 – 1,4 м). Первые нефтепроводы были проложены в 1865 году в США и в 1878 году в СССР в районе г. Баку. Нефтепровод «Дружба» в России протяженностью более 5,3 тыс. км является крупнейшим в мире, а нефтепровод Самотлор-Тюмень-Самара имеет длину более 2 тыс. км. Магистральные нефтепроводы включают собственно трубопровод (под землей), насосные станции (перекачивающие станции через каждые 100 – 150 км, давление на выкиде насоса – 5 – 8 МПа), резервуарные парки, установки для подогрева нефти (необходимо обеспечить прокачиваемость нефти до следующей станции), линии связи по трассе нефтепровода, охрану трассы, противопожарные средства и т.д.

Железнодорожным транспортом перевозится основная масса производимых нефтепродуктов. Эта система транспорта включает специальные цистерны, наливные и сливные эстакады, насосные и резервуары. Цистерны имеют вместимость 60 и 120 м3, теплоизоляцию, рубашку для подогрева и другие устройства. Цистерны для сжиженных газов рассчитаны на давление до 1,6 Мпа, а для нефтей и нефтепродуктов – до 0,4 МПа. Современная наливная эстакада или железнодорожный причал рассчитаны на железнодорожный состав с 20 – 62 цистернами. Имеется коллектор с вертикальными стояками (число стояков равно числу заполняемых цистерн с запорной задвижкой и «хоботом» с гибким шлангом). Цистерну заполняют так, чтобы уровень жидкости находился в верхнем колпаке цистерны, а люк был герметично закрыт. Обычно наливные эстакады рассчитаны на налив конкретного нефтепродукта. Сливные эстакады имеют отличия от наливных. Слив нефти или нефтепродукта бывает нижний и верхний. Через верхний люк откачивают нефтепродукты с помощью поворотного «хобота». Нижний слив осуществляется через нижний спускной клапан в приемный лоток, оттуда – в промежуточный ниже уровня земли приемник, а из него насосом – в основной резервуар.

Железнодорожный транспорт отличается от трубопроводного универсальностью – возможностью доставки нефти в любое место, куда проложена железная дорога. Этот вид транспорта нефтей и нефтепродуктов по сравнению с магистральными трубопроводами характеризуется большими затратами времени, труда, энергии, потерями нефти и нефтепродуктов и загрязнением окружающей среды («дыхание» цистерн во время слива и налива, разлив нефти и нефтепродуктов).

Водный транспорт напоминает железнодорожный – налив нефти и нефтепродуктов осуществляют в емкости, затем обеспечивают их  перевозку и слив в месте потребления. Основное отличие – устройство емкостей морских и речных танкеров. Водный транспорт является основным в международной торговле нефтями и нефтепродуктами. Водоизмещение танкеров находится в пределах от 5 – 7 до 300 – 500 тыс. тонн нефти (Япония). Водный транспорт по сравнению с железнодорожным является более дешевым способом транспортировки нефтей и нефтепродуктов, имеет большие единичные мощности, характеризуется простотой налива и слива и большей экологической чистотой (но даже единичные катастрофы из-за морской стихии приводят к серьезным экологическим последствиям). Водный транспорт включает наливные и сливные причалы (систему гибких трубопроводов), насосные станции, береговые резервуары и танкеры. Танкеры имеют двойной стальной корпус, который разделен на три части – носовую, среднюю и кормовую с двумя стальными стенками на расстоянии 1,5 метра друг от друга, между которыми залита вода.

Транспортировка газа осуществляется в основном по трубопроводам и в специальных танкерах и цистернах. Первым крупным магистральным газопроводом стал газопровод Саратов-Москва протяженностью 800 км. Общая протяженность газопроводов в России достигает более 160 тыс. км. Магистральные газопроводы имеют в своем составе газокомпрессорные станции, которые расположены через 80 – 120 км, диаметр труб – до 1,4 м и давление до 10 МПа.

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляют в наземных и подземных резервуарах вместимостью от 5 до 100 тыс. тонн. Для нефтей и нефтепродуктов с высокими температурами застывания и вязкостью используют резервуары с системой подогрева.

Газы чаще хранят в подземных хранилищах (используют геологические ловушки). При этом всегда имеют место потери газа – это главный недостаток подземных хранилищ. Хранят газы также в резервуарах под высоким давлением.

Использование любых материалов сайта разрешено только с письменного согласия владельцев ресурса logmag.info ©

Краткие сведения о добыче нефтей и газов, их хранении и транспортировке

Годовая добыча нефти в мире в последние годы составляет около 4,0 млрд тонн. Первая десятка стран по добыче нефти в мире по данным 2010 года выглядит следующим образом:

1) Россия – 505,1 млн т.;

2) Саудовская Аравия – 467,8 млн т.;

3) США – 339,1 млн т.;

4) КНР – 212,7 млн т.;

5) Иран – 211,7 млн т.;

6) Канада – 173,4 млн т.;

7) Мексика – 148,5 млн т.;

8) ОАЭ – 140,0 млн т.;

9) Бразилия – 136,7 млн т.;

10) Нигерия – 122,4 млн т.

Суммарная добыча нефти в странах бывшего СССР составила по данным 2010 года около 646 млн тонн (см. табл. 1.1).