Содержание

Стр.

Введение……………….………………………………………………… 5

Тема 1. РОЛЬ ТЕХНИКИ В РАЗВИТИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ

ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ГЛАВНЫЕ

НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ

НЕФТЕГАЗОВЫХ ОТРАСЛЕЙ…………………………… ………… 7

1.1 Содержание курса и его назначение…………………………… 7

1.2 Тенденция развития процессов нефтегазовых технологий…… 8

1.3 Значение процессов и агрегатов нефтегазовых технологий

для смежных дисциплин и производства……………………… 10

1.4 Роль техники в развитии нефтегазовой отрасли ……………… 10

1.5 Главные направления развития техники и технологии

нефтегазовых отраслей…………………………………………… 12

Тема 2. ПРОИСХОЖДЕНИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ И ГАЗА. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ,

ТИПЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ…….……….… 13

2.1 Происхождение нефти и газа………………………………….… 13

2.2 Физико-химические характеристики нефти…………………… 13

2.3. Физико-химические характеристики газа…………………...… 15

2.4 Условия залегания нефти и газа…………………...……..……… 16

2.5 Типы месторождений углеводородов…………...……..……..… 20

Тема 3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ

НЕФТЕ-ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. НАЗНАЧЕНИЕ И

КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА СУШЕ………..….... 21

3.1 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПОИСКОВ И

РАЗВЕДКИ НЕФТЕ-ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ………….… 21

3.1.1 Этапы поисково-разведочных работ.…………...……..……..… 21

3.1.2 Геофизические и геохимические методы разведки…………..… 22

3.1.3. Способы и технология бурения нефтяных и газовых скважин… 24

3.2 НАЗНАЧЕНИЕ И КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ

СКВАЖИН НА СУШЕ.…………...……..……...…...……..…… 30

3.2.1 Цели и задачи бурения.…………...……..……...…...…….…… 30

3.2.2 Классификация скважин.…………...……..……...…..…..…… 30

3.2.3 Технология строительства скважин.…………...……..…..…… 31

3.2.4 Конструкция скважин…………...……..……...…...……..……. 33

Тема 4. БУРОВОЕ И ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА СУШЕ. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ

ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА....……..……...…...……..…………. 40

4.1. Буровое оборудование……...……..……...…...……..………. 40

4.1.1 Буровые установки, оборудование и инструмент..……..………… 40

4.1.2 Долота для сплошного бурения....…….……...…...……..………. 52

4.1.3 Бурильная колонна…………...……..……...…...……..…………… 57

4.2 Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений на суше. 65

4.2.1 Системы разработки отдельных залежей нефти…..…………….. 65

4.2.2 Методы вызова притока нефти или газа…..………….………… 67

4.2.3 Контроль и регулирование процесса разработки нефтяного месторождения…69

4.2.4 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин……………………. 70

Тема 5. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА К ТРАНСПОРТУ.

СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА.

ОСОБЕННОСТИ СООРУЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ.

НЕФТЕ И ГАЗОХРАНИЛИЩА……………...…..……………………. 86

5.1 Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту …………. 86

5.1.1 Сбор и транспорт нефти и газа на промысле…………………. 86

5.1.2 Замерные установки систем нефтегазосбора…………………. 88

5.1.3 Установки для подготовки нефти, воды и газа……………. 91

5.1.4 Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды…. 96

5.2 Системы трубопроводного транспорта нефти и газа,

особенности сооружения нефтегазопроводов……………. 99

5.2.1 Трубопроводный транспорт………………………………………. 99

5.2.2 Классификация нефтепроводов……………….…………………. 100

5.2.3 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода……. 101

5.2.4 Классификация магистральных газопроводов…………………. 103

5.2.5 Основные объекты и сооружения магистрального газопровода……. 104

5.3 Нефте и газохранилища…………….…………………………. 106

5.3.1 Подземное хранение нефтепродуктов…………………………. 106

5.3.2 Хранение газа в газгольдерах………….…………………………. 110

5.3.3 Подземные газохранилища………….……………………………. 113

Тема 6. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ

НЕФТИ И ГАЗА. ПРОИЗВОДСТВО ТОПЛИВ И СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ.

ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБОТКИ. ПРОИЗВОДСТВО ПОЛИМЕРНЫХ МАТЕРИАЛОВ И ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ

И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.……………………………………. 115

6.1 Основные технологические процессы переработки нефти и газа 115

6.1.1 Классификация основных процессов технологии нефтегазопереработки... 115

6.1.2 Назначение расчета процессов и агрегатов и его содержание… 117

6.2 Производство топлив и смазочных материалов…………………… 121

6.2.1 Продукты переработки нефти……………………………………. 121

6.2.2 Переработка газов…………………………………………..……… 123

6.3 Оборудование нефтегазопереработки………………………..……. 123

6.3.1 Машины крупного дробления………………………..………..…. 123

6.3.2 Машины среднего и мелкого дробления……………..……..…… 125

6.3.3 Машины тонкого измельчения……………..……..……..…..…..… 127

6.3.4 Трубчатые печи……………..……..……..…..…..…..…..…..…..… 133

6.4 Производство полимерных материалов и химических

реагентов для нефтяной и газовой промышленности..…..…..…… 143

6.4.1 Производство полимеров……………..……..……..…..…..…..….. 143

6.4.2 Основные продукты нефтехимии……..……..……..…..…..…..….. 144

Тема 7 РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО

СЫРЬЯ. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РЕСУРСО И ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ

ТЕХНОЛОГИИ В НЕФТЕГАЗОВОМ ПРОИЗВОДСТВЕ.

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ

НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ..……..……..…..…..…..…...…….. 148

7.1 Рациональное использование нефтегазового сырья…..…..…..…… 148

7.2 Перспективные ресурсо и энергосберегающие технологии в

нефтегазовом производстве…….……..…..…..……..……..…………. 152

7.3 Экологическая характеристика современных нефтегазовых

технологий……..……..……..…..…..…..……..……..……..……..…. 153

Введение

Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль в экономике любого государства. Продукты нефтегазопереработки - основа всех видов топлива для транспорта (сухопутного, водного и воздушного), ценное сырье для химической промышленности.

Нефть и углеводородные газы являются основой получения более пяти тысяч различных химических продуктов. В химической промышленности использование углеводородного сырья в широких масштабах позволяет заменить при производстве, например, синтетического каучука этиловый спирт, получаемый из пищевого сырья, дешевым синтетическим спиртом.

Из нефти при ее переработке получают бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла, мазут, парафин, битум и другие нефтепродукты.

Химическая переработка нефти и газа дает различные полимерные соединения: синтетические каучуки и волокна, пластмассы, краски и т.д.

До 1917 г. основным нефтедобывающим районом был Кавказ. После национализации нефтяной промышленности начался период восстановления нефтепромыслового хозяйства, разрушенного в годы революции. В это же время открываются новые месторождения в Азербайджане, Туркмении, Дагестане, на Сахалине.

В предвоенные и военные годы вводятся месторождения в Пермской, Оренбургской и Куйбышевской областях, в Башкирии и Татарии.

После 1945 г. выявлены нефтяные и газовые месторождения в Туркмении, Узбекистане, Казахстане, Нижнем Поволжье, на Кубани, Украине и в Белоруссии. Значительным событием явился ввод в эксплуатацию в Западной Сибири нефтегазоносных площадей, которые в настоящее время превратили ее в основной нефтегазодобывающий регион страны. Принимаются меры по созданию Прикаспийского нефтегазового комплекса.

Поиск и разведку новых месторождений нефти и газа ведут полевые партии, отряды, экспедиции, геофизические и буровые управления.

Мощные буровые установки позволяют сооружать скважины на суше и море с глубинами скважин до 5-7 тыс. м.

Проекты разработки нефтяных месторождений включают применение передовых технологических схем размещения скважин, систем поддержания пластового давления и новых методов повышения нефтеотдачи.

В настоящее время с применением методов искусственного воздействия на продуктивные пласты (в основном, заводнения) добывается 80 % всей нефти нашей страны. При этом повышение степени извлечения нефти из недр является одной из главных проблем.

В проектах разработки обязательны разделы по эксплуатации скважин, в которых указываются виды и средства добычи нефти и газа, а также потребность в оборудовании.

В этапах разработки рассматриваются фонтанный и механизированный способы эксплуатации скважин. В свою очередь, последний осуществляется в основном с помощью штанговых установок, установок с погружными электронасосами.

На промыслах применяются герметизированные системы сбора нефти, газа и попутно добываемой воды. Нефть перед дальнейшей транспортировкой доводится до необходимой кондиции на установках подготовки нефти. Внедряются установки предварительного сброса попутно добываемой воды.

Коренное техническое перевооружение нефтедобывающей промышленности стало возможным на базе комплексной автоматизации с использованием блочных автоматизированных установок.

С целью оптимального использования энергии пласта, ликвидации потерь нефти и газа и сосредоточения основного технологического оборудования в укрупненных пунктах производства и сокращения металло- и капиталоемкости систем используются новые технические решения.

С применением блочных автоматизированных установок стало возможным использовать систему управления нефтегазодобывающим предприятием - АСУ- нефть.

С увеличением добычи нефти и газа в различных регионах страны возрастает протяженность магистральных нефте- и газопроводов. Эксплуатируется один из крупнейших в мире нефтепроводов "Дружба", по которому российская нефть из восточных районов страны поступает в Польшу, Чехию, Словакию, Венгрию, Германию, Болгарию. Действуют системы нефтепроводов Нижневартовск - Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск - Полоцк.

Для ускоренного развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности необходимо решать проблемы увеличения единичных мощностей и комбинирования установок, повышения эффективности капиталовложений, сокращения эксплуатационных расходов, сокращения численности обслуживающего персонала и повышения производительности труда.

Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.

Тема 1. Роль техники в развитии нефтегазовых отраслей промышленности и главные направления развития техники и технологии нефтегазовых отраслей

1.1 Содержание курса и его назначение

Развитие нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности на современном этапе характеризуется значительным расширением ассортимента и повышением качества выпускаемой продукции, увеличением глубины переработки нефти, строительством наряду с установками большой единичной мощности модульных малотоннажных установок комплексной переработки нефти, газа и газового конденсата, позволяющих получать широкую гамму нефтепродуктов с учетом потребностей в них нефтегазодобывающих районов. Такие малогабаритные установки должны обеспечить не только первичную переработку путем физического разделения газонефтяного сырья, но и проведение вторичных процессов химической переработки с использованием высокоэффективных катализаторов.

Технологическое и аппаратурное оформление промышленных процессов крайне многообразно. Во многих производственных процессах требуется разделять исходное сырье на составляющие компоненты, производить нагрев и охлаждение продуктов, осуществлять механическое разделение различных фаз системы. При этом одинаковые по своей физической природе процессы могут применяться на различных стадиях технологического процесса, обеспечивая получение продукции требуемых качества и свойств.

В ряде случаев для проведения различных процессов могут применяться однотипные агрегаты и, наоборот, для однотипных по своей природе процессов могут использоваться различные по конструкции агрегаты.

В отличие от химической технологии, занимающейся изучением последовательности и методов переработки природного или искусственного сырья в соответствующие продукты, в курсе «Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий» изучаются общие закономерности типовых процессов и агрегаты для их реализации вне зависимости от их места в конкретной технологической цепочке.

Это дает возможность эффективно совершенствовать технологию переработки на базе выбора наиболее рациональных для данных условий процессов и агрегатов, а также их сочетаний.

Задачей данного курса является изучение:

а) происхождения и условий залегания месторождений углеводородов;

б) техники и технологии поисков и разведки нефтегазовых месторождений, конструкций нефтяных скважин, бурового и промыслового оборудования;

в) техники и технологии извлечения нефти и газа к транспорту;

г) технологических процессов;

д) особенностей сооружения нефтегазопроводов;

е) нефте- и газохранилищ;

ж) основных технологических процессов переработки нефти и газа;

з) производства топлив и смазочных материалов;

и) оборудование нефтегазопереработки;

к) производства полимерных материалов и химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности.

Знание указанных вопросов позволяет ориентироваться в том многообразии конкретных технологических процессов и агрегатов, которое характерно для современных нефтегазовых технологий, и разрабатывать пути их совершенствования.

1.2 Тенденция развития процессов нефтегазовых технологий

В России - доля; нефти и газа в производстве энергоресурсов достигла 80 %, из которых около 50 % приходится на природный газ. Россия характеризуется самой большой, не имеющей аналогов в мире долей газа в общем энергетическом балансе страны. Эта ведущая роль обеспечена газу на многие десятилетия.

Ускоренное развитие нефтегазовой промышленности является одним из важнейших направлений научно-технического прогресса и подъема производительных сил страны. Нефть и газ - это не только эффективные энергоресурсы, но и важнейшее средство решения многих сложных социальных и экономических проблем.

Подавляющая часть предприятий газовой промышленности России сосредоточена в ОАО "Газпром", которому принадлежат почти все магистральные газопроводы и на долю которого приходится 94 % добычи газа. На начало 1995 г. в ОАО "Газпром" находились в эксплуатации: 140 750 км магистральных газопроводов и отводов, в том числе 88 025 км газопроводов большого диаметра (1020, 1220 и 1420 мм); компрессорные станции с суммарной мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 38,3 млн. кВт, из них с газотурбинным приводом -32,7 млн. кВт (85,5 %) и с электроприводом - 5,2 млн. кВт (13,5 %); 23 подземных хранилища газа суммарной активной вместимостью 71 млрд. м³.

Функционирует уникальная, не имеющая аналогов в мире единая система газоснабжения (ЕСГ), включающая в единый комплекс магистральные газопроводы и подземные хранилища газа; значительная часть ее сооружена на севере Западной Сибири в районах со сложными климатическими условиями, включая многолетнюю мерзлоту.

В последние годы развитие газовой промышленности происходило за счет использования сырьевой базы месторождений-гигантов на основе кустов высокодебитных скважин (более 1 млн. м³/сут на скважину, 5-8 млн. м³/сут на куст), применения высокопроизводительных установок комплексной подготовки газа (УКПГ) мощностью 15-20 млрд. м³/год. В РФ 77,7 % добычи газа обеспечивалось тремя месторождениями-гигантами — Медвежьим, Уренгойским и Ямбургским. Однако в связи с исчерпанием их запасов начата разработка менее крупных месторождений. Освоение малых месторождений является важным направлением сбережения запасов газа, содержащихся в уникальных и крупных месторождениях, что позволит продлить сроки их эксплуатации.

Перспективы развития газовой промышленности связываются с освоением на полуострове Ямал Бованенковского, Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений. Намечено строительство газопровода полуостров Ямал - Европа протяженностью 5350 км (до границы Германии) с пропускной способностью к 2010 г. 65 млрд. м³/год (две нити газопровода диаметром 1420 мм на давление 8,4 МПа). Начато также освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения с разведанными запасами около 3 трлн. м³ газа на шельфе Баренцева моря. Месторождение расположено северо-восточнее Мурманска на глубине моря до 350 м. АО "Росшельф" получило лицензию на добычу газа и конденсата и совместно с ОАО "Газпром" ведет проектные и научно-исследовательские работы. Эксплуатация этого месторождения позволит накопить опыт разработки морских месторождений на больших глубинах моря.

Нефтяная промышленность в настоящее время представлена рядом специализированных нефтедобывающих компаний, важнейшими из которых являются ЛУКойл, ЮКОС, СИДАНКО, Сургутнефтегаз, Татнефть, Баш-нефть, Роснефть, Тюменская НК, Восточная НК, ОНАКО и др.

Транспорт нефти по магистральным трубопроводам осуществляется государственной компанией "Транснефть".

Добычи нефти в России сосредоточена в 28 нефтедобывающих районах, причем на долю Тюменской области приходится две трети общероссийской добычи нефти.

Протяженность магистральных нефтепроводов, соединяющих практически все районы добычи нефти России с центрами переработки и экспортными терминалами, ориентировочно составляет 46,8 тыс. км. Технологический процесс перекачки нефти обеспечивают 395 нефтеперекачивающих станций и резервуарные парки общей вместимостью 12,8 млн. м³. Нефтяная и газовая отрасли промышленности, являясь основными производителями и поставщиками энергоресурсов, в то же время относятся к крупным потребителям электроэнергии. В 1995 г. потребление электроэнергии в газовой промышленности составило 18 млрд. кВт-ч. На транспорт газа израсходовано 80 % потребляемой электроэнергии, а также около 60 млн. м³ газа. Энергоемкость отдельных технологических процессов нефтяной промышленности составляет, %: добыча нефти - 42,7; транспорт нефти - 40,2; бурение скважин - 2,8; прочие потребители - 14,3.

Наиболее энергоемкими являются технологические процессы добычи и транспорта углеводородного сырья, в связи с чем, вопросам снижения их энергоемкости должно уделяться особое внимание.

1.3 Значение процессов и агрегатов нефтегазовых технологий

для смежных дисциплин и производства

Одной из важнейших дисциплин формирующих профиль инженера по специальности «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» является «Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий».

В процессе изучения этой дисциплины студенты должны получить

теоретические знания:

- о технологии нефтегазовых отраслей;

- о происхождении и физико-химических характеристиках нефти и газа;

- об условиях залегания месторождений углеводородов;

- о технологии поиска и разведки нефтегазовых месторождений;

- о назначении и конструкции нефтяных скважин;

- о буровом и промысловом оборудовании;

- о разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений;

- о технике и технологии извлечения нефти и газа;

- о производстве топлив и смазочных материалов;

- об оборудовании нефтегазопереработки;

- о производстве полимерных материалов и химических реагентов

для нефтяной и газовой промышленности;

- о рациональном использовании нефтегазового сырья.

Изучению дисциплины «Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий» предшествуют дисциплины общеинженерного характера: физика, физика горных пород, химия, теоретическая механика, математика, основы геологии и нефтегазового дела.

Вслед за дисциплиной «Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий» студенты изучают следующие дисциплины «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин», «Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа», «Гидромашины и компрессоры», «Эксплуатация и ремонт машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов», «Расчет и конструирование машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов».

1.4 Роль техники в развитии нефтегазовой отрасли

Процессы переработки нефти и газа претерпели в своем развитии как качественные, так и количественные изменения, вытекающие из задач развития народного хозяйства нашей страны. В настоящее время в нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности широкое применение находят совмещенные процессы, для которых характерно использование многофункциональных аппаратов с одновременным протеканием стадий реакции, тепло- и массопереноса. Особенно актуально использование многофункциональных аппаратов в малогабаритных малотоннажных установках переработки углеводородного сырья для доведения показателей качества целевых продуктов до требований стандартов.

Чтобы увеличить глубину переработки нефти, необходимо повысить долю вторичных процессов, разработать и внедрить более эффективные катализаторы и прогрессивное оборудование. Для развития микробиологической промышленности необходимо организовать крупнотоннажное производство жидких парафинов.

Предусмотрено комплексное использование попутного нефтяного и природного газов с получением из них газового конденсата, серы, гелия и других ценных продуктов. Газовый конденсат, являющийся ценным углеводородным сырьем, в зависимости от фракционного и группового состава может быть переработан по варианту с преобладающим топливным профилем или по нефтехимическому профилю с получением сырья для нефтехимического синтеза.

Россия владеет примерно 40 % от мировых запасов природного газа, большая часть которых расположена в арктических и субарктических районах Сибири, поэтому преобразование газа в жидкое состояние или жидкое топливо непосредственно на месторождении позволит транспортировать его по более экономичной схеме.

Современное нефте - и газоперерабатывающее предприятие представляет собой комплекс мощных установок первичной переработки нефти и газа, каталитического крекинга, гидроочистки, риформинга, депарафинизации масел, производства битума и др., оснащенных современным оборудованием, поставляемым заводами химического и нефтяного машиностроения.

Производительность современных установок первичной переработки нефти достигла 8-9 млн. т/год и газа 5 млрд. м³/год.

Существенно возросли мощности установок, осуществляющих вторичные процессы (вторичная перегонка бензинов, каталитический крекинг, пиролиз и др.).

Значительное расширение ассортимента нефтепродуктов и дальнейшее повышение требований к их качеству в связи с интенсивным развитием техники обусловили необходимость использования широкой гаммы процессов химической технологии при переработке нефти и газа; имеются в виду такие процессы, как ректификация, абсорбция, экстракция, адсорбция, сушка, отстаивание, фильтрование, центрифугирование и др., а также различные химические и каталитические процессы: пиролиз, каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка и др. Это позволило ориентировать нефтегазопереработку на обеспечение народного хозяйства не только топливом, маслами и другими товарными продуктами, но и дешевым сырьем для химической и нефтехимической отраслей промышленности, производящих различные синтетические продукты: пластические массы, синтетические каучуки, химические волокна, спирты, синтетические масла и др.

Осуществление столь разнообразных процессов при переработке нефти и газа потребовало применения агрегатов, работающих в широком интервале изменения рабочих параметров. Так, например, температуры могут составлять от — 60 °С (кристаллизация в производстве масел) до 800-900 °С (пиролиз), а давления — от глубокого вакуума (переработка тяжелых нефтяных остатков) до 150 МПа (производство полиэтилена).

Это предъявляет высокие требования к расчету аппаратуры и обоснованию рабочих параметров процесса.

1.5 Главные направления развития техники и технологии

нефтегазовых отраслей

Прогрессирующее старение основных фондов нефтяной и газовой промышленности приводит к значительному снижению производительности и росту числа аварий. Часто оборудование нуждается в замене не только из-за физического износа, но и вследствие морального старения. Все большая часть газопроводов приближается к исчерпанию нормативного срока службы - 33 годам (после 2025 г. - практически все газопроводы).

В связи с этим в нефтяной и газовой промышленности намечается реконструкция эксплуатируемого оборудования, в том числе и энергохозяйства. Основные направления и цели реконструкции заключаются в следующем:

- материало - и энергосбережение в транспорте, хранении и добыче углеводородного сырья;

- обеспечение экологических требований по ликвидации выбросов вредных веществ в окружающую среду; увеличение глубины довыработки месторождений углеводородного сырья и полноты извлечения сопутствующих компонентов;

- расширение ареала добычи углеводородного сырья с вовлечением в разработку месторождений морского шельфа и малых месторождений;

- стабилизация работы транспортных систем путем всемерного развития сети подземных хранилищ газа;

- повышение надежности оборудования и вследствие этого увеличение межремонтных периодов в 2-3 раза.

Таким образом, основой научно-технической политики в период реконструкции является переоснащение технологических установок нефтяной и газовой промышленности оборудованием нового поколения, характеризующимся высоким уровнем надежности, энергосбережения, автоматизации, технологического ресурса и экологической безопасности.

Тема 2. ПРОИСХОЖДЕНИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ И ГАЗА. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ, ТИПЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

2.1 Происхождение нефти и газа

Несмотря на столетний опыт разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, происхождение нефти, газа и родственных им веществ до сего времени окончательно не выяснено.

Под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Кроме того, нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти.

К настоящему времени наметились два основных направления в решении, этой проблемы. Одно из них предполагает неорганическое, а другое - органическое образование этих полезных ископаемых.

Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы еще в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений. В результате реакции происходит образование не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа.

Основоположником гипотезы органического происхождения нефти и природного газа является М. В. Ломоносов. Еще в 1750 г.онобъяснил происхождение нефти разложением в недрах земли без доступа кислорода органических останков животных и растительных организмов под действием высокой температуры, давления, бактерий и катализаторов (глины, известняка). В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением, мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи.

Органическое происхождение нефти и природного газа признается большинством ученых.

Гипотеза органического происхождения ориентирует науку на поиски нефти и газа в толщах осадочных горных пород, к которым относятся все известные сегодня нефтяные и газовые месторождения.

2.2 Физико-химические характеристики нефти

Химические соединения углерода с водородом называют углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления.

Наибольшее распространение в природе получили углеводороды так называемого метанового ряда: метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С_зН₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их малую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

По своей химической природе нефть и нефтяной газ являются смесью углеводородов метанового (С _п Н_{2 п +а}), нафтенового (С _п Н_{2 п} ) и ароматического (С _п Н_{2 п - в} ), а изредка и других рядов. В незначительных количествах содержит сернистые, азотистые, кислородные соединения и неорганические примеси.

Углеводороды от метана до бутана С₄Н₁₀ включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂ - С₁₇Н₃₆), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, откосятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов, зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп.

Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракции. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования,

Товарные качества и фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонкиих. Разгонка нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С₅Н₁₂) точка кипения равна 36°С, у гексана (С₆Н₁₄) - 69°С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие; они доходят до 300°С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Первичная характеристика нефти на промысле определяется по ее удельному весу. Обычно пользуются относительным удельным весом, представляющим собой отношение веса нефти к весу воды в таком же объеме при 4°С. Относительный удельный вес не имеет размерности. Для различных нефтей относительный удельный вес имеет величину от 0,78 до 0,98, т. е. нефть всегда легче воды. Легкие нефти с удельным весом до 0,88 являются наиболее ценными, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Одно из основных физических свойств любой жидкости - вязкость (или внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться перемещению одной части жидкости относительно другой. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении.

Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. При повышении температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, повышение температуры многих бакинских нефтей с 10 до 30°С уменьшает их вязкость в 2 раза. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутових обычно подогревают.

Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти.

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда, до 300-400 м³ на1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает её сжимаемость и объем.

Физические характеристики нефти в пластовых условиях необходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта и т. п.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при «нормальных» условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

(2.1)

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

2.3. Физико-химические характеристики газа.

Природные горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Они так же, как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, провала, бутана, пентана. Самый легкий ив всех углеводородов - метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и более (по отношению ко всему количеству газа).

Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга по своим физическим свойствам. Это естественно отражается и на физических свойствах самого нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплотворная способность. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, мало метана и этана.

При нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях.

Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чемниже удельный вес углеводорода.

Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна - 82,1°С. Так же трудно переводится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы - сухие и жирные.

Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Название жирный газ относится и газу, который содержит тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа с выгодой можно получать сжиженные газы, или газовые бензины.

На практике сухим считается такой газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; в 1 м³ жирного газа 60-70 ггазового бензина.

Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п.

Основным физическим параметром нефтяного газа является его удельный вес. На практике обычно пользуются понятием относительного удельного веса газов. Относительным удельным весом газа называется отношение веса определенного объема газа к весу такого же объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Относительный удельный вес углеводородных газов колеблется в широких пределах: от 0,554 у метана до 2 у бутана и выше.

2.4 условия залегания нефти и газа

Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться или, как говорят геологи, мигрировать. Это происходит вследствие разницы в удельном весе нефти, газа и воды.

Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия.

В первом случае выходящий из подземного резервуара газ улетучивается в атмосферу, а нефть может образовать нефтяные ручьи и даже озера. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия и образуют ловушку.

Таким образом, ловушка есть часть природного резервуара, в которой со временем устанавливается равновесие воды, нефти и газа. Газ имеет наименьший удельный вес, поэтому он держится в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространенными являются сводовые и экранированные ловушки (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Типы ловушек:

а - сводовая; б – литологически экранированная; в - тектонически-экранированная;

г - стратиграфически экранированная

Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 2.1.а). В сводовой ловушке препятствием, или экраном для миграции нефти и газа, является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Однако, для образования ловушки совсем необязательно, чтобы проницаемый, пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 2.1. б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине - сбрасывателю пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа, называемая тектонически-экранированной, показана на рис. 2.1. в.

Как видно из рис. 2.1. в, нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта на висячем крыле, оказались в ловушке, т. к. их миграция в плохо проницаемые породы лежачего крыла практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 2.1, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы и параметры нефтегазовой залежи (рис.2.2).

Рис. 2.2 Схема сводовой газо-нефтяной пластовой залежи:

1 - внутренний контур газоносности; 2 - внешний контур газоносности;

3 - внутренний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела.

Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - есть внутренний контур нефтеносности.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта - внутренний контур газоносности.

Рис. 2.3 Схема массивной газонефтяной залежи:

1 - внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности

В том случае, когда в сводовой нефтегазовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.

Газовая шапка в пласте имеется в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.

При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи, у которой существуют внешний и внутренний контуры газоносности.

В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 2.3).

В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Высотой нефтяной части нефтегазовой залежи называется расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:

1) пластовые залежи (сводовые и экранированные);

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные залежи.

2.5 Типы месторождений углеводородов

Под месторождением, нефти и газа понимается совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах земной коры единой площади. Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность в обобщенность. Условность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции.

Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может иметь от одной до нескольких десятков залежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если она содержит запасы нефти и газа, обусловливающие целесообразность ее разработки. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются однотипными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа.

Однако не всегда можно определять границы месторождения только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтегазонакопления, содержащую несколько месторождений нефти и газа. Примером такой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры - моноклиналью. Но моноклиналь на своем протяжении может иметь различного рода экранированные залежи. В этом случае не исключена возможность образования нескольких разрозненных залежей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В результате единая моноклинальная структура, являющаяся зоной нефтегазонакопления, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газа» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади.

Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

I класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Характерными представителями месторождений I класса являются месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, относятся к месторождениям II класса.

ТЕМА 3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПоискОВ и разведкИ нефтЕгазОВЫХ месторождений. НАЗНАЧЕНИЕ И КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА СУШЕ

3.1. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПоискОВ и разведкИ

нефтЕгазОВЫХ месторождений.