Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

УДК 665.622.4.013(076)

Каштанов А. А., Жуков С. С. Оператор обезвоживающей и обессолива-

ющей установки: Учебн. пособие —М.: Недра, 1985. 292 с.

Рассмотрены геологические и физические основы добычи нефти и нефтя-

ного газа различные способы эксплуатации скважин и воздействия на про-

дуктивные горизонты. Описана современная технология комплексной подго-

товки нефти Приведены устройство, принципы работы, обслуживание и ре-

монт аппаратуры и оборудования обезвоживающих и обессоливающих уста-

новок а также установок по комплексной подготовке нефти. Особое внима-

ние уделено автоматизации технологических процессов, работе с контрольно-

измерительными приборами и средствами автоматики, охране труда и окру-

жающей среды.

Для учащихся профессионально-технических училищ, а также подготовки

и повышения квалификации операторов обезвоживающих и обессоливающих

установок.

Табл. 19, ил. 98, список лит.— 12 назв.

Рецензенты:

Р И Мансуров, канд. техн. наук (Всесоюзный научно-исследовательский

институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов),

Ф. Н. Нургалиев (ПО «Татнефть»)

2504030300-489

* 043Г01V—85 © Издательство «Недра», 1985

ПРЕДИСЛОВИЕ

Успешное развитие нефтяной и газовой промышленности яв-

ляется основным звеном в решении задач, поставленных Энер-

гетической программой перед народным хозяйством страны. За

яоследнёе время характер нефтяного производства существенно

изменился.

Темпы освоения новых нефтяных и газовых месторождений,

абсолютные ежегодные приросты объемов добычи нефти и газа

в нашей стране не имеют аналогов в зарубежной практике. Бур-

ное развитие отечественной нефтяной и газовой промышленно-

сти стало возможно благодаря широкому внедрению прогрессив-

ной техники и технологии при разведке новых нефтегазовых

месторождений, бурении скважин, обустройстве и разработке

месторождений.

Индустриальные методы строительства нефтепромысловых

объектов основываются на широком использовании автоматизи-

рованного блочно-комплектного оборудования, полностью изго-

товленного в заводских условиях. По этой причине за послед-

ние годы были разработаны и освоены серийным производством

автоматизированное блочное оборудование, а также автомати-

зированные технологические комплексы с законченным циклом

производства.

Партия и правительство поставили перед работниками неф-

тяной промышленности большие и сложные задачи по рацио-

нальному и экономному использованию ресурсов нефти и газа.

В решении этих задач первостепенное значение имеет сниже-

ние потерь нефти и газа как на нефтяных месторождениях, так

и при их транспортировке от промыслов до нефтеперерабаты-

вающих заводов. Постоянно повышаются требования к качест-

ву подготовки нефти.

По всем этим направлениям нефтегазодобывающими пред-

приятиями проводится систематическая и планомерная работа

по дальнейшему совершенствованию систем сбора и подготовки

нефти, рациональному использованию природных ресурсов, охра-

не окружающей среды, учету добываемой нефти и товарной про-

дукции, автоматизации производственных процессов.

Все это предъявляет повышенные требования к персоналу,

обслуживающему объекты добычи, сбора и подготовки нефти.

Без глубоких знаний обслуживающего персонала не может быть

обеспечена нормальная безопасная и безаварийная работа объ-

ектов сбора, подготовки, хранения и транспорта нефти.

Коммунистическая партия и Советское правительство посто-

янно заботятся о повышении качества подготовки кадров для

народного хозяйства. Ярким свидетельством этого является по-

становление Пленума ЦК КПСС от 10 апреля 1974 г. «Об основ-

ных направлениях реформы общеобразовательной и профессио-

нальной школы».

Операторы обезвоживающих и обессоливающих установок

должны знать технологические схемы подготовки нефти, а так-

же схемы сбора продукции скважины, ибо процесс промысло-

вого сбора нефти и газа технологически связан с процессом

подготовки нефти на установках. Для ведения технологическо-

го процесса подготовки нефти в оптимальном режиме следует

знать физико-химические свойства нефти, газа и пластовой во-

ды, водонефтяных эмульсий, методы их разрушения, порядок

пуска, остановки технологического оборудования и установок,

их безопасного обслуживания, основные положения по ремонту

оборудования.

Рабочие, обслуживающие названные установки, должны

четко знать правила устранения возможных отклонений рабо-

ты оборудования и установки в целом от установленного ре-

жима.

Глубокое знание физико-химических явлений, происходящих

в системах сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки

нефти, поможет операторам осмысленно и творчески решать

вопросы улучшения технико-экономических показателей обезво-

живания и обессоливания нефти.

Глава 1. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ

СВОЙСТВА НЕФТИ

НЕФТЬ И ЕЕ НАЗНАЧЕНИЕ. МЕСТОРОЖДЕНИЯ

НЕФТИ И ГАЗА

Нефть — это горючая жидкость. По составу нефть представ-

ляет собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых,

кислородных и азотистых органических соединений, в которой

также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества.

Кроме того, в нефти часто растворены и газообразные углево-

дороды.

По внешнему виду нефть — маслянистая, чаще всего темная

жидкость. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых

веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бес-

цветные нефти.

Нефть легче воды. Взаимная растворимость нефти и воды

ничтожна, однако 'при интенсивном перемешивании образуются

иногда очень стойкие нефтяные эмульсии.

Вязкость нефти может быть в зависимости от состава раз-

личной, но всегда значительно выше, чем у воды. Нефть — горю-

чий материал. Теплота ее сгорания Q>4,2-10

Дж/кг, т. е. зна-

чительно выше, чем у твердых горючих ископаемых.

Происхождение нефти до настоящего времени однозначно

не доказано. Этот вопрос является одним из наиболее сложных

в мировой науке. Большинство геологов и химиков являются

сторонниками теории органического происхождения нефти из

захороненных в осадочных породах остатков живой природы.

Однако отдельные ученые считают, что углеводороды нефти об-

разуются за счет различных химических превращений неорга-

нических веществ.

Сущность органической теории происхождения нефти заклю-

чается в том, что нефть и газ образуются из органического ве-

щества, находящегося в рассеянном состоянии в осадочных

породах. Эта теория подкрепляется прежде всего тем фактом,

что почти все нефтяные месторождения соседствуют с осадочны-

ми породами.

Основным органическим материалом для образования нефти

до недавнего времени считались отмершие остатки микрофлоры

и микрофауны, развивающейся в морской воде. К ним приме-

шивались остатки животного мира, а также водной и прибреж-

ной растительности. Одновременно в море сносились различные

минеральные вещества и остатки наземной живой природы.

В конечном итоге органический материал рассеивался в мине-

ральном осадке на дне водоема и постепенно погружался все

глубже и глубже. Накапливающийся морской ил постепенно

превращался в так называемый сапропель, из которого

в дальнейшем в зависимости от условий образовывалась микро-

нефть в рассеянном состоянии.

В верхних слоях осадочной породы захороненный органиче-

ский материал подвергается воздействию кислорода и бактерий

и в значительной мере разлагается с образованием газов

(С0

, N

, H

S, СН

и т. д.) и растворимых в воде жидких про-

дуктов.

Наиболее устойчивая к химическому и бактериальному воз-

действию часть исходного органического материала остается

в осадке.

В дальнейшем, по мере погружения в толщу осадочной поро-

ды, эти органические вещества в течение многих миллионов лет

на глубине 1,5—3 км и ниже подвергаются уже в восстанови-

тельной среде действию повышенных температур (примерно до

120—150, реже 200°С) и давлений (10—30 МПа). Именно на

этой стадии в результате термических процессов органические

вещества превращаются в углеводороды.

Поскольку исходный органический материал находится в рас-

сеянном состоянии, то очевидно, что продукты его превраще-

ния— нефть и газ — также первоначально рассеяны в нефтема-

теринской породе.

Вследствие своей подвижности нефть и газ способны пере-

двигаться в толще пород. Эти перемещения называются мигра-

цией.

В результате движения по пористым пластам, а также миг-

рации по вертикальным разломам тектонического характера

нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т. е.

в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая

миграция невозможна или очень затруднена. Горные породы,

в которых скапливается нефть, называются коллекторами,

а скопления нефти в этих ловушках называются нефтяными

залежами. Если количество нефти (или газа) в залежи до-

статочно велико или в данной структуре пластов горных пород

имеется несколько залежей, то образуются нефтяные, нефтега-

зовые или газовые месторождения.

Нефть и газ заполняют поры вмещающей породы. Вместе

с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует вода.

При наличии в нефтяном пласте свободного газа, нефти и воды

вода располагается в нижней части пласта, так как плотность

ее наибольшая, а газ, имеющий наименьшую плотность и наи-

большую подвижность,— в верхней части пласта в виде газовой

шапки. При отсутствии свободного газа нефть вместе с раство-

ренным газом занимает повышенную часть пласта.

Для образования и сохранения нефтяных и газовых залежей

требуется ряд благоприятных геологических условий, при этом немаловажное значение имеет структурная форма пласта. Неф-

по

кон-

называют

подошвой

Рис. 1. Схема залежи нефти и газа:

/ — вода; 2 — нефть; 3 — кровля залежи>

4 — нефтяная скважина; 5 — газ; 6 — по-

дошва пласта

внешним контуром

пласта — внутренним

тяные месторождения наибо-

лее часто приурочены к струк-

турам антиклинального ти-

па— выпуклым складкам и

куполам различной степени

сложности (рис. 1).

Мощностью залежи на-

зывается расстояние по верти-

кали от подошвы залежи до

ее наивысшей точки. В о до-

нефтяным контактом

называется поверхность раз-

дела нефти и воды.

Линию пересечения

верхности водонефтяного

такта с кровлей пласта

нефтеносности, а с

контуром нефтеносности.

Если залежь имеет газовую шапку, линия пересечения по-

верхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представля-

ет собой контур газоносности.

Одним из основных свойств горных пород является по-

ристость— наличие в них пустот (пор, каверн, трещин

и т. д.). Пористость определяет способность породы вмещать

в себя нефть, газ и воду.

Коэффициент пористости определяется как отношение объе-

ма пор образца породы к объему этого образца, выраженное

в процентах:

m = -£M0O,

где т — коэффициент пористости породы, %; V

— объем пор

образца породы; V

— объем образца породы.

Коэффициент пористости колеблется в значительных преде-

лах, так как зерна породы имеют самые различные очертания,

более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами

породы или цементирующим веществом.

Коэффициент пористости песков колеблется от 7 до 53%,

песчаников — от 3 до 30 %, известняков — от 0,5 до 30 %.

Решающим фактором, характеризующим коллекторские свой-

ства породы, является проницаемость. Под проницае-

мостью горной породы понимают способность ее пропускать

жидкость или газ. Проницаемость зависит от размеров пор

и каналов, связывающих поры пласта.

Пески, песчаники, конгломераты, известняки и доломиты

в большей или меньшей степени проницаемы. Однако плотные

известняки и доломиты, несмотря на значительную пористость,

вследствие очень малой величины отдельных пор и каналов мо-

гут быть проницаемы только для газа. Глины практически не-

проницаемы для жидкости и газа.

За единицу коэффициента проницаемости принимают 1 м

Он соответствует проницаемости такой пористой среды, через

поперечное сечение образца которой площадью 1 м

при пере-

паде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с состав-

ляет 1 м

/с Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты

пробуренных на них скважин.

Жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие коллекторы,

находятся под определенным давлением, которое называется

пластовым.

Пластовое давление в начале разработки месторождения на-

ходится в прямой зависимости от глубины залегания данного

нефтяного или газового пласта. Чем глубже находится нефтя-

ной пласт, тем больше пластовое давление, и наоборот. В боль-

шинстве случаев пластовое давление приблизительно равно гид-

ростатическому давлению столба воды, соответствующего глуби-

не залегания пласта, т. е.

p = Hpg,

где р — пластовое давление, Па; Н — глубина залегания пла-

ста, м; р — плотность жидкости, кг/м

; g — ускорение свободно-

го падения, м/с

В некоторых случаях пластовое давление может превысить

гидростатическое в 2—3 раза. Фактическое пластовое давление

на месторождении определяют при помощи манометров, спус-

каемых в скважины.

В Советском Союзе нефтяные месторождения открыты в раз-

личных районах — в Азербайджане, Коми АССР, Урало-По-

волжье, на Украине, в Белоруссии, Западной Сибири и др.

Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, разнооб-

разных отраслей промышленности, а также для удовлетворения

бытовых нужд населения в наш век исключительно велико.

Нефть и газ играют решающую роль в развитии экономики лю-

бой страны. Природный газ — очень удобное для транспорти-

ровки по трубопроводам и сжигания, дешевое энергетическое

и бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидко-

го топлива, а из высококипящих фракций нефти — огромный ас-

сортимент смазочных и специальных масел и консистентных

смазок. Из нефти вырабатываются также парафин, сажа для

резиновой промышленности, нефтяной кокс, многочисленные

марки битумов для дорожного строительства и многие другие

товарные продукты.

Исключительно велико значение углеводородных газов, аро-

матических углеводородов, жидких и твердых парафинов и дру-

гих продуктов, выделенных из нефти, как сырья для дальнейшей

химической переработки.

Нефть и углеводородные газы служат универсальным сырь-

ем для производства огромного количества химических продук-

тов и потребительских товаров.

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ

Главные элементы, из которых состоит нефть,— углерод и во-

дород. Содержание углерода и водорода в различных нефтях

колеблется в сравнительно узких пределах и составляет в сред-

нем для углерода 83,5—87 % и для водорода 11,5—14 %.

Наряду с углеродом и водородом во всех нефтях присут-

ствуют сера, кислород и азот. Азота в нефтях мало (0,001—

0,3 %), содержание кислорода колеблется в пределах от 0,1

до 1 %, однако в некоторых высокосмолистых нефтях оно мо-

жет быть и выше.

Значительно отличаются друг от друга нефти по содержа-

нию серы. В нефтях многих месторождений серы сравнительно

мало (0,1—1 %). Но доля сернистых нефтей с содержанием се-

ры от 1 -до 3% в последнее время значительно возросла.

В зависимости от содержания серы нефти подразделяются

на малосернистые (содержание серы меньше 0,5%), сернистые

(0,5—2 %) и высокосернистые (более 2 %) •

В очень малых количествах в нефтях присутствуют и другие

элементы, главным образом металлы — ванадий, никель, желе-

зо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций, натрий и др.

Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих эле-

ментов выражается незначительными долями процента.

Из углеводородов в нефтях преобладают либо углеводороды

метанового (парафинового), либо нафтенового ряда. Содержа-

ние углеводородов ароматического ряда значительно меньше.

Простейшим соединением углеводородов парафинового ряда

является метан. Молекула метана состоит из одного атома уг-

лерода и четырех атомов водорода (СН

). Следующими соеди-

нениями углеводородов парафинового ряда являются этан СгНб,

пропан С

, бутан С

Ню и т. д. Таким образом, каждый после-

дующий член ряда отличается от предыдущего на группу СНг.

Состав этих веществ можно выразить одной общей формулой.

Если число атомов углерода в молекуле принять за п, то число

атомов водорода в ней равно 2п+2, а общая формула углево-

дородов парафинового ряда будет С

2п

+2.

Углеводороды от метана до бутана включительно при нор-

мальных условиях, т. е. при давлении 0,1 МПа и температуре

^=0°С, находятся в газообразном состоянии. Из этих углево-

дородов в основном и состоят нефтяные газы.

Углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в мо-

лекуле (С5Н12—СпНзб), при нормальных условиях — жидкие ве-

щества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды,

в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода,— твер-

дые вещества.

Молекулы углеводородов нафтенового и ароматического ря-

дов имеют циклическое строение. Углеводороды нафтенового ря-

да отличаются по составу от соответствующих углеводородов

метанового ряда тем, что в их молекулах на два атома водоро-

да меньше и общая формула углеводородов нафтенового ряда

имеет вид С„Н

п. Из углеводородов нафтенового рядавнефтях

были найдены циклобутан (С

), циклопентан (С

), цикло-

гексан (C

) и др.

По физическим и химическим свойствам углеводороды наф-

тенового ряда близки к метановым, плотность их приблизитель-

но средняя между метановыми и ароматическими углеводо-

родами.

ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

ПЛОТНОСТЬ И УДЕЛЬНЫЙ ВЕС

Плотность (р)—это отношение массы вещества (т)

к его объему {V), т. е.

m/V.

Единицей

ПЛОТНОСТИ

является 1 кг/м

Отношение плотностей двух веществ называется относи-

тельной плотностью. Для жидкостей и твердых веществ

она обычно определяется отношением их плотности к плотности

дистиллированной воды при 4°С, а для газов —к плотности воз-

духа в стандартных условиях.

Удельный вес (у) — это отношение веса вещества (Р)

к его объему {V), т. е.

y = P/V.

Удельный вес можно также определить по формуле

где g — ускорение свободного падения.

В качестве единицы удельного веса принимается 1 Н/м

Относительный удельный вес нефтяных и природ-

ных газов определяется как отношение удельного веса газа

к удельному весу такого же объема воздуха при одинаковых

условиях. В СССР принято определять плотность и удельный

вес при 20 °С. Так как зависимость плотности нефтепродуктов

от температуры линейная, то, зная плотность при температуре £,

можно найти р4

по формуле

= P4< + Y(*-20),

где

у _температурная поправка к плотности (находится по

таблицам).

Плотность обычно измеряется нефтеденсиметрами (ареомет-

рами).

Ареометр (рис. 2) представляет собой стеклянную трубку

с расширенной нижней частью, в которой помещен ртутный тер-

мометр. В верхней узкой части ареометр имеет шкалу плотно-

стей, а в нижней части —шкалу температур и балласт для при-

ведения ареометра в вертикальное состояние. Для определения

Рис. 2. Ареометр

плотности нефти ареометр опускают в сосуд с нефтью.

Чем тяжелее нефть, тем меньше ареометр погружается

в нее; деление шкалы ареометра, совпадающее с верх-

ним краем образовавшегося мениска, указывает плот-

ность нефти.

вязкость

Одним из основных физических свойств нефти, имею-

щим большое значение при проектировании системы

сбора и подготовки нефти, является ее вязкость. Вяз-

кость, или внутреннее трение, — это свойство жид-

кости оказывать при движении сопротивление переме-

щению ее частиц относительно друг друга. В зависимости от

рода жидкости трение это может быть больше или меньше.

В соответствии с этим все жидкости можно разделить на мало-

вязкие и вязкие.

Различают динамическую и кинематическую вязкость. За

единицу динамической вязкости принята 1 Па-с (пас-

каль-секунда). Кинематическую вязкость находят де-

лением динамической вязкости на плотность жидкости: За еди-

ницу кинематической вязкости принят 1 м

/с.

На вязкость нефти влияют температура, давление и химиче-

ский состав. С повышением температуры вязкость нефти умень-

шается, с повышением давления увеличивается. Высокомолеку-

лярные углеводороды увеличивают вязкость нефти, по этой при-

чине вязкость легких нефтей меньше, чем тяжелых. Вязкость

нефти зависит также от количества растворенных в ней газов.

Вязкость пластовой нефти всегда меньше вязкости дегазирован-

ной нефти.

Вязкость измеряют при помощи стеклянных вискозиметров

специальной конструкции, снабженных калиброванными капил-

лярами.

ПРЕДЕЛЫ ВЗРЫВАЕМОСТИ

Пары всех горючих веществ в смеси с определенным коли-

чеством воздуха образуют взрывчатые смеси, вспыхивающие

(взрывающиеся) при наличии постороннего источника огня. По

концентрации паров горючей жидкости или газа различают

нижний и верхний пределы взрываемости.

Нижний предел взрываемости соответствует мини-

мальной концентрации паров горючего в смеси с воздухом, при

которой происходит вспышка при поднесении пламени. Верх-

ний предел взрываемости соответствует максимальной

концентрации паров горючего в смеси с воздухом, выше которой

вспышки уже не происходит из-за недостатка кислорода возду-

ха. Чем уже пределы взрываемости, тем безопаснее данное го-

рючее, и наоборот. У большинства углеводородов пределы взры-

ваемости невелики. Самыми широкими пределами взрываемо-

сти обладают водород (4—75%), ацетилен (2—81 %) и окись

углерода (12,5—75%).

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД \J

Пластовые воды встречаются в большинстве нефтяных мес-

торождений и являются обычными спутниками нефти. Количе-

ство пластовой воды в продукции скважин при разработке неф-

тяного месторождения изменяется и достигает 95 %, а иногда

и более. В начале разработки вода в продукции скважин может

отсутствовать.

Основные характеристики пластовых вод, учитываемые

в технологических процессах сбора, транспортировки и подго-

товки эмульсионных нефтей,— плотность, общая минерализация

и жесткость (склонность к солеотложению). Плотность и мине-

рализация— взаимосвязанные характеристики пластовых вод.

Степень минерализации пластовых вод выражается в граммах

на литр (г/л) и колеблется в широких пределах.

По степени минерализации пластовые воды делятся на че-

тыре группы: А — пресные (менее 1 г/л); Б — солоноватые (1—

10 г/л); В — соленые (10—150 г/л); Г—рассолы (более 150г/л).

В пластовых водах содержатся в основном различные соли

натрия, калия и магния. В наибольших количествах в водах

нефтяных и газовых месторождений присутствует хлористый

натрий (до 80—90%). Чем выше минерализация пластовой во-

ды, тем больше ее плотность.

Пластовые воды некоторых нефтяных месторождений содер-

жат бром и йод в концентрациях, достаточных для их промыш-

ленного извлечения.

Пластовые воды содержат в растворенном или диспергиро-

ванном виде различные компоненты нефтяного газа, нефти, реа-

генты-деэмульгаторы и частицы механических примесей. Со-

держание их в значительной степени зависит от принятой тех-

нологии и техники добычи, сбора и подготовки нефти.

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее де-

эмульсации, составляют основной объем так называемых неф-

тепромысловых сточных вод.

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

Различают химическую и технологическую классификации

нефтей. При химической классификации за основу принимают

углеводородный состав нефти. Тип нефти определяют по преоб-

ладанию в ней тех или иных углеводородных классов (групп).

При определении группового состава выделяют три основных

класса углеводородов: метановые или парафиновые (алканы),

полиметиленовые или нафтеновые (циклоалканы) и аро-

матические. Соответственно этому выделяют три основных

типа нефтей: метановые, нафтеновые, ароматические, при этом

содержание основного класса углеводородов должно быть не ме-

нее 50%. Кроме того, различают нефти смешанных типов, ко-

торые образуются при содержании дополнительного компонента

не менее 25%. Например, если в нефти содержится не менее

50 % метановых углеводородов и не менее 25 % нафтеновых, то

такая нефть относится к метаново-нафтеновым.

Помимо химической классификации нефтей, существует так-

же технологическая классификация, предусматривающая деле-

ние нефтей на типы, существенно различающиеся по технологии

их переработки. Это определяется, например, содержанием твер-

дого парафина, серы, масел и др.

Приведем принятую в СССР технологическую классифика-

цию нефтей.

По содержанию парафина нефти делятся на малопарафини-

стые (менее 1,5% парафина), парафинистые (1,5—6%), высо-

копарафинистые (более 6%).

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (ме-

нее 0,5% серы), сернистые (0,51—2%), высокосернистые (бо-

лее 2%).

По содержанию фракций, выкипающих до 350°С, нефти де-

лятся на группы: 1) менее 30%; 2) 30—35%; 3) более 45%.

По содержанию масел нефти делятся на группы: 1) менее

15% масел; 2) 15—20% масел; 3) более 20% масел.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Назовите химический состав нефти, простейшие соедине-

ния метанового ряда углеводородов.

2. Что такое плотность и удельный вес? Назовите единицы

измерения их величин.

3. Что такое вязкость? Назовите единицы измерения вяз-

кости.

4. Расскажите о пределах взрываемости смеси горючих ве-

ществ с воздухом.

5. Назовите свойства пластовых вод. Как образуются про-

мысловые сточные воды?

6. Расскажите о классификации нефтей.

Глава 2. ДОБЫЧА

И ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР НЕФТИ

СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Нефть добывается двумя основными способами: фонтанным

и механизированным. Если нефть поднимается на поверхность

под действием естественной энергии нефтяного пласта, способ

добычи называется фонтанным. Если энергии пласта недо-

статочно для подъема жидкости на поверхность и приходится

применять дополнительное оборудование, способ добычи назы-

вается механизированным.

ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Оборудование фонтанной скважины состоит из колонны насос-

но-компрессорных труб и устьевой фонтанной арматуры с вы-

кидными линиями. К. вспомогательному оборудованию относят-

ся отсекатель для отключения скважины в случае ее неисправ-

ности, манометр для контроля за давлением, штуцер для регу-

лирования дебита скважин, камера пуска шара для очистки

выкидных нефтепроводов от парафина (рис. 3).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для подъема

на поверхность земли продукции фонтанной скважины. Их вы-

пускают с внутренним диаметром от 40,3 до 100,3 мм. Диаметр

НКТ подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого

дебита, пластового давления, глубины скважины и условий экс-

плуатации. Чем больше дебит скважины, тем больше диаметр

нкт.

Для предотвращения отложения парафина в колонне НКТ

внутренние стенки их покрывают эпоксидными смолами, остек-

ловывают или эмалируют.

Г?=Ж-

Ъ=Ш\=\

у///м//;л

J V

=11X31=

=0===IMi

№

\;уу//;у ;/у.

Рис. 3. Схема обвязки устья фонтанной скважины:

/ — колонна насосно-компрессорных (подъемных) труб; 2 — фонтанная арматура; 3 —

отсекатель скважины; 4 — устройство для запуска шаров; 5 — технический манометр

Для подвешивания колонны НКТ, герметизации кольцевого

пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, кон-

троля за работой скважины и направления газожидкостной сме-

си в выкидную линию устье скважины оборудуют стальной фон-

танной арматурой, которая состоит из трубной головки и фон-

танной елки.

Выпускается тройниковая и крестовая фонтанная арматура.

Фонтанный способ добычи нефти наиболее дешевый и наи-

менее трудоемкий по сравнению с другими. Однако при эксплуа-

тации фонтанных скважин иногда возникают осложнения. К ним

относятся запарафинивание подъемных труб, отложение солей

в трубах, образование песчаных пробок, появление воды и т. д.

Для предотвращения отложения парафина в выкидных лини-

ях после отсекателя устанавливается устройство для периоди-

ческого запуска вручную резиновых шаров. Шар движется за

счет энергии потока газонефтяной смеси, по мере его продви-

жения по трубам внутренние стенки их очищаются от отложе-

ний парафина.

В последние годы для очистки труб от парафинов стали ши-

роко применять специальные химические реагенты-ингибиторы

парафинообразования, а также различные растворители на уг-

леводородной основе, в том числе получаемые в качестве побоч-

ного продукта на установках подготовки нефти.

МЕХАНИЗИРОВАННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

При механизированном способе добычи подъем нефти из

пласта на поверхность осуществляется при помощи газлифта,

электроцентробежных насосов и штанговых скважинных на-

сосов.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин схожа с фон-

танным способом добычи. Отличие в том, что при фонтанирова-

нии источником энергии служит газ, поступающий вместе

с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем

жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетае-

мого в скважину с поверхности.

Оборудование газлифтной скважины почти не отличается от

оборудования фонтанных скважин, только в НКТ устанавлива-

ют газлифтные клапаны для подачи газа в жидкость, поступаю-

щую из пласта.

В результате разгазирования плотность пластовой жидкости

снижается, противодавление на пласт становится меньшим

и скважина как бы начинает фонтанировать.

НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на

поверхность осуществляется насосами — штанговыми и бесштан-

говыми (погружными электроцентробежными).

Рис. 4. Схема скважин-

ной насосной установки:

/ — приемный клапан насо-

са; 2 — нагнетательный

клапан насоса; 3 — колон-

на штанг; 4 — тройник;

5 — сальниковое устройст-

во; 6 — головка балансира;

7 — шатунно-кривошипный

механизм; 8—балансир; 9—

электродвигатель

Рис. о. Схема уста-

, новки погружного

электроцентробеж-

ного насоса:

/ — электродвигатель;

2 — погружной элек-

троцентробежный насос;

3 — специальный кабель;

4 — колонна НКТ; 5 —

металлические пояса;

6 — оборудование устья

скважины; 7 — автома-

тическая станция управ-

ления; 8 — автотранс-

форматор

Откачка нефти из скважин при помощи штанговых скважин-

ных насосов получила широкое распространение в силу их прос-

тоты и сравнительной дешевизны.

Основными элементами скважинной установки (рис. 4) яв-

ляются: колонна насосных труб и скважинный насос с плунже-

ром, подвешенным на штангах. Перечисленные элементы отно-

сятся к подземному оборудованию скважины. Скважинный на-

сос приводится в движение от станка-качалки, расположенного

на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кри-

вошипного механизма и двигателя.

Скважинный насос представляет собой обычный поршневой

насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером).

В нижней части насоса имеется приемный клапан / (см. рис.4),

открывающийся только вверх. Плунжер насоса, имеющий нагне-

тательный клапан 2, подвешивается на колонне насосных

штанг 3. Верхняя штанга пропускается через устьевой сальник

5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При

помощи шатунно-кривошипного механизма 7 балансир 8 пере-

дает возвратно-поступательное движение колонне штанг и под-

вешенному на них плунжеру. Станок приводится в действие

электродвигателем 9 с помощью клиноременной передачи.

При ходе штанг вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на

него действует давление вышележащего столба жидкости. При

этом под действием столба жидкости в кольцевом пространстве

открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в ци-

линдр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закры-

вается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость

выдавливается из цилиндра насоса в НКТ.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки

жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до

устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Штанговые насосные установки имеют ряд недостатков: тя-

желое громоздкое оборудование при больших глубинах сква-

жин, частые обрывы штанг вследствие больших нагрузок, ослож-

нения при добыче нефти в наклонных скважинах, недостаточная

подача для отбора больших объемов жидкости. Поэтому в на-

стоящее время все большее применение находят бесштанговые

насосные установки.

Наиболее широко применяются погружные электроцентро-

бежные насосы (ЭЦН). К преимуществам электроцентробежных

насосов относятся простота обслуживания, высокая подача (до

1500 м

/сут), относительно большой межремонтный период ра-

боты. Они одинаково успешно работают и в вертикальных,

и в наклонных скважинах.

Погружной электроцентробежный насос (рис. 5) состоит из

расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого

центробежного насоса, электродвигателя и протектора, служа-

щего для защиты электродвигателя от попадания в него пласто-

вой жидкости. Питание электродвигатель получает по брониро-

ванному кабелю, который спускается в скважину одновременно

со спуском НКТ, к нижней части которых крепится насос.

Кабель крепится к трубам специальными металлическими по-

ясками.

СХЕМЫ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную

смесь, состоящую из нефти, газа, воды, механических примесей.

Продукцию нефтяных скважин, расположенных по всей терри-

тории нефтяного месторождения, необходимо собрать на цент-

ральные пункты подготовки нефти, газа и воды (ЦПС), где

нефть и газ должны быть подготовлены до товарных кондиций.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных

месторождениях понимают весь комплекс оборудования и тру-

бопроводов, предназначенный для сбора продукции отдельных

скважин и транспортировки их по ЦПС.

В зависимости от природно-климатических условий, систем

разработки месторождений, физико-химических свойств пласто-

вых жидкостей, способов и объемов добычи нефти, газа и воды

выбираются различные системы внутрипромыслового сбора про-

2—1113

Рис. 6. Принципиальная схема сбора нефти, газа и воды:

| |i ; —скважины, дающие безводную нефть; 2 —скважины, дающие обводненную нефть;

||| 3,4 — выкидные линии; 5 — установка для измерения дебита скважины; 6, 7 — нефте-

1 газосборные коллекторы; 8 — ДНС; 9 — ЦПС; 10 — газопровод подачи газа потреби-

f телям; Я — нефть в магистральный нефтепровод; 12 — трубопровод пластовой воды

И!!

if дукции скважин. Однако несмотря на разнообразие системы

;|' сбора имеют общие основные принципы, к которым относятся:

: возможность измерения продукции каждой скважины; возмож-

! ность транспортировки продукции скважин под давлением,

имеющимся на устье скважин, на максимально возможное рас-

стояние, при небольших размерах месторождений — до ЦПС;

организация сброса пластовой воды на удаленных от ЦПС

месторождениях (при добыче высокообводненных нефтей).

При проектировании системы сбора продукции скважин учи-

1 тывается также возможность смешения нефтей различных гори-

зонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае

добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

В общем виде схема сбора продукции скважин представле-

на на рис. 6. Продукция скважин поступает на установку 5 для

измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на проме-

жуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию 8,

откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки

нефти, газа и воды 9. Затем подготовленная нефть перекачи-

вается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для

дальнейшей транспортировки. Газ после соответствующей под-

готовки поступает по газопроводу 10 к потребителям.

Отделившаяся на ЦПС пластовая вода после соответствую-

щей подготовки по трубопроводу 12 закачивается в продуктив-

ные пласты или поглощающие горизонты.

Трубопроводы 3 или 4, прокладываемые на месторождении

от скважин до установок, измеряющих продукцию скважин,

обычно называются выкидными линиями, а трубопрово-

ды 6 и 7 от установок для измерения продукции скважин до

дожимных насосных станций (ДНС) и от них до ЦПС — неф-тегазосборными коллекторами. В настоящее время на нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при кото-

рых продукция скважин по выкидным линиям поступает на | установку измерения, а оттуда по одному нефтегазосборному I коллектору—до ЦПС. Помимо однотрубных систем сбора при-I 18

меняются и двухтрубные, когда на установке измерения

или на ДНС от нефти отделяется газ и по отдельному трубо-

проводу подается на ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный

сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом

случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продук-

цией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Так же раз-

дельно собирают продукцию скважин, если нежелательно сме-

шение нефтей разных горизонтов, например, не содержащих

и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин

или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдель-

ным выкидным линиям 4 и нефтегазосборным коллекторам 7

транспортируется до ЦПС.

Ко всем существующим системам сбора нефти и газа предъ-

является также одно из важнейших требований — предупреж-

дение потерь легких фракций нефти. Для выполнения этого ус-

ловия необходима полная герметизация системы от скважины

до ЦПС. Наиболее полно это условие соблюдается в напорных

однотрубных системах сбора, когда продукция скважин транс-

портируется до ЦПС за счет давления на устье. За последние

годы однотрубные напорные герметизированные системы сбора

нефти, газа и воды получили наибольшее распространение. Од-

нако на больших по площади месторождениях не всегда воз-

можно доставить продукцию скважин на ЦПС без применения

промежуточных насосных станций. В этом случае на удаленных

площадях строят дожимные насосные станции и система сбора

состоит как бы из двух частей: напорной герметизированной

однотрубной (до ДНС) и напорной герметизированной двух-

трубной (с раздельным транспортом нефти и газа от ДНС

до ЦПС).

В последние годы наметилась тенденция к укрупнению пунк-

тов подготовки нефти: продукция с нескольких нефтяных место-

рождений (или залежей) поступает на подготовку в один цент-

ральный пункт, построенный на одном из месторождений (обыч-

но на самом крупном). При этом на остальных месторождениях

строят лишь дожимные насосные станции, обеспечивающие по-

дачу продукции скважин до ЦПС.

Системы сбора нефти, газа и воды непрерывно совершен-

ствуются.

Эти усовершенствования в основном направлены на сниже-

ние капиталовложений, эксплуатационных затрат, а также на

предотвращение потерь нефти и газа.

Ниже рассмотрены основные схемы сбора нефти и газа, по-

лучившие наибольшее распространение на нефтяных месторож-

дениях нашей страны.

Самотечная схема сбора нефти и газа раньше была

широко распространена на промыслах. При самотечной схеме

сбор нефти осуществляется за счет ее свободного слива по тру-

бопроводам от мерников, устанавливаемых около скважин. За-

Нагпз

— >

Рис. 7. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и транс-

порта нефти и газа Бароняна—Везирова:

1 — газлифтная скважина; 2 — станок-качалка; 3 — фонтанная скважина высокого

давления; 4 — газосепаратор высокого давления; 5 — групповая замерная установка;

6 — газоотделитель (сепарация нефти); 7 — осушитель газа; S — горизонтальный отстой-

ник; 9 — сборники нефти; 10 — насос; // — сырьевые резервуары установки подготовки

нефти; 12 — вакуум-компрессор; 13 — газосепаратор; 14 — компрессоры высокого дав-

ления

мер дебита скважин осуществлялся в мерниках объемным

способом. В настоящее время эта схема не применяется. В райо-

нах, где эта система была внедрена, проведены работы по ре-

конструкции и переводу ее на современные герметизированные

схемы.

1. Схема Бароняна — Везирова (рис. 7) широко рас-

пространена на промыслах Азербайджанской и Туркменской

ССР. В ней предусматривается двухступенчатая сепарация неф-

ти: первая ступень—при давлении около 0,4 МПа и вторая сту-

пень— при давлении 0,1 МПа. Внедряется с 1946 г.

Назначение отдельных аппаратов, входящих в состав систе-

мы, следующее:

газосепаратор 4 устанавливают на скважинах, если давле-

ние превышает 0,6 МПа;

групповая замерная установка 5 служит для замера дебита

скважин, к ней подключается до 8 скважин;

в газоотделителе 6 осуществляется окончательное разгази-

рование нефти перед ее поступлением в резервуары;

в горизонтальных отстойниках 8 от нефти отделяются песок,

механические примеси;

вакуум-компрессоры 12 служат для отбора газа из сборни-

ков нефти 9 и отстойников 8.

Рис. 8. Принципиальная технологическая схема промыслового сбора и

транспорта нефти и газа института Гипровостокнефть:

/ нефть и газ со скважин- 2 — групповой замерный трап; 3, 4, 5 — трапы первой, второй

и третьей ступени сепарации нефти; 6 — сырьевые резервуары, установки комплекс-

ной подготовки нефти; 7 —• газопровод; 8 —резервуар аварийного приема нефти на

ДНС; 9 —насосы; 10 — нефтегазовый сепаратор на ДНС; //— нефтепровод от групповых

замерных установок

Напорная схема сбора нефти и газа институ-

та Гипровостокнефть (рис. 8). К особенностям этой схе-

мы относятся:

ступенчатая сепарация нефти; I ступень осуществляется на

групповых сепарационных установках при давлении, достаточ-

ном для бескомпрессорного транспортирования газа до ГПЗили

других потребителей;

возможность транспортирования нефти с частью растворен-

ного газа от сепарационных установок до ЦПС за счет давле-

ния сепарации или, при больших расстояниях, при помощи ДНС;

II и III ступени сепарации нефти (осуществляют на ЦПС);

укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды,

обслуживающих группу промыслов, расположенных в радиусе

50—100 км.

Из-за сложности транспортирования на большие "расстояния

жирных газов второй и третьей ступеней сепарации и продуктов

стабилизации нефти предлагается на одной площадке с ЦПС

строить газобензиновый завод.

При напорной схеме института Гипровостокнефть давление

на устье скважин должно быть достаточным для обеспечения

двух- или трехступенчатой сепарации нефти. Первая ступень

сепарации осуществляется на групповых замерно-еепарацион-

ных установках при давлении 0,6—0,8 МПа, т. е. давлении, до-