Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

называемый степенью защиты, численно равный отношению уменьшения скорости коррозии к ее первоначальной величине.

Различают однократную и регулярную обработки промысловых объектов ингибиторами. В первом случае внутреннюю поверхность

трубопроводов и аппаратов подвергают воздействию концентрированного раствора ингибитора (например, его прокачкой между двух поршней); какое-то

время эффект последействия сохраняется. При регулярной обработке ингибиторы вводятся в коррозионно-активную среду с помощью дозирующих

устройств: в газе — распыливаются форсунками, в жидкость — вводятся в виде растворов. При этом ингибиторы бывают водорастворимые и

углеводородорастворимые - действующие только соответственно в воде и в жидком углеводороде.

Сведения о некоторых типах ингибиторов, применяемых в условиях промыслов, приведены в табл. 7.8. Видно, что при относительно небольших

дозировках их использование позволяет уменьшить скорость коррозии в несколько раз.

Применение ингибиторов - один из универсальных, технологически и экономически целесообразных методов защиты металлов от коррозии. При

небольших капитальных затратах замедляется коррозионное разрушение конструкций, даже если они длительное время находились в эксплуатации.

Положительной отличительной чертой применения ингибиторов является также то, что их введение в любой точке технологического процесса оказывает

защитное действие и на оборудование последующих технологических этапов.

Технологические методы

Обязательным условием протекания электрохимической коррозии является контакт металла с водой. В промысловых трубопроводах, по

которым перекачивается обводненная нефть или влажный газ, такой контакт можно в значительной степени ограничить следующими путями:

- предотвращением выпадения воды из потока;

- удалением уже образовавшихся скоплений воды;

- уменьшением содержания воды в потоке.

При совместном движении в трубах нефти, газа и пластовой воды их взаимное расположение (структурная форма потока) может быть различным.

Если скорости перекачки низкие, то газ движется вдоль верхней образующей трубы, нефть непосредственно под ним, а вода - вдоль нижней образующей.

Здесь - в месте постоянного кон-

такта металла с водой - создаются благоприятные условия для протекания электрохимической коррозии. Увеличением скорости потока за счет уменьшения

диаметра труб можно добиться того, что вся вода (если ее не очень много) будет взвешена в газонефтяном потоке в виде капель, т.е. коррозия будет исключена.

При транспортировке влажного газа с температурой ниже точки росы в потоке образуются капли воды и конденсата. Чтобы они не оседали в

газопроводе, должны поддерживаться такие скорости, при которых капли будут удерживаться турбулентными пульсациями газа. Данный результат также

достигается некоторым уменьшением диаметра газопровода на этапе проектирования.

Если скопления воды в пониженных точках трассы промысловых трубопроводов все-таки образуются, то их надо периодически удалять. Это может

быть сделано двумя способами: самим потоком перекачиваемой среды, либо пропуском специальных очистных поршней. В первом случае необходимо

временно увеличить расход перекачиваемой среды. Тогда сначала от скоплений воды будут отрываться и уноситься отдельные капли, а при дальнейшем

увеличении расхода все скопление начнет движение в виде пробки. Во втором -могут быть использованы либо механические скребки, либо специальные

гелевые пробки. Однако для запуска механических средств нужны специальные камеры, которые на промысловых трубопроводах не сооружаются. Гелевые

же очистные пробки можно формировать в самих трубопроводах. Кроме того, они отличаются лучшей проходимостью через местные сужения и крутые

повороты.

Чем меньше содержание воды в нефтегазоводяном потоке, тем меньшая скорость потока необходима, чтобы перевести воду во взвешенное состояние.

Поэтому предварительный сброс воды в системе промыслового сбора является одним из способов предотвращения внутренней коррозии трубопроводов.

К технологическим методам защиты от коррозии относится также применение коррозионно-стойких сталей и сплавов. Коррозионно-устойчивыми

являются трубы из алюминиевых сплавов Д16Т и Д16АТ, а также сталей 2X13, Х8, Х13, Х9М.

7.13. Стадии разработки залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II - стабилизация добычи нефти;

III- падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

226

227

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспе-

чивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных

скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот пе-

риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается

пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи -

начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот

период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает

медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1)

сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды

или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3)

проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин

и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное про-

дление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в

продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти -

характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением

обводненности продукции скважин и большим падением

пластового давления. На этой стадии решается задача замедления

темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй

стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен от-

бор 80...90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации

залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора

нефти и большими отборами воды. Она может длиться

достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться

рентабельной. В этот период широко применяются вторичные

методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной

нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют

завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье

скважин составляет менее 0,3 МПа.

7.14. Проектирование разработки месторождений

Проект разработки - это комплексный документ,

являющийся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является;ин-

формация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков,

размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыща-

ющих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и кон-

денсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных

залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффек-

тивную нефтенасыщенную толщину пласта, эффективную пористость,

коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных

условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в

пластовых условиях. После этого находят промышленные (или из-

влекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических

запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное про-

ектирование разработки месторождения. При этом используются

результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе ко-

торой определяют их производительность, пластовое давление,

изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газово-

дяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки мес-

торождения, под которой понимают определение необходимого числа

и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о спо-

собах и технологических режимах эксплуатации скважин,

рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в зале-

жах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на

рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины на площади залежи равномерно и

неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерно-

сти двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую.

Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правиль-

ных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных),

нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным

является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся

одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирова-

ния.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и

размеров залежи, ее геологического строения,

фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит

от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысло-

вых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют

«сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В пер-

вом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади

залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между уже

существующими. Во втором - первоначально бурятся все

проектные

228

229

скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии

добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и раз-

работке крупных месторождений со сложным геологическим

строением продуктивных пластов, а «ползущую» - на месторождениях со

сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от

того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления,

глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пла-

стовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добы-

вающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа,

конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в за -

висимости от состояния разработки залежей (положения контура газо-

йли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния

эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энер-

гии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания

пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об

объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наиболь-

шие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и

окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

8. ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

8.1. Краткая история развития нефтепереработки

Перегонка нефти была известна еще в начале нашей эры. Этот

способ применяли для уменьшения неприятного запаха нефти при ее ис-

пользовании в лечебных целях. В небольшом количестве нефть

перегоняли в колбах, а в большем - в кубах.

В 1745 г. архангельский купец Федор Прядунов построил на реке

Ухте первый в мире нефтеперегонный завод. Для этого он использовал

кубовую установку, применявшуюся ранее для получения дегтя, скипи-

дара, канифоли из древесной смолы (ее перегонка - смолокурение - в

России известна с XII...XIII веков).

В 1823 г. завод по перегонке нефти соорудили вблизи Моздока

крепостные крестьяне, мастера смолокурения братья Дубинины. Неф-

теперегонная установка представляла собой железный куб с медной

крышкой, вмазанный в печь. Из крышки куба выходила трубка, прохо-

дящая через бочку с водой. Пары нефти, выделяющиеся при ее нагреве,

охлаждались водой и конденсировались. Как только эта жидкость начи-

нала темнеть топку тушили, а густой остаток в кубе - мазут -

выбрасывали. Из 40 ведер нефти получали 16 ведер фотогена (аналога

керосина). Двадцать ведер оставалось в кубе в виде мазута, а 4 «угорали»

- терялись в процессе перегонки.

В 40-х годах XIX в. нефтеперегонные заводы появляются в дру-

гих странах. В 1848 г. Дж. Юнг начал перегонку нефти на заводе в

Великобритании, в 1849 г. С. Кир построил завод по перегонке нефти в

Пенсильвании (США). Во Франции первый нефтеперегонный завод был

построен А. Гирном в Эльзасе в 1854 г. В 50-е годы XIX в. зарождается

промышленная переработка нефти в Германии, Польше и Румынии.

Первые крупные нефтеперегонные заводы в России появились

в районе Баку: завод В.А. Кокорева и П.И. Губонина (1860), Д. Меликова

(1863). Кроме того, множились мелкие заводы - в 60-е годы в Баку их

было около 30, а в 70-е годы — более 70.

Развивалась нефтепереработка и в других районах. В 1865 г. в

Грозном был построен завод И.М. Мирзоева, а в 1868 г. на Таманском

полуострове начал действовать крупный нефтеперегонный завод А.Н.

Новосильцева, который полностью обеспечивал керосином свой регион.

К началу 70-х годов XIX в. в России функционировали и другие

фотогеновые (керосиновые) заводы: в Одессе - 4, в Херсоне — 1, в Керчи

- 3. Они перерабатывали кавказскую и молдавскую нефти.

Совершенствовалась техника перегонки нефти. Если первона-

чально она производилась в кубах периодического действия, аналогичных

тем, что использовали братья Дубинины. Однако такая технология пе-

230 231

регонки не обеспечивала надежного разделения нефти на фракции, по-

скольку температурные границы отбираемых фракций определялись «на

глазок».

Со временем кубовые установки превратились в кубовые бата-

реи - набор соединявшихся друг с другом кубов, каждый из которых

служил для получения определенной нефтяной фракции. К концу XIX в.

были разработаны кубовые батареи непрерывного действия. В них ис-

пользовался принцип регенерации тепла: получаемые горячие нефтяные

фракции отдавали свое тепло нефти, поступающей на переработку. Это

позволило резко увеличить производительность установок. Так, установ-

ка, предложенная в 1886 г. В.Г. Шуховым и Ф.А. Инчиком, позволяла

ежесуточно перегонять количество нефти, в 27 раз превышающее объем

аппарата, тогда как аналогичный показатель для куба периодического

действия равен 1,5, а для кубовой батареи - 4.

На протяжении почти всего XIX в. целью перегонки нефти было,

в основном, получение керосина. Его качество и выход зависели от при-

роды нефти, технологии ее перегонки и других факторов.

Основными характеристиками товарного керосина в начальный

период были удельный вес (0,79...0,85 т/м

), температурный интервал

кипения (170...320 °С) и цвет. Поскольку выход керосиновой фракции

был относительно невелик (из бакинской нефти - 25...30 %) нефтепро-

мышленники пытались «делать» дополнительные объемы похожей на

керосин по удельному весу жидкости, смешивая легкие и тяжелые фрак-

ции. Такой продукт при употреблении в лампах часто взрывался. Поэтому

годность керосина для безопасного освещения стали определять по тем-

пературе вспышки (воспламенения паров над поверхностью жидкости)

и температуре воспламенения (возгорания жидкости).

Наряду с перегонкой развивались и другие способы нефтепере-

работки. В 1879 г. при консультации Д.И. Менделеева недалеко от

Ярославля был построен первый в мире завод для производства смазоч-

ных масел из мазута. Ав 1891 г. В.Г. Шухов и С. Гаврилов изобрели

способ получения легких углеводородов расщеплением тяжелых

углеводородов при высоких температуре и давлении. Данный процесс

получил название крекинга. Авторство этого изобретения пытался

присвоить себе американский химик Ум. Бартон. Судебное дело по

крекинг-процессу возникло в результате скандала двух американских

фирм, затеявших между собой патентную тяжбу. Однако

международный суд установил, что изобретателями крекинг-процесса

являются российские ученые, а все изобретенное впоследствии - это

просто усовершенствование.

В 1926 г. В.Г. Шуховым в содружестве с инженером М.А. Капе-

люшниковым, изобретателем турбобура, была создана крекинговая

установка.

232

8.2. Продукты переработки нефти

При переработке нефти в настоящее время получают: 1) топлива;

2) нефтяные масла; 3) парафины, церезины, вазелины; 4) нефтяные

битумы; 5) осветительные керосины; 6) растворители; 7) прочие

нефтепродукты (нефтяной кокс, сажу, консистентные смазки и др.).

Топлива

К числу получаемых из нефти топлив относятся автомобильные

и авиационные бензины, а также тракторные, реактивные, дизельные, га-

зотурбинные и котельные топлива. Рассмотрим основные из них.

Автомобильные бензины применяются в карбюраторных дви-

гателях. Все автомобильные бензины делятся на следующие виды:

-летние, предназначенные для применения во всех районах, кро

ме северных и северо-восточных, в период с 1 апреля по 1 октября; в

южных районах - в течение всех сезонов;

-зимние, предназначенные для применения в течение всех сезо

нов в северных и северо-восточных районах, и с 1 октября по 1 апреля - в

остальных районах.

Одной из важнейших эксплуатационных характеристик бензи-

нов является их детонационная стойкость. Чем она больше, тем выше

может быть степень сжатия двигателя и соответственно будут больше

его удельная мощность и ниже расход топлива.

Детонационная стойкость бензинов выражается в октановых чис-

лах, определяемых на специальных установках моторным (ГОСТ 511 -82)

или исследовательским (ГОСТ 8226-82) методами. Октановое число рав-

но количеству изооктана в смеси с н-гептаном, эквивалентной по

детонационной стойкости испытуемому бензину.

Для повышения детонационной стойкости бензинов и соответ-

ственного повышения октанового числа в них вводят тетраэтилсвинец в

количестве до 3,3 г на 1 кг бензина. Тетраэтилсвинец является ядовитым

веществом. Поэтому при работе с этилированными бензинами необхо-

димо соблюдать меры предосторожности.

Промышленностью выпускаются автомобильные бензины ма-

рок А-72, А-76, А-80, А-92, АИ-91, АИ-93, АИ-95 (А - автомобильный;

цифры - октановое число; буква И указывает, что октановое число опре-

делено по исследовательскому методу).

Авиационные бензины предназначены для применения в порш-

невых авиационных двигателях. Их марки - Б-91/115, Б-95/130, Б-92 и Б-

70 (Б - бензин; цифра в числителе - октановое число; цифра в знамена-

теле - сортность на богатой смеси).

В настоящее время производство и потребление авиационных

бензинов резко снизилось в связи с переходом авиации от поршневых

233

двигателей к реактивным. Доля авиационных бензинов составляет око-

ло 2 % от общего производства бензинов.

Дизельные топлива используются в двигателях с воспламене-

нием от сжатия й в некоторых типах газотурбинных двигателей.

Для различных условий применения отечественная промышлен-

ность вырабатывает топливо трех марок (ГОСТ 305-82):

Л (летнее) - для использования при положительной температуре

окружающего воздуха;

3 (зимнее) - для эксплуатации при температуре окружающего

воздуха до -20 °С (температура застывания топлива не выше -35 °С) и до

-30 °С (температура застывания топлива не выше -45 °С);

А (арктическое) - для эксплуатации при температуре окружаю-

щего воздуха до -50 "С.

Основными характеристиками дизельных топлив являются тем-

пература вспышки, температура застывания и содержание серы.

Температура, при которой пары топлива в смеси с воздухом вспы-

хивают при поднесении огня, называется температурой вспышки. Она

характеризует испаряемость и огнеопасность дизельного топлива. Для

топлива марки Л температура вспышки должна быть не ниже 40 °С, а для

марки 3 - не ниже 35 °С.

По содержанию серы различают дизельные топлива, в которых

ее не более 0,2 % по массе и в которых ее больше 0,2, но не более 0,5 %

по массе.

Сведения о температуре вспышки или застывания, а также о со-

держании серы содержатся в условном обозначении дизельных топлив.

Так, запись Л-0,2-40 означает, что это дизельное топливо летнее с массо-

вой долей серы до 0,2 % и температурой вспышки 40 "С. А запись 3-0,2-

35 означает, что это дизельное топливо зимнее с массовой долей серы до

0,2 % и температурой застывания -35 °С.

Реактивные топлива используются в газотурбинных двигателях

самолетов и вертолетов. Чтобы получать от бортового запаса топлива,

ограниченного емкостью баков и начальным полетным весом самолета,

возможно больше энергии, необходимо, чтобы это топливо имело высо-

кую теплоту сгорания. Из массовых и дешевых видов нефтяных топлив

этим требованиям лучше всего удовлетворяют керосины.

На заре развития реактивной авиации ее потребность в топливе

полностью удовлетворялась топливом Т-1, получаемым из малосернис-

тых нефтей. Однако уже в 50-е годы возникла необходимость расширения

производства реактивных топлив, что было сделано за счет переработки

восточных сернистых нефтей. В результате было разработано топливо

ТС-1, ставшее наиболее массовым типом реактивных топлив.

Кроме того, производятся реактивные топлива марок Т-2, Т-6,

Т-8.

В качестве тракторного топлива используются керосины и лиг-

роины. Для газовых турбин, используемых в промышленности,

энергетике, водном и наземном транспорте, топливом служат мазуты и

газойли. В качестве котельных топлив применяются флотский мазут

марок Ф5 и Ф12 (цифра - условная вязкость при 40 °С), а также топочный

мазут марок М40, Ml00, М200.

Нефтяные масла

Ассортимент выпускаемых нефтяных масел очень многообразен:

моторные, индустриальные, цилиндровые, турбинные,

компрессорные, трансмиссионные, осевые, электроизоляционные и др.

Моторные масла применяются для смазки авиационных, авто-

мобильных и дизельных двигателей; индустриальные - для смазки

промышленного оборудования (машин и механизмов); цилиндровые -для

смазки золотников и цилиндров поршневых паровых машин;

турбинные - для смазки и охлаждения подшипников различных

турбоагрегатов и генераторов электрического тока; компрессорные - для

смазки цилиндров, штоков и клапанов компрессоров, воздуходувок и

холодильных машин; трансмиссионные - для смазки зубчатых передач в

большинстве машин и механизмов; осевые - для смазки шеек осей же-

лезнодорожных вагонов, колесных пар тепловозов, паровозов и других

узлов трения подвижного состава железнодорожного транспорта; элект-

роизоляционные (трансформаторные, конденсаторные и кабельные) -для

использования в качестве диэлектрика и охлаждающей жидкости в

электроустановках.

Другие нефтепродукты

Твердые товарные парафины используют в качестве сырья для

производства синтетических кислот и спиртов, являющихся основой для

производства моющих веществ. Парафин применяют в медицине, пище-

вой промышленности (тара и обертки из парафинированной бумаги и

картона), производстве спичек, свечей, древесноволокнистых плит и дру-

гих изделий.

Церезин применяют при производстве смазок, вазелинов, кре-

мов и в качестве электроизоляционного материала.

Вазелины бывают естественные, искусственные, технические и

медицинские. Естественный вазелин получают из парафинистых мазу-

тов. Искусственный вазелин - это смесь минерального масла и парафина,

технический - смесь парафина с индустриальным маслом, а медицинский

- смесь белого церезина и парафина с парфюмерным маслом.

234

235