Я. В. Вакула Нефтегазовые технологии Учебное пособие

Вид материала

Учебное пособие

Содержание Компрессорные станции Установки по улавливанию легких фракций (УЛФ) Блоки очистки газа от сероводорода Головные сооружения Система ППД Системы сбора г а з а 2 поступает на пункт подключения 3 8. Технологии транспорта, хранения и переработки Рис.8.1 Вагон-цистерна Баржи и лихтеры Внутренние нефтепроводы Магистральным газопроводом (МГ Рис.8.6 Принципиальная схема газгольдеров Рис. 8.9. Схема установки для перегонки нефти Таблица 1 ( отраслевой журнал НГВ № 3 – 06)Экспорт нефти из России в 2005 г. по направлениям (тыс.т) Нефтепровод Дружба – 74962,1

Подобный материал:

• М. Н. Машкин Информационные технологии Учебное пособие, 2701.91kb.
• Учебное пособие для модульно-рейтинговой технологии обучения Бийск, 2035.37kb.
• Учебное пособие Санкт- петербург 2010 удк 778. 5 Нестерова Е. И, Кулаков А. К., Луговой, 708kb.
• Учебное пособие Санкт-Петербург 2007 удк алексеева С. Ф., Большаков В. И. Информационные, 1372.56kb.
• Учебное пособие Томский политехнический университет 2009 удк 000000 ббк 00000, 1895.66kb.
• О. В. Шатунова информационные технологии учебное пособие, 1418.45kb.
• Учебное пособие Находка 2003 Министерство образования Российской Федерации институт, 1363.47kb.
• Учебное пособие «управление персоналом» для студентов заочного обучения специальности, 1516.37kb.
• Учебное пособие Житомир 2001 удк 33: 007. Основы экономической кибернетики. Учебное, 3745.06kb.
• Учебное пособие санкт-Петербург 2008 удк 621. 865. 8 Гатчин Ю. А., Симоненко, 1485.16kb.

Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, а следовательно и потери. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100 – 300 мм. перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами разных конструкций. Различают плавающие понтоны металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов.

У резервуара с плавающей крышей роль крыши выполняет диск из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости

Оболочке резервуара каплевидного придают очертание капли жидкости и применяют для хранения легко испаряющихся нефтепродуктов.

Компрессорные станции принимают газ из сетей газосбора, аппаратов и резервуаров низкого и среднего давления, дожимают его до давления, обеспечивающего транспортирование газа до ГПЗ или до магистрального газопровода высокого давления.

Установки по улавливанию легких фракций (УЛФ) предназначены для предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утилизации испаряющихся легких фракций.

Сокращение потерь легких фракций нефти достигается герметизацией технологического оборудования от скважины до завода и эксплуатации резервуарных парков промыслов, головных сооружений и магистральных нефтепроводов оснащенных системой улавливания легких фракций (УЛФ).

Потери легких фракций возможны в резервуарах любых конструкций, на железнодорожных и водных наливных и сливных эстакадах и т.п.

Особо важное значение придается герметизации товарных парков головных сооружений и улавливанию легких фракций при заполнении емкостей и расширении газа в результате повышения температуры. Кроме сокращения потерь ценных углеводородов снижается пожароопасность объектов, уменьшается коррозия металла, улучшаются условия работы персонала, сохраняется окружающая среда.

Типичная система УЛФ из резервуаров товарных парков представлена на рис. 7.10


Рис.7.10. Принципиальная схема обвязки установки улавливания легких фракций.

1 – резервуар; 2 – предохранительный клапан; 3 – манифольд; 4 – блок регуляторов давления; 5 – уклон; 6 – линия возврата жидких углеводородов из скруббера в резервуар; 7 – линия связи; 8 – привод (двигатель); 9 – скруббер; 10 – регулятор верхнего предела уровня жидкости в скруббере; 11 – компрессор; 12 – трехходовая задвижка; 13 – обратный клапан; 14 – регулятор предельного давления на выкиде компрессора; 15 – линия выхода газа в систему газосбора или на продажу; 16 – газовый счетчик.


Она состоит из трубопроводов, обвязки для сбора продуктов испарения, приборов КИП и А, обеспечивающих поддержание постоянного давления в резервуарах, компрессора для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосборную сеть. На приеме компрессора обычно поддерживается давление, близкое к атмосферному, а на выкиде – давление газосборной системы.

Блоки очистки газа от сероводорода устанавливаются на групповых установках и ДНС на которых с помощью каталитических абсорбентов превращают находящийся в газе сероводород в элементарную серу.

Головные сооружения представляют насосные станции и резервуарные парки, предназначенные для приема подготовленной нефти из промыслов с последующей транспортировкой по магистральным нефтепроводам.

Система ППД (поддержания пластового давления) включает водозаборы с очистными сооружениями, насосные станции, нагнетательные скважины и систему водопроводов, обеспечивающих доставку и нагнетание воды в эксплуатируемые объекты для поддержания пластового давления на заданном уровне.




Рис.7.11. Принципиальная схема установки подготовки воды из водозабора.

1,7,8 – насос, 2- дозировочное устройство, 3 – смеситель, 4 – осветлитель, 5.- фильтр, 6 – резервуары.

- неподготовленные природные воды, - коагулянт,

- подготовленная вода для нагнетания в пласты, - вода для очистки фильтра.


Подготовка воды, закачиваемой в пласт, предусматривает осветление мутных вод коагулированием, декарбонизацию, обезжелезивание, ингибирование.

Для осветления в мутную воду добавляют коагулянты (сернокислый алюминий, хлорное железо и др.), которые способствуют укрупнению взвешенных мелких частиц в хлопьевидные соединения, выпадающие в осадок.

Декарбонизация производится с целью удаления из воды биокарбонатов кальция и магния, соли которых могут отлагаться в порах пласта и существенно снизить его проницаемость.

Обезжелезиванием называют удаления из воды солей железа с целью предотвращения загрязнения фильтрующей поверхности скважин железистыми осадками.

Ингибирование выполняют для замедления процесса коррозии скважинного оборудования.

Реагенты – бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий.

Системы сбора г а з а и его компонентов на г а з о в ы х месторождениях в зависимости от числа скважин и их размещения различают линейные, кольцевые, лучевые.

Наиболее распространена групповая система, по которой все сооружения по подготовке газа расположены на груп­повом сборном пункте (ГСП). Продукция скважин направля­ется на газосборный пункт по отдельным трубопроводам, на­зываемым шлейфами.

На рис. 7.12. показана схема групповой системы сбора газа. Газ от 10 - 30 скважин по лучевым шлейфам направля­ется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). В зависимости от размеров залежи и за­пасов газа их может быть от 1 - 2 до 15 - 20 и даже больше.

Рис.7.12 Схема групповой системы сбора и газа

При централизованной системе сбора газа (рис.7.13) продук­ция скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому сборному пункту, где осуществ­ляется полная подготовка газа, который далее направляется к потребителю.

Газ от группы скважин 1 по коллектору 2 поступает на пункт подключения 3, затем на УК ПГ 4. Очищенный и осушенный газ, пройдя пункт измерений расхода и давлений 5, по двум соеди­нительным трубопроводам 6 направляется в промысловый кол­лектор 7.

Для природных газов содержащих сероводород, меркаптаны и много конденсата типична децентрализованная система с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ), где предполагается дополнительная его обработка перед нагнетанием в магистраль на головных сооружениях.

Рис.7.13. Схема установки комплексной подготовки бессернистого газа, содержащего небольшое количество конденсата

На рис.7.14. показана схема технологической нитки установки комплексной подготовки газа (УКПГ), которых может быть несколько и работать параллельно. Газ из пункта подключения на­правляется в сепаратор 1, где очищается от капельной воды, углеводородного конденсата и твердых примесей. Чистый и холодный газ под давлением 5,6 или 7,5 МПа поступает в аб­сорбер 2, где освобождается от паров воды, которые погло­щаются в колонне раствором диэтиленгликоля (ДЭГ). Насыщенный водой раствор ДЭГ (концентрация 93 - 98 %) поступает на регенерацию в ко­лонну 3, предварительно пройдя теплообменник 4. Высокая температура в колонне 3 поддерживается с помощью паро­вого подогревателя 5. Выделившиеся из диэтиленгликоля пары воды охлаждаются в холодильнике 6, конденсируются и направляются в емкость 7. Конденсат частично сливается в канализацию, а частично возвращается в колонну для охлажде­ния ее верхней части и улавливания, таким образом, паров диэтиленгликоля. Для поддержания вакуума в колонне 3 преду­смотрен насос 8.

Рис.7.14. Схема технологической нитки УКПГ

Горячий обезвоженный с концентрацией 95 - 99,5 % ДЭГ, пройдя теплообменник 4, с помощью плунжерного насоса 9 нагнетается в абсорбер 2. Процесс полностью автоматизирован. Иногда для осушки газа используют твердые поглотители влаги — адсорбенты (силикагель, активированная окись алюминия и природные цеолиты).

Если состав газа сложный, то после УКПГ его направляют на газохимический комплекс — группу технологических уста­новок, позволяющих получать сероводород, элементарную серу, пропан, бутан, пентан и более высококипящие углеводороды, а иногда меркаптаны, гелий и углекислоту.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений основное внимание уделяют выделению из продукции скважин конденсата — тяжелых углеводородов (в основном пентана и более высококипящих), которые при стандартных условиях на­ходятся в жидком состоянии.

Существуют разные способы решения этой задачи. В нашей стране широко распространен метод низкотемпе­ратурной сепарации (НТС), основанный на конденсации па­ров вещества с понижением их температуры.

При подготовке газа к транспорту наиболее эффективные методы извлечения из газа конденсата абсорбционные и адсорбционные.

Абсорбционный метод основан на способности минеральных масел поглощать из природного газа преимущественно тяжелые углеводороды и отдавать их при нагнетании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, керосин, лигроин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.

Адсорбционный метод основан на избирательном свой­стве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы, С помощью адсорбционных установок кроме осушки газа улав­ливают конденсат углеводородов.

В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев. Для сепарации газа — отделения жидких и твердых частиц от газа — применяют сепараторы разнообразных конструкций. По принципу действия они подразделены на четыре группы: гравитационные, инерционные, адгезионные и смешанные.

В гравитационных сепараторах отделение примесей происходит под действием силы тяжести. Инерционные сепараторы основаны на различии сил инерции разделяемых веществ. Более тяжелые, чем газ, ча­стицы прижимаются к стенкам сосуда или к другим поверхно­стям и по ним стекают на дно.

Адгезионные сепараторы основаны на способности жидких и смоченных твердых частиц прилипать к поверхности твердых тел.

В сепараторы смешанного типа для отделения примесей используют разные способы очистки. К этим сепараторам относится и циклонный сепаратор.

Конструктивно сепараторы выполняют горизонтальными и вертикальными, цилиндрическими и шаровыми.


Контрольные вопросы.

1. Что собой представляет продукция нефтяных скважин.
   
2. обустройство месторождений.
   
3. Системы сбора продукции нефтяных скважин.
   
4. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти в АО Татнефть.
   
5. Промысловые трубопроводы.
   
6. Основные элементы системы сбора.
   
7. В чем заключается подготовка нефти на промыслах.
   
8. Процесс разделения жидкости и газа.
   
9. Обезвоживание, обессоливание и стабилизации нефти.
   
10. Резервуары и резервуарные парки.
    
11. Улавливание легких фракций.
    
12. Утилизация сточных вод.
    
13. Системы сбора газа.
    
14. Подготовка газа.
    

8. ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА, ХРАНЕНИЯ И ПЕРЕРАБОТКИ

углеводородов


Основные виды транспорта нефти. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Хранение. Переработка. Нефтесодержащие отходы.


Основные виды транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния - железнодорожный, водный, трубопроводный и автомобильный.

Нефть и нефтепродукты по железной дороге перевозят в вагонах-цистернах, небольшую часть некоторых видов нефтепродуктов транспортируется в мелкой таре (контейнеры, бочки и пр.)

Вагон – цистерна (рис.8.1) – стальная горизонтальная цилиндрическая емкость, установленная на железнодорожной платформе.

Рис.8.1 Вагон-цистерна

Различают цистерны стандартные и специального назначения. В стандартных цистернах перевозят нефтепродукты, вязкость и температура которых не зависят от работ по их наливу и сливу. В цистернах специального назначения перевозят высоковязкие нефтепродукты. Цистерны специального назначения теплоизолированы для замедления охлаждения находящейся в них продукции или оборудованы подогревательными устройствами. Благодаря сохранению температуры обеспечивается налив и слив продукции. Различают цистерны с паровой рубашкой, которые снабжены системой парового подогрева и цистерны-термосы. В цистернах перевозят также сжиженные газы, рассчитанные на повышенное давление.

Слив и налив в железнодорожные цистерны производится с помощью железнодорожных эстакад. Основные элементы эстакады – стационарные мостки вдоль пути, наливные стояки, соединенные коллекторами и оборудованные запорной арматурой, насосная установка для подачи продукции в коллектор, подводящие трубопроводы, резервуары.

Водным транспортом нефть и нефтепродукты перевозят в нефтеналивных морских и речных судах. Суда различают: танкеры и баржи (лихтеры).

Танкер – самоходное судно, в корпусе которого имеется грузовой отсек, разделенный системой продольных и поперечных перегородок на отдельные танки, отгороженные от остальных судовых помещений двумя непроницаемыми перегородками. Все танки трубопроводом соединены с насосным отделением танкера и подключены к общему коллектору для производства погрузки и разгрузки продукции. Для сбора продуктов испарения и регулирования давления в танках предусмотрена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами.

Грузоподъемность морских супертанкеров достигает 240 тыс. тонн.

Баржи и лихтеры несамоходные судна, перемещаемые буксиром или толкачом. Судна речные и морские отличаются грузоподъемностью.

Для налива и разгрузки нефтеналивных судов предусмотрены гавани и причалы. Гавань – часть портовой акватории, прилегающей к причалам, где проводят грузовые операции. Для гавани выбирают естественные укрытия или сооружают искусственные. Сооружение для причаливания судов и связи их с берегом называют пристанью. Если пристань значительно выдается от берега внутрь водной поверхности, ее называют пирсом. Пристань или пирс может иметь один или более причалов. Если суда не имеют насосов, перекачку продукции можно производить с береговых или плавучих насосных станций. Налив танкера при отсутствии причала можно производить на некотором расстоянии от берега по подводному трубопроводу.

Новым направлением водных перевозок нефтепродуктов является использование подводных лодок для их доставки в районы Крайнего Севера. Разработан проект подводного танкера ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктов за рейс.

Автомобильные цистерны в которых перевозят нефтепродукты, оснащены комплектом оборудования для налива и слива (насосы с приводом, шланги, арматура). Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении машины. Автомобильные цистерны классифицируют по типу базового шасси ( автомобили, полуприцепы, прицепы), по виду транспортируемого продукта (для топлива, масел, мазута, битума, сжиженных газов), по вместимости ( до 2т, 2-5т,5-15т, более15т).

Нефть, газ и нефтепродукты на дальние расстояния и в больших объемах транспортируют по трубопроводам

Различают следующие трубопроводные системы: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы. Все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов: входящих трубопроводов, головных и промежуточных перекачивающих станций, линейных сооружений, конечного пункта.

Трубопровод для перекачки нефти называется нефтепроводом.

Нефтепровод и газопровод — сложное инженерное сооружение, не­отъемлемыми частями которого являются: .запорная, регу­лирующая и предохранительная арматура; устройства для ввода химических реагентов; контрольно-измерительные приборы и средства автоматики; устройства для защиты от коррозии, деформации трубопровода, периодической очистки внутренней поверхности и другие объекты.

По рабочему дав­лению выделяют трубопроводы низкого (до 1,6 МПа), сред­него (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого (выше 2,5 МПа) дав­ления.

На нефтяных место­рождениях в зонах вечной мерзлоты для предотвращения рас­тепления грунта и связанных с этим осложнений трубопроводы эксплуатируют с надежной их теплоизоляцией.

По назначению нефтепроводы различают внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри промыслов, нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов. Местные нефтепроводы соединяют нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов

К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра (мм) магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса ( 1000 - 1200, 500 – 1000, 300 – 500, менее 300). По условиям укладки и сложности переходов делятся на категории (переходы нефтепроводов через водные преграды, через болото, переходы под автомобильными и железными дорогами и т.д.).

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

- конечный пункт;

- линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями магистрального нефтепровода.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС восполняют энергию, затраченную потоком на преодоление сил трения и обеспечивают дальнейшую перекачку нефти. Размещаются по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50 - 200 км). Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуется эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода от­носятся: собственно трубопровод (или линейная часть); линейные задвижки; средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); дома об­ходчиков; вертолетные площадки. Вдоль трассы трубопровода прокладываются грунтовые дороги, линии электропередачи, а также линии связи диспетчерского назначения.

Собственно трубопровод - основная составляющая магист­рального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделите­лей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы (лупинги).

При переходах через водные преграды трубопроводы, как пра­вило, заглубляются ниже уровня дна. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку ( на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы). Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из прочной, низкоуглеродистой и низколигированной хорошо сваривающейся стали. По способу изготовления трубы для нефтепро­водов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Толщина стенки труб стандартизирова­на.

Трубопроводная арматура (запорная, регулирующая, предохранительная) предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекры­тия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, пре­дохранительная (обратные и .предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов при превышении допустимого давления.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещение затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом. Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопрово­да не реже, чем через 30 км с учетом рельефа местности. Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. Предохранительными клапанами называют устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. Обратным клапаном называют устройство для предотвра­щения обратного движения среды в трубопроводе

Основными заданными параметрами магистрального нефтепровода является его пропускная способность и длина.

Под пропускной способностью G (т/год) понимают максимальное количество нефти, которое может быть перекачано по трубопроводу за год при принятых расчетных режимах. Расчетная подача (при равномерной перекачке в течение года) равна отношению годовой пропускной способности к числу рабочих дней в году с учетом остановки на ремонт.

Расчетная часовая подача Q_ч (м³/ч)

Q_ч = G/350 ·24· ρ

где: ρ - плотность нефти, т/м³ : 350 – число рабочих дней в году; 24 – число часов в сутки.


Расчетными параметрами нефтепровода являются диаметр труб и промежуточные насосные станции. Диаметр трубопровода и режим течения определяют исходя из его пропускной способности и скорости течения жидкости (1.5 – 2 м/с).

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей – атмосферной. Для защиты трубопроводов от коррозии применяют пассивные и активные средства и методы .

В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относятся электрохимическая защита. Изоляционные покрытия, применяемые на подземных маги­стральных трубопроводах, должны обладать высокими диэлектрическими свойствами; быть сплошными, обладать хорошей прилипаемостью к металлу трубопровода, быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими. Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Их прокладка должна осуществляться комплексно со средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поля­ризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присое­динением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление – источник тока – защищаемое сооружение». Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента. Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения.

Появление блуждающих токов в подземных металлических сооружениях связано с работой электрифицированного транспорта и электрических устройств, использующих землю в качестве токопровода. Источниками блуждающих токов являются линии электрифицированных железных дорог, трамваев, линии электропередачи, установки катодной защиты и др. Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения в специальное заземление – называется электродренажной защитой. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов размещаются на головной НПС; на границах эксплуатационных участков; в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям. В системе магистральных нефтепроводов используют резервуары стальные вертикальные и горизонтальные, железобетонные, наземные и подземные.

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы перекачки:

- постанционная;

- через резервуар станции;

- с подключенными резервуарами;

- из насоса в насос.

Рис. 8.2. Система перекачки: а – постанционная; б – через резервуары; в – с подключенными резервуарами; г – из насоса в насос. I – предыдущая НПС; II – последующая НПС 1 – резервуар; 2 – насосная станция

В постанционной системе перекачки (рис. 8.2 а) нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара.

Система перекачки «через резервуар станции» (рис. 8.2 б) исключает учет нефти по перегонам, зато потери нефти от испарения меньше.

В системе перекачки «с подключенными ре­зервуарами» (рис. 8.2 в) - основная масса нефти проходит, минуя резервуары, потери от испарения небольшие.

В системе перекачки «из насоса в насос» (рис. 8.2 г) резервуары промежуточных станций отключаются от магистрали задвижками и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта.

Рис.8.3 ГНС – головная нефтеперекачивающая станция; ПНС – промежуточная нефтеперекачивающая станция.

На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

Из схемы 8.3 видно, что система перекачки «из насоса в насос» применяется только на проме­жуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных внутри Эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтепе­рекачивающей станции (ГНС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка - система перекачки «с подключенными резервуарами».

Транспортирование неф­тей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащих большое количество парафина, по
трубопроводам обычным способом затруднено. В этих случаях применяют специальные методы:

- перекачку с разбавителями;

• гидротранспорт высоковязких нефтей;
  
• перекачку термически обработанных нефтей;
  
• перекачку нефтей с присадками;
  
• перекачку предварительно подогретых нефтей.
  

В качестве разбавителей используют газовый конденсат и маловязкие нефти.

Гидротранспорт высоковязких нефтей может осуществляться несколькими способами:

- перекачка нефти внутри водяного кольца;

- перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;

- послойная перекачка нефти и воды.

Термообработкой называется тепловая обработка нефти с высоким содержанием парафина , предусматривающая ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавлении парафинов.

Присадки вводятся в нефть при температуре 60-70 °С, когда основная масса парафинов находится в растворенном состо­янии. При последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспен­зия кристаллов парафина в нефти.

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоя­щее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»).

В этом случае резервуары оборудованы системой подогре­ва нефти до необходимой температуры, подпорными насосами нефть прокачивают через дополни­тельные подогреватели на прием основных насосов, которые закачивает ее в магистральный трубопровод. По трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают дополнительные пункты подогрева.

Особенность трубопроводного транспорта нефтепродуктов заключается в организации перекачки по одному трубопроводу сразу нескольких нефтепродуктов с различными свойствами в виде следующих друг за другом партий. Периодические очередности их следования в трубопроводе называют циклом последовательной перекачки.

Г а з попутный и природный транспортируют по г а з о п р о в о д а м.

Магистральные газопроводы в большинстве случаев имеют диаметр 1200 – 1420 мм и работают с давлением 7.5 МПа.

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России – это широко разветвленная сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребителей газом с газовых месторождений Западной Сибири, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Проложен газопровод в Турцию через Черное море, носящий название «Голубой поток».Уникальность его морского участка состоит в том, что впервые в мировой практике сооружен трубопровод диаметром 600 мм на глубине свыше 2 км без промежуточных компрессорных станций.

Начато в 2005 г. строительство Северо-европейского газопровода (СЕГ) диаметром 1440мм для подачи российского газа по дну Балтийского моря на север Германии. Рассматривается ряд проектов поставок газа из России в Азиатско-Тихоокеанский регион.

Основными свойствами газов, влияющими на технологию их транспорта по трубопроводам, являются плотность, вязкость, сжимаемость и способность образовывать газовые гидраты.

Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях давления и температуры он образует гидраты. Гидраты уменьшают, а порой и полностью перекрывают сечение газопровода, образуя пробку. Чтобы избежать этого газ до закачки в газопровод подвергают осушке.

Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

I класс – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;

II класс – рабочее давление о 1,2 МПа до 2,5 МПа .

В состав МГ входят головные сооружения, компрессорные станции, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа, линейные сооружения.

Для системы снабжения городов и промышленных предприятий характерна неравномерность потребления газа, расходуют его неравномерно по временам года, месяцам, неделям, суткам.

Для покрытия этой неравномерности сооружают хранилища, способные вместить летние избытки газа и выдать газ потребителям зимой или в непредвиденных ситуациях.

Рис.8.4. Схема магистрального газопровода: 1 – газосборные сети; 2 – промысловый пункт сбора газа; 3 – головные сооружения; 4 – компрессорная станция; 5 – газораспределительная станция; 6 – подземные хранилища 7 – магистральный трубопровод; 8 – ответвления от магистрального трубопровода; 9 – линейная арматура; 10 – двухниточный проход через водную преграду.

Существует много типов газохранилищ.

Для компенсации суточной неравномерности потребления газа используют газгольдеры высокого и низкого давления – сосуды специальной конструкции. В газгольдерах низкого давления рабочий объем переменный.

Рис. 8.5 График суточного потребления газа --- - среднесуточный расход газа; ― - фактический расход газа; - избыток газа; - нехватка газа.

Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, но давление изменяется по мере его наполнения и опорожнения. Изготавливают цилиндрические и сферические.

Рис.8.6 Принципиальная схема газгольдеров низкого давления: а) мокрый; б) сухой; 1 – резервуар; 2 – колокол; 3 – ролики; 4 – газопровод; 5 – шайба; 6 – уплотнение; 7 – ограничитель хода.

Для компенсации сезонной неравномерности потребления газа используют подземные хранилища, которые можно подразделить на два основных типа: 1) хранилища, сооруженные в пористых горных породах; 2) хранилища в полостях горных пород – шахтах, пещерах, рудниках, а также в отложениях каменной соли.

Рис.8.6 а Цилиндрические газгольдеры высокого давления: а) горизонтальный; б) вертикальный.

Пористые газохранилища, в свою очередь, подразделяются на те, которые созданы в истощенных газовых, нефтяных и газокоденсатных месторождениях, и те, которые образованы закачкой газа в водонасыщенные пласты.

Рис. 8.7. Схемы подземных хранилищ природного газа: ГНК – газонефтяной контакт; ВНК – водонефтяной контакт; ГВК – газоводяной контакт; КС – компрессорная станция; П – потребитель; h – высота пласта или ловушки.

Расчетный объем газа, который ежегодно нагнетают в хранилище и отбирают в течение этого времени, называют активным. Этот объем можно определить по графику потребления газа.

Различие между залежью газа и хранилищем состоит главным образом в том, что из залежи газ только отбирается, подземные же хранилища эксплуатируются циклически. Полгода газ в них закачивается, полгода отбирается.


Водоносный пласт пригоден для хранения газа, если ловушка не изолирована по простиранию, в противном случае она не заполняется газом, так как пластовую воду нельзя вытеснить из пласта. Имеет большое значение высота ловушки (амплитуда), при небольшой амплитуде будет незначителен этаж газоносности, в этом случае эксплуатация скважин затрудняется. Ловушка должна быть герметична с четко выдержанной покрышкой, глубина не более 1000м.

Рис.8.8. Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ: 1 – магистральный газопровод; 2 – газопровод-отвод; 3, 9 – пылеуловители; 4 – компрессорная станция; 5 – сепаратор; 6 – холодильник (градирня); 7 – маслоотделитель; 8 – газораспределительный пункт; 10 – установка осушки газа; 11 – расходомер.

Следует учитывать, что давление нагнетания ограничено условиями сохранения герметичности покрышки и отсутствия утечек газа в виде языков за предел ловушки.

Практически принимают, что р_н(1,3-1,5)р₀, где р₀ – гидростатическое давление в хранилище. Заполнение хранилища газом продолжается несколько лет.

При сооружении хранилища газа в горных породах чаще всего используют отложения каменной соли, толщина которых может достигать несколько километров.

По трубопроводу транспортируют также г а з ы с ж и ж е н н ы е.

При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для его транспортировки. Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4-5 МПа и при температуре минус 100-.120 ⁰С. Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы сжиженной перекачки газа (СПГ) покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО) на расстоянии 100-.400 км друг от друга.

В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа на которой сжиженный газ переводится в газообразное состояние перед отпуском потребителям.

Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана; этилена; пропана; бутана и их смесей. Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки


Продукты, вырабатываемые из нефти и природного газа используют в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве, медицине.

Из нефти путем перегонки без химического воздействия получают топлива (автомобильные и авиационные бензины, топлива тракторные, реактивные, дизельные, газотурбинные, котельные), нефтяные масла (моторные, индустриальные, цилиндровые, турбинные, компрессорные, трансмиссионные, осевые, электроизоляционные, гидравлических систем, белые – медицинские, парфюмерные, др.), парафины и вазелины (используют в нефтехимическом производстве, в пищевой промышленности, медицине и др.), нефтяные битумы (дорожные, изоляционные, кровельные, для изготовления резины), осветительные керосины, растворители, прочие нефтепродукты (кокс, сажа, консистентные смазки) .

Продуктами химического производства являются синтетический каучук, пластмассы (винипласт, пенопласт, полиэтилен, тефлон и др.), синтетические волокна (капрон, лавсан, нейлон, нитрон и др.), моющие средства (стиральные порошки и жидкости).

Основными этапами переработки нефти являются подготовка к переработке, первичная и вторичная переработка, очистка нефтепродуктов.

Подготовка заключается в дополнительном обезвоживании и обессоливании нефти на установках нефтеперерабатывающего завода.

Переработка нефти начинается с ее перегонки (ступенчатого испарения углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения и их конденсация). В ходе перегонки, выделяющиеся из нефти пары состоят из смеси углеводородов (фракций), имеющих близкую температуру кипения. Различают фракции легкие и тяжелые, кипящие соответственно при низких и высоких температурах.

Температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров считают началом кипения, а температура, при которой испарение прекращается концом кипения фракции. Фракции, отогнанные в широких температурных пределах, называют дистиллятами. Бензиновые дистилляты выкипают при температуре 35–205⁰С, керосиновые в пределах 150 – 300, газойлевые 180-350⁰С. Дистилляты подвергают дальнейшей переработке для получения разных нефтепродуктов.

Процесс разделения жидких неоднородных смесей на узкие фракции называют ректификацией. и производят в ректификационной колонне.

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой 20-30 м и диаметром 2- 4м. Внутри колонны установлено несколько десятков горизонтальных перегородок, называемых тарелками, в которых имеются отверстия для прохождения паров нефти и жидкости.

Рис. 8.9. Схема установки для перегонки нефти: 1 – теплообменник; 2 – водогрязеотделитель; 3 – трубчатая печь; 4 – насос; 5 – ректификационная колонна.

В нижнюю часть колонны подается подогретая нефть, в виде смеси жидкости и пара, а сверху в колонну подают водяной пар. В результате теплового и массового обмена между восходящим потоком нефтяной смеси и нисходящим потоком водяного пара происходит обогащение паров низкокипящими, а жидкости – высококипящими компонентами. Конденсируемые пары, превращенные в жидкость (флегма) стекают вниз. Температура в верхней части колонны ниже, в нижней – выше, процесс испарения и конденсации повторяется по всей высоте колонны на каждой тарелке. Наиболее легкая бензиновая фракция отделяется в верхней части колонны, затем по порядку сверху вниз – керосиновая, дизельное топливо и в самом низу остается мазут.

Для перегонки нефти применяют установки разных типов: атмосферные, вакуумные, атмосферно-вакуумные, комбинированные. Большинство дистиллятов получаемых в результате прямой перегонки нуждаются в дополнительной переработке.

К термическим процессам переработки нефтяного сырья относятся:

-термический крекинг под высоким давлением, термический крекинг нефтяных остатков при низком давлении (коксование), термический крекинг высокотемпературный под низким давлением жидкого и газообразного нефтяного сырья (пиролиз).

В результате этих процессов органические соединения нефти распадаются на части (легкие, средние, тяжелые) аналогично фракциям и их переработка.

При термическом крекинге под высоким давлением получают бензин, керосин, газ и топочный мазут.

В результате коксования нефтяных остатков (мазут, гудрон и пр.) получают нефтяной кокс, газ, бензин, керосиновые и газойлевые фракции.

Пиролиз проводят при температуре 750 – 900 ⁰С и атмосферном давлении. Из газообразных и легких жидких углеводородов получают продукты для нефтехимического производства (этилен, этиловый спирт и др.).

Каталитический крекинг – процесс деструкции (разделения) нефти в присутствии катализаторов (ускоряют химические реакции) при высокой температуре (440 – 500 ⁰С ) и низком давлении (0.15 МПа). Катализаторы – алюмосиликаты, синтетические вещества.

Каталитический риформинг осуществляется под действием высокой температуры, давления водорода и катализатора с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилол) и увеличения октанового числа бензинов.

Процессы каталитического расщепления нефти и деструктивной переработки нефтяного сырья проводится на специальных установках, а ряд получаемых продуктов используют в нефтехимической промышленности.

В зависимости от применяемых технологий и свойств нефти из одной тонны получают примерно от 160 до 480 литров бензина.

П е р е р а б о т к а у г л е в о д о р о д н ы х г а з о в производится на газоперерабатывающих заводах (ГБЗ) и сводится к выделению из них бензина, получению сжиженных газов и индивидуальных углеводородов.

На ГБЗ происходит сжатие газа, отделение бензина, выделение пропана, изобутана и н-бутана. Предварительно газ осушают, удаляют механические примеси и сернистые соединения, для чего на ГБЗ имеются соответствующие установки. Технологическая схема переработки газа показана на рис. 8.10.

Рис. 8.10 I– газ с промыслов; II – сырой газ после первой ступени сжатия; III, IV - отбензиненный газ соответственно низкого и высокого давления; V – осушенный газ высокого давления; VI – нестабильный бензин; VII – товарная продукция; VIII – бензиновый конденсат; 1 – пункт приема; 2 – установка очистки и замера газа; 3 – компрессоры первой ступени; 4 – компрессоры второй ступени; 5 – маслоабсорбционная установка; 6 – газофракционирующая установка; 7 – установка осушки газа; 8 – товарный парк; 9 – наливное хозяйство

Существует несколько способов отбензинивания газов: компрессорный, абсорбционный и адсорбционный.

При компрессорном способе проводят сжатие газа в компрессорах, а затем его охлаждают. При этом тяжелая часть газа переходит в жидкое состояние.

При абсорбционном способе путем жидкого растворителя (абсорбента, например керосина) растворяют тяжелые углеводороды газа. Процесс происходит в специальной колонне с тарелками подобно ректификационной, которая в этом случае называется абсорбером. После конденсации в такой колонне образуется бензин.

При адсорбционном способе газ пропускают через твердые поглотители (адсорбенты, например, активированный уголь), которые насыщаются тяжелыми углеводородами. Затем поглотители обрабатывают водяным паром и после охлаждения, конденсации и последующего отстоя отделяется бензин. Этот процесс повторяют несколько раз.

Кроме указанных, применяют способ низкотемпературной ректификации, когда выделение конденсата из сжатого газа осуществляют после охлаждения газа до минусовых температур. Процесс проводится в ректификационной колонне, в которой сверху поддерживается низкая температура, а внизу – проводится подогрев. Полученный бензин отводится из нижней части колонны.

Из газового бензина удаляют метан, этан, и частично бутан, что называется стабилизацией. Этот процесс происходит в специальных стабилизационных установка

Синтетические продукты получают в результате химической переработки углеводородного сырья, к которым относятся полимеризация, дегидрирование, окисление, гидратация, алкилирование, сульфирование.

В процессе полимеризации происходит соединение нескольких простых молекул в одну большую, в результате получают полимеры. Процесс можно ускорить применением катализаторов.

Дегидрирование – отщепление атомов водорода, в результате из этана получают этилен, из бутана – бутилен.

Гидрирование – реакция, обратная дегидрированию, используется для получения парафинов и предельных циклических углеводородов.

Путем окисления получают кислоты, спирты, альдегиды, кетоны, окиси олифенов и др. Процесс алкилирования заключается во взаимодействии этилена, пропилена или бутилена с парафиновыми или ароматическими углеводородами. В результате образуются вещества, которые в дальнейшем используют для производства каучука и пластмасс.

При сульфировании происходит взаимодействие ароматических углеводородов с серной кислотой, в результате чего получают сульфокислоты, используемые для синтеза других необходимых продуктов.

Нефтехимическое производство осуществляется на специальных нефтехимических комплексах, где имеется несколько установок по проведению ряда указанных выше процессов химической переработки нефтяного и газового сырья.

Комплекс сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов называют нефтебазами.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы различают перевалочные (перегрузка продуктов с одного вида транспорта на другой), распределительные (непродолжительное хранение продуктов и снабжение потребителей), и перевалочно-распределительные.

По транспортным связям нефтебазы делят на железнодорожные, водные (морские, речные), вводно-железнодорожные, трубопроводные.

Нефтебаза любого назначения должна иметь зону приема и отпуска продукции со сливными и наливными эстакадами, зону хранения с резервуарным парком, очистные сооружения, а также зоны административно-хозяйственную, оперативно-вспомогательную, технических сооружений. Нефтепродукты хранят также в специальных шахтах, в подземных хранилищах сооруженных в отложениях каменной соли, пластичных породах.

В районах Крайнего Севера используют льдогрунтовые хранилища, представляющие подземные выработки в вечномерзлых грунтах, стены которых облицованы льдом.

Рис.14.16. Принципиальная схема АЗС: 1 - сливное устройство; 2 - резервуар для топлива; 3 - клапан приемный; 4 - противовзрывник угловой; 5 - замерное устройство; 6 - клапан дыхательный; 7 - топливораздаточная колонка

Для обслуживания и заправки автомобилей горючим предназначены автозаправочные станции. В состав стационарной заправочной станции входят подземные резервуары для хранения нефтепродуктов, топливозаправочные колонки и другие сооружения в соответствии с выполняемыми функциями.

Разработка и эксплуатация месторождений, а также переработка нефти влечет за собой образование жидких и твердых нефтесодержащих отходов, которые носят название «нефтешламы». По своему происхождению их подразделяют на группы, имеющие различные физико-химические свойства:

- образовавшиеся при подготовке нефти на промыслах,

- образовавшиеся при очистке нефтяных резервуаров,

- нефтесодержащие жидкости, используемые при бурении скважин,

- сбросы при ремонте, освоении и испытании скважин,

- аварийные разливы при добыче и транспортировании нефти,

- технологические сбросы при переработке нефти,

- амбарные деградированные нефти.

Нефтешламы представляют собой устойчивые нефтеводяные эмульсии с содержанием различного количества механических примесей и если их вовремя не утилизировать, оказывают определенное негативное воздействие на окружающую среду ( воздух, почву, подземные воды, растительный и животный мир).

Широкий спектр физико-химических свойств шламов и различные условия образования требуют различных технологий переработки в готовую продукцию и утилизации (уничтожения).

По целям технологии переработки нефтешламов можно разделить:

- переработка в сырье,

- переработка в готовую продукцию (битум, котельное топливо),

- применение в качестве сырьевых добавок при производстве строительных материалов (керамзита, асфальто-бетона, гидроизоляционных).

- уничтожение методом сжигания и биологического разложения.

- захоронение в специальных могильниках после термической, физической, химической, биологической обработки.

Разработано много технологий переработки и утилизации шламов. Принципиальная технологическая схема заключается в следующем. На первой стадии шлам нагревается в теплообменниках до температуры в пределах 200 ⁰С и более, обрабатывается деэмульгаторами и подается в аппараты, где происходит разрушение эмульсии и предварительное отделение воды и механических примесей. Полученная нефть направляется в испарители и сепараторы, в которых доводится до требуемого качества.

Нефть и нефтепродукты попадая в почву нарушают экологический баланс жизнедеятельности почвенных микроорганизмов. Наиболее распространенными технологиями очистки почв от нефтяных загрязнений являются: снятие загрязненного слоя почвы и вывоз его в отвалы и хранилища для извлечения загрязнителей различными моющими средствами, рекультивация путем вспашки с внесением органических и минеральных удобрений, обработку горячей водой и водяным паром и т.п.


ПРИЛОЖЕНИЕ к главе 8.


Таблица 1 ( отраслевой журнал НГВ № 3 – 06)


Экспорт нефти из России в 2005 г. по направлениям (тыс.т).


Морские порты - 106098,6

в т.ч. Новороссийск – 40637,7

СМП Приморск - 54385,7


Нефтепровод Дружба – 74962,1

в т.ч. Германия – 22333,3

Польша – 17319,1.


Таблица 2 ( отраслевой журнал НГВ № 3 – 06)

Россия 2005 год. (тыс.т) Первичная переработка нефти – 206630,2

Производство основных нефтепродуктов

бензин автомобильный – 31959,7

дизельное топливо – 59956,7

керосин авиационный - 8151,9

мазут топочный - 56524,2

Крупнейшие нефтеперерабатывающие компании/заводы России:

МТК Московский МПЗ, Уфимский НПЗ, Салаватнефтеоргсинтез,

Киришинефтеоргсинтез, Новокуйбышевский НПЗ, Ангарская НХК,

Волгограднефтепереработка, Пермнефтеоргсинтез, Омский НПЗ

Нижегороднефтеоргсинтез, Ярославнефтеоргсинтез,

Рязанская нефтяная компания,.


Таблица 3.

Примерное получение бензина после переработки 1 тонны нефти

(литров). АИФ № 45, 2004 г.

Россия - 160

Европа - 400

США - 480


Контрольные вопросы.

1. Железнодорожный, водный и автомобильный транспорт нефти и нефтепродуктов.
   
2. Магистральные нефтепроводы, основные параметры.
   
3. Линейные сооружения нефтепровода и их назначение.
   
4. Системы перекачки нефти.
   
5. Транспортирование по нефтепроводу вязкой нефти .
   
6. Магистральный газопровод и его элементы.
   
7. Хранение газа.
   
8. Трубопроводный транспорт сжиженного газа.
   
9. Особенности транспорта по трубопроводу нефтепродуктов.
   
10. Продукты переработки нефти и химического производства.
    
11. Основные этапы и методы переработки нефти.
    
12. Методы получения синтетических продуктов.
    
13. Переработка углеводородных газов.
    
14. Отходы нефтяного производства, технологии переработки и утилизация.
    

СОКРАЩЕНИЯ


АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка

АЭС – атомная электростанция

АСПО – асфальто-смолисто-парафиновые отложения

ВАС – вышка А-образная (буровая)

ВВ – взрывчатые вещества

ВМ – вышка металлическая (буровая)

ВНК – водонефтяной контакт

В:Ц – водоцементное отношение (цементных растворов)

ГБЗ – газобензиновый завод

ГВК – газоводяной контакт

ГЖС – газожидкостная смесь

ГЗД – гидравлический забойный двигатель

ГЗНУ – групповая замерная насосная установка

ГЗС – головной завод сжижения (газа)

ГЗУ - групповая замерная установка

ГКМ – головка колонная

ГМУ – гидромониторный узел (буровых долот)

ГНК – газонефтяной контакт

ГНС (ГНПС) – головная нефтеперекачивающая станция

ГРП – гидравлический разрыв пласта

ГРС – газораспределительная станция

ГСП – групповой сборный пункт (газа)

ГПЗ – газоперерабатывающий завод

ГПП – гидропескоструйная перфорация

ГУЦ – головка универсальная цементировочная

ГЭС – гидроэлектростанция

ДНС – дожимная насосная станция

ДЭГ – диэтиленгликоль

ЕСГ – единая система газоснабжения

ИСМ – искусственные сверхтвердые материалы

КИН – коэффициент извлечения нефти

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации

КНБК – компоновка низа бурильной колонны

КНС –кустовая насосная станция

КЭС космическая электростанция

ЛБТ – легкосплавные бурильные трубы

МГП ((МГ) – магистральный газопровод

МНП (МН) – магистральный нефтепровод

НГВ – насос глубинный вставной

НГН – насос глубинный невставной

НКТ – насосно-компрессорные трубы

НПС – нефтеперекачивающая станция

НХ – низкотемпературное хранилище

ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента

ОПЭК – организация государств экспортеров нефти

ОПЗ – обработка призабойной зоны

ОРЭ – оборудование раздельной эксплуатации (скважин)

ПАА – полиакриломид

ПАВ – поверхностно-активные вещества

ПВН – погружной винтовой насос

ППД – поддержание пластового давления

ПЗП (ПЗС) – призабойная зона пласта (скважины)

ППНС (ППС) – промежуточная нефтеперекачивающая станция

ППУ – передвижная паровая установка

ПЭД – погружной электродвигатель

ПЭС – приливная электростанция

ПЭЦН – погружной электроцентробежный насос

СЕГ – североевропейский газопровод

СПГ – сжиженная перекачка газа

СПО – спуско-подъемные операции

СУГ – сжиженный углеводородный газ

ТВЧ – твердые взвешенные частицы

УБТ – утяжеленные бурильные трубы

УКПН (УПН) – установка (комплексной) подготовки нефти

УЛФ – улавливание легких фракций

УР – установка регазофикации

ФА – фонтанная арматура

ЦА – цементировочный агрегат

ЦП – цепной привод

ШНУ –штанговая насосная установка

ЭВМ – электронная вычислительная машина

ЭХЗ – электрохимическая защита (трубопроводов)

ЭЦН – электрический центробежный насос


Литература


1.Ю.М.Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков, Технология бурения

нефтяных и газовых скважин. М.Недра, 2001 – 679 с.

2.Ю.М.Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков. Заканчивание скважин.

М.Недра, 2000 – 670 с.

3.В.М.Валовский, К.В.Валовский. Цепные приводы скважинных штанговых

насосов. АОО «ВНИИОЭНГ», Москва 2004 – 492 с.

4.А.А.Коршак, А.М.Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Уфа. Дизайн
Полиграф Сервис, 2001 - 544 с

5.Ш.К.Гиматудинов, И.И.Дунюшкин и др. Разработка и эксплуатация нефтяных,

газовых и газоконденсатных месторождений. М.Недра, 1988 – 302 с.

6.Л.П.Мстиславская, М.Ф.Павлинич, В.П.Филлипов. Основы
нефтегазового производства. М. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа,

2003 - 276с.

7.В.М.Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра,
1979-448 с.

8.Р.Х.Муслимов, К.М.Мусин, М.М.Мусин. Опыт применения тепловых

методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана.

Казань, Новое Знание» 2000.

9.Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин.

М.Недра, 1982 – 376с.

10.С.А.Султанов, Р.Х.Муслимов. Нефть - чудо природы. Казань,
Татарское книжное издательство, 1987 – 160 с.

11. В.П.Тронов. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных

месторождений. Казань, Академия Наук РТ, 2004 – 584 с.

12.В.П.Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти.

Казань, «Фэн», 2002- 408с.

13.С.Хисамов. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов

нефти. Учебное пособие. Альметьевск, Татаиснефть, 2005 – 169 с.

14.Р.С.Хисамов, А.А.Газизов, А.Ш.Газизов. Увеличение охвата продуктивных

пластов воздействием. Москва ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 – 568 15.Аналитический журнал НЕФТЕГАЗОВАЯ ВЕРТИКАЛЬ (НГВ) 2002–2006гг.


Подписано в печать 24.05.2006 г.

Формат 60×84/16

Печать RISO 10,5 уч.-изд.л. 10,4 ус.печ.л.

Тираж 60 экз. Заказ № 39

ТИПОГРАФИЯ

АЛЬМЕТЬЕВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО

НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА

423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2