Главная -> Словарь

Эксплуатации находятся

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малооб — иодненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до 90 — 98 %. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические и неорганические газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки.

Сравнение турбодетандер ной установки по подготовке газа Уренгойского газоконденсатного месторождения с такой же по схеме установкой, в которой ТДА заменен пропановым холодильным циклом, показывает, что капитальные вложения при условии добычи 30 млрд. м3 в год газа в случае применения ТДА меньше на 15 млн. руб., а среднегодовые эксплуатационные расходы — на 1,5 млн. руб. По отношению к другим способам подготовки газа в соответствии с требованиями отраслевого стандарта применение ТДА еще более эффективно. В течение 13 лет эксплуатации месторождения среднегодовой экономический эффект от применения ТДА вместо пропановых холодильных установок будет составлять 3,9 млн. руб.

Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Характерным для пластовой воды самотлорской нефти, как и для других западно-сибирских месторождений, является низкая минерализация: ее плотность при 20 °С не превышает 1,02, в то время как для ар-ланской 1,18 и для ромашкинской 1,14. Кислотность пластовых вод этих месторождений также разная; если у западно-сибирских рН колеблется в пределах 6,7-8,4 , то у ромашкинской рН=5,4, а у арланской рН=6,5 . Необходимо отметить, что характеристика пластовой воды в значительной степени зависит от длительности эксплуатации месторождения, особенно при применении заводнения пласта.

Бурят разведочные скважины и устанавливают, в каких именно пластах или участках массивов горных пород имеется промышленная нефть. Для этой цели проводятся электрокаротажные, газокаротажные и другие исследования разрезов скважин. После этого начинают систематическую добычу нефти, для чего бурят эксплуатационные скважины. Однако даже тогда, когда ведется планомерная добыча нефти из ряда скважин, разведка месторождения не прекращается. Устанавливают границы нефтеносности пластов, выясняют, нет ли нефти в пластах еще более глубоко залегающих, чем те, из которых уже добывают нефть. Таким образом, при эксплуатации месторождения ведется дальнейшее его изучение и разведка.

Давление газов в нефтяных месторождениях колеблется в широких пределах от нескольких атмосфер до 120 и больше.1 Давление зависит от глубины нефтяного месторождения и в среднем соответствует гидростатическому, т. е. такому давлению, которое вызывается давлением столба воды на данной глубине . Однако есть и такие буровые скважины, вскрывшие нефтяной горизонт, в которых это давление выше гидростатического, и в этих случаях есть основания говорить о повышении давления за счет образования газа или за счет сжимания газовых масс в недрах в силу тектонических причин. Давление, соответствующее гидростатическому, не может заставить нефть изливаться из скважины в виде фонтанов, и если все-таки фонтаны явление обычное, то объяснение этому усматривается в том, что в скважине, выбрасывающей нефть, имеются не только нефть, но и газы, вследствие чего вес столба этой газонефтяной смеси может оказаться ниже веса столба воды. Высокое давление газов в нефтяных месторождениях приводит к тому, что часть газа, особенно гомологи метана, переходят в раствор в нефть, из которой газы выделяются при снижении давления во время эксплуатации месторождения. Чем ниже давление, тем выше удельный вес газа, потому что в первую очередь из нефти выделяются газовые компоненты, обладающие наибольшей упругостью пара, т. е. сперва метан, затем этан, пропан и т. д. В конце эксплуатации из нефти выделяется газ, содержащий заметные количества жидких углеводородов, так называемый газовый бензин.

За время многолетней эксплуатации месторождения случаев заболевания работников, в связи с загрязнением воздушной среды, не зафиксировано.

3.2. Сведения о ПЯВ и их последствиях. 02.09.1969 г. и 08.09.1969 г. на Осинском месторождении было проведено два ПЯВ мощностью по 7,6 кт., заряды которых размещались соответственно в скважинах 1001 и 1002 на глубинах 1212 и 1208 м, в водонасыщенной части разреза, в 53 и 76 м ниже водонефтяного контакта. Заряды ПЯВ закладывались в своде месторождения, на участке с эффективной нефтенасыщенной толщиной в 28 - 30 м и коэффициентом продуктивности в 13 и 21 - 23 т/сут-МПа. Это было время, когда фонтанный период эксплуатации месторождения практически закончился, пластовое давление здесь быстро падало и стало сдерживаться внутриконтурной закачкой вод. В состоянии Осинского месторождения после ПЯВ можно выделить три основные стадии: начальную , промежуточную и позднюю .

пластовых давлений не превышали 0,3 - 0,5 МПа/км, а значения изобар, имевших выдержанное широтное простирание, изменялись в пределах 10-12 Мпа. Фонтанный период эксплуатации месторождения, начатой в 1965 г., продолжался 3,7 года и привел к быстрому падению давлений. Затем путем внутриконтурной закачки вод, начатой незадолго до ПЯВ, удалось стабилизировать давление. Но в 1969 г. ПЯВ вновь породили возмущения флюидодинамического режима недр, частичное успокоение которых длилось около 1,5 месяцев. После этого режим давлений стал предположительно определяться в основном соотношением отбираемой и закачиваемой в пласт жидкости. Однако, несмотря на такую компенсацию, с 1984 г. вновь началось снижение пластового давления в зоне ВНК с 11,3 до 10,2 МПа, что оказалось для нефтяников неожиданным и отражало, вероятно, процесс развития вторичной трещиноватости в ходе прогрессирующего разрушения массива горных пород после ПЯВ. В конечном счете на месторождении, как уже отмечено, вдоль широтных рядов нагнетательных скважин сформировались шесть узких линейных зон повышенных давлений, разделенных депрессионными зонами. Такого рода многократные перестройки естественного флюидодинамического режима недр чрезвычайно затрудняют сейчас выбор оптимального решения рассматриваемого вопроса, о чем свидетельствуют, в частности, данные эксперимента в окрестностях прокольной скважины 1004.

Этот опыт убеждает в том, что гидродинамическая завеса, как один из предлагаемых способов обеспечения безопасной эксплуатации месторождения, едва ли способна предотвратить "расползание" радионуклидов из полостей ПЯВ по площади месторождения.

В начале эксплуатации месторождения обычно содержание естественных радионуклидов в исходной пластовой воде не представляет какой-либо серьезной опасности. Однако в процессе добычи нефти происходит ряд процессов, приводящих к концентрированны) и выпадению в осадок радиоактивных веществ в виде нефтешламов в емкостном оборудовании и отложений на внутренней поверхности трубопроводов, насосов и арматуры.

В ректификационных колоннах применяются сотни различных конструкций контактных устройств, существенно различающимся по своим характеристикам и технико-экономическим показателям. При этом в эксплуатации находятся наряду с самыми с овременными конструкциями контактные устройства таких типов , которые, хотя и обеспечи — ьают получение целевых продуктов, но не могут быть рекомендованы для современных и перспективных производств.

Поскольку в эксплуатации находятся AT и АВТ довоенного и г оследующих поколений, отечественные установки перегонки не — QJTH характеризуются большим разнообразием схем перегонки, широким ассортиментом получаемых фракций. Даже при одинако — вой производительности ректификационные колонны имеют разные размеры, неодинаковое число и разные типы тарелок; по разному решены схемы теплообмена, холодного, горячего и циркуляционного орошения, а также вакуумсоздающей системы. В этой связи ниже будут представлены лишь принципиальные технологи — ческие схемы отдельных блоков , входящих в состав высокопроизводительных современных типовых установок перегонки i ефти.

В зависимости от фракционного состава и свойств перерабатываемой нефти выход целевых светлых нефтепродуктов составляет 41,5—52,0%. В настоящее время в эксплуатации находятся пять установок «советской трубчатки». За время их эксплуатации был осуществлен ряд мероприятий, позволивших улучшить технологические и технико-экономические показатели установки. Наиболее рациональными мероприятиями оказались следующие:

В настоящее время в эксплуатации находятся сооруженные в 50—60 годах типовые комбинированные установки ЭЛОУ — АВТ производительностью 1,0 и 2,0 млн. т/год нефти. Наиболее распространены установки мощностью 2,0 млн. т/год, поэтому ниже приводятся основные показатели для этих установок.

На заводе, на котором одновременно эксплуатируются 1000 насосов , ежедневно в среднем производятся: ревизия примерно 33 насосов, текущий ремонт 10, средний ремонт 8—12 и капитальный ремонт 4—5 насосов. . Поэтому централизованную ревизию насосов целесообразно предусматривать лишь на заводах типов 1 и III, где в эксплуатации находятся одновременно до 300 насосов . При большем числе действующих насосов на заводах типов I—III желательно иметь непосредственно в цехах требуемое количество ремонтников для производства ревизии.

На этой же установке в эксплуатации находятся насосы: КВН-55Х180; КВИ-55Х120; 5НГ-5Х2; 6НГ-7Х2; 4Н-5Х4; 2,5НФ; 4НГ-5Х2; 4НГ-5Х4; НПН-6, а также турбины ОК-500 и ШТ. Поэтому необходимо, чтобы на установке были комплекты следующих запасных частей:

На Куйбышевском НПЗ в эксплуатации находятся три установки каталитического риформинга с общей проектной производительностью 1.68 млн. тонн в год.

Мощность установок. В эксплуатации находятся установки термического крекинга и висбрекинга мощностью 600— 1500 тыс.т/год по сырью. За рубежом действуют установки термического крекинга мощностью 350—1800 тыс. т/год и висбрекинга 500—2000 тыс. т/год.

Мощность и материальный баланс. В эксплуатации находятся установки мощностью 400—600 тыс. т/год. Ниже приводится материальный баланс установки при работе в режиме термического крекинга и в режиме получения термогазойля :

За рубежом в эксплуатации находятся пять установок диффузионного разделения; сообщается о вводе в эксплуатацию еще четырех установок. Суммарная мощность девяти установок составит 41 тыс. м3/ч; мощность наибольшей установки 10,6 тыс. м3/ч.

В связи с развитием в последнее .десятилетие каталитического риформинга бензиновых фракций, в процессе которого вырабатываются большие количества дешевого водорода, автогидроочистка еще не нашла широкого применения. За рубежом в промышленной эксплуатации находятся всего четыре установки автогидроочистки общей производительностью около 2500 м3/сутки, наибольшая мощность установки 550 м3/сутки .