Технология добычи нефти. 2

Министерство образования и науки РФ

ФГАОУ ВПО «Уральский Федеральный Университет

имени первого Президента России Б.Н.Ельцина»

Химико-технологический факультет

Кафедра химической технологии топлива и промышленной экологии

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Технология основных производств»

на тему: «Технология добычи нефти»

Выполнил: 

студент гр.  Х-400702                                                                Д.Р. Назмутдинова

Проверил:                                                                                    

доцент, к.т.н.                                                                                   О.А. Белоусова

Екатеринбург 2013 

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и продукты ее естественного выхода на земную поверхность - асфальты и битумы - давно известны человечеству. Их использовали в Вавилоне и Византии как зажигательную смесь. В древнем Египте, Риме и междуречье Тигра и Евфрата их применяли как вяжущие гидроизоляционные материалы при строительстве дорог, акведуков и других сооружений. С конца 18 века продукт переработки нефти - керосин - стал использоваться для освещения жилищ и улиц, а с 19 века, с изобретением двигателя внутреннего сгорания нефтепродукты стали основным видом топлива для различных транспортных средств.

Нефтяная промышленность сегодня - это крупный  народнохозяйственный  комплекс,  который живет и развивается по своим закономерностям [7].

Нефть сегодня для хозяйства страны – это:

• сырье для  нефтехимии  в производстве синтетического каучука, спиртов,  полиэтилена,  полипропилена,  широкой гаммы  различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;
• источник для выработки моторных  топлив  (бензина,  керосина,  дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут),  строительных материалов  (битумы, гудрон, асфальт);
• сырье для получения ряда белковых препаратов,  используемых в  качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефть -  наше  национальное  богатство,  источник  могущества страны, фундамент ее экономики. В статье экспорта в России нефть занимает первую строчку.

В отличие от других видов горючих ископаемых, нефть относительно легко добывается, транспортируется (по нефтепроводам) и довольно просто перерабатывается в широкую гамму продуктов различного назначения. Поэтому не удивительно, что в большинстве стран мира на нефть приходится более половины топливно-энергетического комплекса.

Экономика государств зависит от нефти больше, чем от любого другого продукта. Поэтому нефть с начала ее промышленной добычи и до настоящего времени является предметом острой конкурентной борьбы, причиной многих международных конфликтов и войн.

Целью данной работы является:

• изучение основных стадий технологии добычи нефти
• рассмотрение основных методов добычи нефти.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА И НАЗНАЧЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Нефть и нефтепродукты обеспечивают около трети топливно-энергетических потребностей страны и являются одним из главных источников валютных поступлений. Поэтому состояние нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей в значительной мере определяет и состояние экономики России в целом.

Мировые разведанные запасы нефти сконцентрированы на Ближнем Востоке. Пять ближневосточных стран обладают почти 2/3 глобальных запасов: Саудовская Аравия (25%), Ирак (11%), ОАЭ (9%), Кувейт (9%) и Иран (9%). Вне Ближнего Востока самые большие запасы имеют Венесуэла и Россия. Венесуэла обладает приблизительно 7%, Россия – почти 5% глобальных запасов нефти. Россия производит 10% нефти, в то время как потребляет только 4.

В 1999 г. производство нефти в России составляло примерно 300 млн. т,  в 2010 году в России было добыто 505 млн. тонн нефти. Прирост добычи нефти в основном был достигнут за счёт ввода крупных месторождений в Восточной Сибири, таких как Ванкорское, Талаканское, Верхнечонское. Также начата добыча на месторождении имени Корчагина на Каспии. Лидером по добыче "черного золота" остается "ЮКОС".

Крупнейшие российские нефтяные компании – ТНК, «ЛУКойл», ЮКОС, «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» - располагают запасами нефти почти в 13 млрд. т. Более чем 100 компаний добывают нефть в России, но подавляющая часть добычи фактически находится в руках 10 вертикально интегрированных компаний, их объем производства составляет приблизительно 350 млн. т – 90% производства нефти в России. Две самые крупные компании – «ЛУКойл» и ЮКОС производят около 40% нефти. Сырая нефть и нефтепродукты составляют примерно 40% суммарного экспорта России, нефть – существенный источник доходов бюджета. Российская Федерация выступает как один из ведущих операторов в международном нефтяном бизнесе, являясь крупнейшим чистым экспортером нефти после Саудовской Аравии. Россия, Норвегия и Мексика – единственные страны, не входящие в ОПЕК, среди 10 крупнейших чистых экспортеров мира.   

Но в настоящее время главный вопрос экспорта российских нефтепродуктов – их низкое качество. Страна все еще отстает в производстве дизельного топлива с низким содержанием серы, использование которого является обязательным в ЕС, начиная с 2005 г. 
Подавляющая часть российской нефти уходит за пределы постсоветского пространства [11].

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НЕФТЕДОБЫЧИ

2.1 Методы нефтедобычи

Добыча нефти — это процесс вытеснения. Нефть не выталкивает сама себя из коллектора. Напротив, она должна вытесняться в скважину из пористого пласта каким-то замещающим агентом. Обычно в качестве такого агента используют газ или воду, зачастую один из них или оба имеются внутри или невдалеке от коллектора. Если их нет, при разработке месторождения закачивают газ или воду через нагнетательные скважины.

Три главных природных механизма нефтевытеснения включают режим растворенного газа, газонапорный и водонапорный режимы. Избранный тип движущей силы задает условия эксплуатации и в значительной степени определяет окончательную степень нефтеотдачи.

Когда обсадная колонна установлена, зацементирована, перфорирована и предприняты все необходимые меры по интенсификации притока, на скважине можно монтировать оборудование для добычи.

Существуют три, самых распространённых, способа добычи нефти:

▪ фонтанный - он же самый простой способ добычи;

▪ газлифтный – специфичный способ добычи;

▪ насосный – часто применяемый способ добычи.

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

1 - движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин,

2 - движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин,

3 - сбор нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам называют процессом разработки нефтяного месторождения. Движение жидкостей и газа в нужном направлении происходит за счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы [6].

2.2 Механизированная добыча

Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:

•    газлифт;

•    плунжерный лифт;

•    добыча штанговыми насосами;

•    откачка пневматическими и гидравлическими насосами;

•    откачка роторными насосами;

•    откачка гидравлическими глубинными насосами;

•    откачка электрическими погружными насосами.

2.3 Газлифт

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом (рис. 2.3.1). Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее, рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта.

В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

Рис. 2.3.2 Цикл работы плунжерного подъемника: а— скважина закрыта с маленьким поверхностным давлением, плунжер держится в ловушке, перепускной клапан открыт; б— скважина закрыта, давление нарастает, плунжер выпущен с открытым клапаном, жидкость накапливается на дне насосно-компрессорной колонны; в — скважина закрыта, плунжер ударяется о дно, жидкость оказывается над плунжером; г — скважина открыта, плунжер с грузом жидкости поднимается под действием расширяющегося газа, перепускной клапан закрыт; д — скважина открыта, плунжер сталкивается с крышкой, ловушка срабатывает, перепускной клапан открывается. Далее скважина закрывается и цикл повторяется

Рис. 2.3.3 Основные части плунжерного подъемника

2.3.1 Достоинства и недостатки

Как метод механизированной добычи нефти, газлифт обладает многими достоинствами в тех случаях, когда он применим. Метод относительно прост в работе, необходимое оборудование сравнительно недорого и взаимозаменяемо. Могут добываться как большие, так и малые объемы, и не имеет значения, непрерывный это поток, периодический поток или камерный газлифт. Метод оказался эффективным при неблагоприятных скважинных условиях; от песка и других твердых веществ можно избавиться без особых затруднений. Удается более успешно, чем в других методах искусственного лифта, решить проблемы коррозии и добычи нефти с высоким содержанием газа, он эффективно применяется в искривленных скважинах. Газлифт может быть предназначен и для работы с канатными системами. При использовании канатов нетрудно провести замеры давления в забое.

Среди прочих достоинств газлифта — низкие эксплуатационные расходы и, в некоторых случаях, низкая вероятность отказа по сравнению с другими системами. Газлифт может применяться в районах городской застройки и требует меньше места, а также на морских добывающих платформах.

Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки. Требуется источник сжатого газа; сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями. Особенно малоэффективны в этом случае системы периодического действия. Трудно получить точные замеры газа, и пульсация потока может осложнить эксплуатацию наземного оборудования.

Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.

Важнейшее достоинство плунжерного лифта — низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.

Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи.

Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования [1].

3. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ

3.1 Используемая сырьевая база

Рассмотрим основные характеристики сырьевой базы нефтяной промышленности субъектов Российской Федерации на примере Уральского и Поволжского районов.  В силу специфики геологических условий каждая из этих территорий имеет индивидуальную направленность геологоразведочных работ  и сопутствующие технико-экономические проблемы.

Уральский и Поволжский районы:

Эти районы, объединяющие ряд республик и областей Приуралья, Среднего и Нижнего Поволжья, составляют второй по значению (после Западной Сибири) крупнейший нефтедобывающий центр России, известный как Урало-Поволжье или второе Баку.

Для Урало-Поволжья характерно наличие большой группы крупнейших нефтяных месторождений, включая Ромашкинское, Арланское, Туймазинское, Мухановское, Шкаповское, Кулешовское, Батырбайское и др.. В течение длительного времени, начиная с 40-50-х гг., они интенсивно отрабатываются с высокой эффективностью.

Республики Татарстан и Башкортостан являются центрами нефтяной промышленности Урала-Поволжья, на долю которых приходится 65% добычи нефти. Для обеспечения республик характерны высокая степень освоения месторождений и общий остаточный характер сохраняющихся запасов и ресурсов.

В Татарстане в разработку вовлечено 87% разведочных запасов при средней выработанности открытых месторождений на 67%, в том числе по крупнейшим: Ромашкинскому, Ново-Елховскому и Бавлинскому — на 73-85%. Уже длительное время подготовка запасов нефти осуществляется за счет мелких месторождений и нефти ухудшенного качества. Неразведанные ресурсы нефти в Татарстане оцениваются в 500 млн. т., некоторые перспективы связываются с малоизученными западными ее районами.

В Башкортостане разрабатываются 146 из 158 открытых месторождений, включающих 98,4% разведанных запасов нефти. Средняя выработанность начальных запасов месторождений составляет 78%, в том числе по крупнейшим: Арланскому, Туймазинскому и Шкаповскому — 79-95%. Неразведанные запасы нефти в республике оцениваются в 385 млн. т..

Самарская область — одна из наиболее забуренных глубокими скважинами частей Урало-Поволжья. К 1995 г. объем буровых работ здесь достиг 9.2 млн. т., что составляет в среднем 172 т/км перспективной территории. При такой изученности потенциал нефтеносности Самарской области реализован почти на 80%, сохраняя лишь перспективы небольших открытий. В разработку вовлечены 101 из 145 месторождений, в них заключено 92.7% разведанных запасов нефти.

Пермская и Оренбургская области также относятся к «старым» нефтедобывающим районам Урало-Поволжья, но отличаются от рассмотренных выше более благоприятными показателями сырьевой базы. Прежде всего, это относится к Оренбургской области, где запасы открытых месторождений превышают существующий уровень добычи нефти почти в 60 раз, а перспективные и прогнозные ресурсы нефти наиболее значительны в Урало-Поволжье.

К настоящему времени в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются; доля последних в объеме текущих запасов нефти 75%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское). В то же время наиболее крупные в области залежи нефти нефтяной оторочке Оренбургского газоконденсатного месторождения (запасы 85 млн. т.) находится только в начальной стадии освоения, хотя имеет высокую конкурентоспособность по отношению к другим нефтяным месторождениям Оренбургской области.

В Пермской области открыто 163 нефтяных месторождения, из которых 98 разрабатываются. Большая группа месторождений (4) находится в длительной консервации по экономическим причинам. В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 92% разведанных запасов. Средняя по области выработанность запасов составляет 50%, в том числе по основным месторождениям: Ярино-Каменоложскому —90%, Павловскому — 37%, Батырбайскому —58%, Осинскому —52%.  

Перечень основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья завершает Республика Удмуртия, которая стала осваиваться значительно позже всех рассмотренных выше, вследствие чего выработанность запасов открытых нефтяных месторождений является наименьшей (30%). Разрабатываются 23 из 67 месторождений, в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и Ельниковское). Относительно низкий темп освоения запасов нефти в республике во многом объясняется сложностью структуры запасов, где преобладает тяжелая нефть (83%).

Остальные районы играют резко подчиненную роль в запасах (5%) и добыче (3%) нефти Урало-Поволжья, что связано с отсутствием крупных высококачественных месторождений. Так, в Ульяновской области открыто 41 нефтяное месторождение, но их общий запас составляют лишь 31 млн. т., причем они представлены тяжелой и высоковязкой нефтью.

Для Саратовской и Волгоградской областей характерны трудности «старых» районов, обусловленные физическим исчерпанием основных запасов. В Саратовской области в разработку вовлечено 92% разведанных запасов, в Волгоградской области — 94%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет соответственно 62 и 78%, в том числе по наиболее крупным: Соколовогорскому, Коробковскому, Жирновскому и Бахметьевскому — от 90 до 97%.

Обособленное положение в Поволжском районе занимает Республика Калмыкия, которая принадлежит нескольким нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской, Прикаспийской, Северокавказской, Днепровско-Припятской. За годы проведения геологоразведочных работ (с 1951 г.) в Республике открыто 28 и разрабатывается 20 нефтяных месторождений, но объемы подготовленных запасов и добычи нефти небольшие [9].

3.2 Особенности технического оформления и применяемого оборудования

Добыча нефти – очень сложный и длительный процесс. Он начинается с поиска месторождений, а заканчивается транспортировкой сырья к месту потребления или переработки. Для каждого этапа работ требуется целый комплекс оборудования. От действий опытных специалистов и правильно подобранного оборудования будет зависеть объем полученного сырья, безопасность людей и окружающей природы.

Для каждого этапа разработки месторождений существует свое оборудование. При бурении используют бурильно-крановые машины, насосные установки, смесительные установки, установки промысловые паровые передвижные и другие различные агрегаты.

Для технического обслуживания всего оборудования нефтяной вышки необходим комплекс сервисного оборудования, который позволит вовремя определить степень изношенности всех узлов и элементов станков и при необходимости произвести текущий ремонт.

Большое количество различной спецтехники необходимо для обустройства скважин, ремонтных работ и устранения последствий аварий. Для хранения и транспортировки сырья создаются специальные емкости и резервуары. Строительство и эксплуатация трубопроводов тоже нуждается в поставках соответствующего оборудования.

Благодаря новым разработкам и постоянному совершенствованию, российские производители оборудования для нефтяной отрасли являются вполне конкурентоспособны для иностранных производителей, что позволяет производить закупку необходимого оборудования в нашей стране. Крупнейшие производители нефтепромыслового и промышленного оборудования: ООО «Борец» г.Москва, ОАО "Завод бурового оборудования" г.Оренбург, ОАО "Волгограднефтемаш" г.Волгоград, "Алтайгеомаш" г.Барнаул, ЗАО "Машиностроительный завод им. В.В.Воровского" г.Екатеринбург, ОАО «Нефтемаш» г.Тюмень и многие другие [11].

3.3 Наличие и доступность квалифицированных  кадров

В настоящее время в России существует большая база учебных заведений по подготовке специалистов в области нефтяной промышленности: Архангельский государственный технический университет, Санкт-Петербургский государственный горный институт им.Г.В. Плеханова, Томский политехнический университет, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Ухтинский государственный технический университет, Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Тюменский государственный нефтегазовый университет, Альметьевский государственный нефтяной институт, с их многочисленными филиалами [8].

3.4 Необходимая инфраструктура

На нефтепромысле в зависимости от условий создаются подсобные цехи: водоснабжения, паросиловой, электроцех, механическая мастерская, гараж и т. п.

3.5 Потребности в транспорте

Мировая практика транспортировки нефти и нефтепродуктов включает железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный виды транспорта. 
          Железнодорожный транспорт - наиболее распространенный вид транспорта для перевозки грузов. Перевозка жидких нефтяных грузов осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью 50, 60 и 120 т, выполненных из листовой стали толщиной 8 - 11 мм. Налив нефтепродуктов в цистерну, как правило, производится сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются смотровыми площадками, внутренними и наружными лестницами, нижними сливными приборами и другими необходимыми устройствами для надежной эксплуатации в пути следования и при сливно-наливных работах.  
         Водный транспорт нефти делится на речной - по внутренним водным путям (рекам, озерам) и морской - по морям и океанам (как по внутренним морям континента, так и между континентами). По рекам и озерам нефть перевозится в баржах (в том числе самоходных) и в речных танкерах - специальных самоходных судах, предназначенных для перевозки нефтегрузов. Морской транспорт нефтегрузов осуществляется морскими танкерами - судами большой грузоподъемности, способными пересекать океаны и моря.

  Автомобильный транспорт - основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и т.д.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют. 
Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т. д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов - в таре на бортовых машинах. 
         Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Доставку нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках. 
        Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По перекачиваемому продукту трубопроводы подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие нефть, и нефтепродуктопроводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты [3]. 

 
Табл. 2 - Достоинства и недостатки видов транспорта нефти и нефтепродуктов