Сбор и транспортировка нефти и газа (стр. 1 из 4). Транспортировка газа нефти


Транспортирование нефти и газа

Российская Федерация

Министерство народного образования Удмуртской Республики

Профессиональное училище № 31

ОД-4

“Оператор добычи нефти и газа”

Пояснительная записка

к письменной экзаменационной работе

Тема работы: “Транспорт и хранение нефти и газа”

Выпускник: Голубев С.В. Группа: ОД-4

Работа выполнена: _08_”_04_”2002_”_________________________________

работы

Ижевск 2002 г.

Содержание

Стр.

I. Введение. Нефтяная промышленность Удмуртии............................................ 3

II. Технологическая часть....................................................................................... 4

II.1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение. Промысловые нефтепроводы......................................................................................... 4

II.2. Насосные станции. Оборудование насосных станций. Насосы для перекачки нефти..................................................................................... 10

II.3. Резервуары............................................................................................. 14

II.4. Техника безопасности и охрана окружающей среды........................... 21

III. Использованная литература.............................................................................. 25

I. Введение

Нефтяная промышленность Удмуртии

Месторождения нефти имеют промышленное значение. Это по­зволило создать в республике нефтяную отрасль.

В 1958 году начала свою деятельность Удмуртская геофизическая экспедиция, а в 1961 году – трест "Удмуртнефтеразведка" (ныне ОАО "Удмуртгеология").

Для ускорения ввода в разработку открытых в республике про­мышленных запасов нефти и организации нового нефтедобываю­щего района страны в 1973 году в городе Ижевске было создано производственное объединение "Удмуртнефть".

От 100 тысяч тонн нефти, добытых в 1969 году, в, год становле­ния нефтяной отрасли Удмуртии, до 9,3 млн. тонн в г982 году -^ та­ков темп развития ее нефтедобычи. В последние годы из недр из­влекается ежегодно 5-6 млн тонн "черного золота".

ОАО "Удмуртнефть" разрабатывает 23 нефтя­ных месторождения. За время работы это предприятие извлекло из недр более 185 млн. тонн нефти. Остальные запасы на конец 1999 года составляли около 240 млн. тонн нефти.

На балансе ОАО "Удмуртгеология" находится 33 нефтяных мес­торождения. Это, в основном, те месторождения на которых ведет­ся разведка и которые позже будут переданы в нераспределенный фонд месторождений Удмуртии.

Учитывая большой опыт ОАО "Удмуртнефть" в разработке не­фтяных месторождений и наличие в ее составе производственной инфраструктуры целесообразно объединить усилия всех нефтедо­бывающих предприятий республики в единый Холдинг для реше­ния задач не только по стабилизации добычи нефти, но и увеличению объемов добычи нефти в республике.

II. Технологическая часть

1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение.

Промысловые нефтепроводы.

Нефтепроводы

Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов –трубопроводный.

Преимущество этого вида транспорта:

1. Низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстоя­ния;

2. Непрерывность подачи продукции;

3. Широкая возможность для автоматизации;

4. Уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспорти­ровании;

5. Возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные рассто­яния, называются магистральными.

Магистральные трубопровода в зависимости от перекачиваемой жидко­сти соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов.

Нефтепровод состоит из следующих звеньев:

1. трубопровода;

2. одной или нескольких насосных станций;

3. средств связи.

Нефтепровод характеризуется следующими показателями: длиной, диа­метром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Современные нефтепроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) статей большой мощности, а также наливными станциями со все­ми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. тонн нефти в год и более. Со­оружают такие нефтепроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 300, 1000,1200 и 1400 мм.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния прихо­дится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в нефте­проводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций по длине нефтепровода.

Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем вы­годно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым го­дом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных ме­сторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепрово­дов "ДРУЖБА" протяженностью с ответвлениями более 10 тыс.км, нефте­проводы Северо-Западного направления: Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень-Куйбышев, Куйбышев- Тихорецкая, Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг и др.

По принципу перекачки продукций на практике применяют две сис­темы: 1. постанционную и 2. транзитную.

Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию /рис. А/. Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка про­дукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в нефте­провод.

Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной стан­ции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предна­значенный для отделения газа или воды от нефти /рис. Б/.

Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыду­щей насосной станции направляется непосредственно на следующую насос­ную станцию, минуя промежуточной резервуар, который подключается па­раллельно нефтепроводу /рис. В/. Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения нефтепровода при пуске или ремонте.

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов нефте­провод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие нефтепроводы имеют дистанционное управление.

Нефтепровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Весь нефтепровод разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за нефтепроводом.

На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персона­ла, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта нефтепровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубоукладчики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т.д.

Газопроводы

К магистральным газопроводам относятся газопроводы, по которым газ транспортируется из районов его добычи до мост потребления газораспреде­лительных станций /ГРС/ городов, населенных пунктов и промышленных предприятий.

Сеть магистральных газопроводов в нашей стране систематически рас­ширяется. Основные системы газопроводов: север Тюменской области- рай­оны Урала и Центра. Средняя Азия- Центр, трансконтинентальный газопро­вод из Оренбурга к государственным границам для подачи газа в Болгарию, Венгрию, Германию, Польшу, Румынию.

В настоящее время магистральные газопроводы сооружают в основном диаметром 1200 и 140 мм. при давлении до 7,5 МПа с пропускной способ­ностью 15-25 млрд м3 год.

Магистральные газопроводы во многом тождественны магистральным нефтепроводам и содержат те же основные элементы: трубопроводы, перека­чивающие станции и телефонную связь.

Однако газопроводы имеют и некоторые специфические особенности, обусловленные большим удельным объемом газа и изменениями этого объе­ма под влиянием давления, развиваемого на станциях при перекачке. К этим особенностям относятся в первую очередь увеличенные диаметры газопро­водов по сравнению с трубопроводами, по которым транспортируются жид­кости в эквивалентных газу весовых количествах.

Другой особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления в конце перегонов между станциями газопровода, имеющего на всем протяжении один диаметр. Так, например, если на нефте­проводе начальное давление нефти на насосной станции, равное 5 МПа, сни­жается к концу перегона практически почти до нуля, то на газопроводе дав­ление в конце перегона поддерживается на уровне 2 МПа, что соответствует оптимальным параметрам перекачки.

К особенностям магистральных газопроводов относится также необходи­мость специальных мероприятий по предотвращению образования в них гидратных пробок и мероприятий, связанных с повышенной взрывоопасностью газа. Наконец, к основным особенностям магистральных газопроводов следу­ет отнести особо высокие требования к бесперебойности перекачек, так как каждая длительная остановка газопровода нарушает снабжение топливом по­требителей и может вызвать остановку добычи газа в начальном пункте газо­провода.

mirznanii.com

Транспортирование нефти и газа (реферат)

Содержание

1. Транспорт нефти и газа

1.1 Краткая история развития способов транспорта энергоносителей

1.2 Железнодорожный транспорт

1.3 Водный транспорт

1.4 Автомобильный транспорт

1.5 Трубопроводный транспорт

2. Область применения различных видов транспорта

3. Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода

Приложение

Список литературы

1. Транспорт нефти и газа

1.1 Краткая история развития способов транспорта энергоносителей

Нефть издавна транспортировали от мест добычи к местам потребления.

Археологи установили, что за 6000 лет до н.э. на берегу Евфрата в Иди существовал древний нефтяной промысел. Добытая нефть, в частности, переправлялась вниз по Евфрату к городу Ур и применялась в строительном деле. Для перевозки нефти по реке строились специальные наливные сосуды. Грузоподъемность этих древних “танкеров” достигала 5 т.

Издавна нефть хранили и перевозили в специальных сосудах. Так, нефть с территории бывшего Тмутараканского княжества Киевской Руси (Таманский полуостров) вывозилась византийскими кораблями в амфорах. Именно таманская нефть использовалась византийцами для изготовления их грозного боевого оружия – “греческого огня”.

После разорения Константинополя крестоносцами и последующего крушения Византийской империи спрос па нефть упал и тмутараканские промыслы были надолго забыты. Позднее основным поставщиком нефти стал район Баку. Перевозили ее на верблюдах или арбах в кожаных мешках (бурдюках) в различные районы – в Шемаху, Гилян и даже в Западную Европу.

Во времена царствования Бориса Годунова (1598…1605 гг.) нефть привозили в Москву из Печорских лесов с реки Ухты в бочках. Бочки различного размера длительное время служили емкостями для перевозимой нефти на трактах и на водных путях как в нашей стране, так и за рубежом.

Первая в России инструкция о правилах перевозки нефти на судах по Каспию и Волге была утверждена Петром I в 1725 г. Использовались для этих целей сухогрузы – гребные, парусные и паровые суда, на которые нефть грузилась в амфорах или бочках. Первые нефтеналивные суда, отличающиеся тем, что в их трюме размещались специальные емкости для налива нефти, появились в конце XIX века, когда на нее резко возрос спрос. В 1873 г. братья Артемьевы приспособили под налив нефти деревянную парусную шхуну “Александр”. А первым в мире металлическим нефтеналивным судном стал пароход “Зороастр”, построенный в 1878 г. по русскому проекту на шведской верфи. Для обеспечения пожарной безопасности его грузовые трюмы (танки) были отделены от машинного отделения двойной перегородкой, внутрь которой заливалась вода. Пароход “Зороастр” грузоподъемностью 250 т, ходивший по Каспийскому морю, стал первым в мире танкером. В 1882 г. российскими инженерами был создан танкер “Спаситель”, машинное отделение которого впервые в мировой практике было вынесено на корму – так, как это делается теперь у современных танкеров.

Большую роль в развитии отечественного нефтеналивного флота сыграл выдающийся русский инженер В.Г. Шухов. Под его руководством в Саратове были построены первые речные нефтеналивные баржи русского проекта. Впервые в мире они собирались из отдельных секций, что позволило сократить сроки спуска барж со стапелей.

Железнодорожную цистерну придумали американцы. К началу нефтяной лихорадки территория США уже была покрыта сетью железных дорог. Поэтому вполне естественно, что эта сеть стала использоваться для транспортирования нефти. Русские владельцы железных дорог долго сопротивлялись применению железнодорожных цистерн, с одной стороны, справедливо опасаясь пожароопасное™ нефти, а с другой – учитывая, что кпд цистерн составляет 50%, т.к груз перевозится только в одном направлении, а в обратную сторону цистерны движутся порожняком. Однако их достоинства – значительная грузоподъемность, возможность быстрой разгрузки и заполнения цистерн в конце концов сделали свое дело. В 1872 г. мастерскими Московско-Нижегородской железной дороги были изготовлены первые в России железнодорожные нефтеналивные цистерны.

В 1863 г.Д.И. Менделеев, посетивший нефтеперегонный завод В.А. Кокорева близ Баку, предложил использовать трубопровод для перекачки нефти от нефтяных колодцев до завода и от завода до причала на Каспийском море. Тогда его предложение не было осуществлено.

А в 1865 г. в США фирмой “Стандарт ойл” был построен первый в мире нефтепровод диаметром 50 мм и длиной 6 км. “Американцы как бы подслушали мои мысли”, – с некоторой горечью писал впоследствии Дмитрий Иванович.

Строительство первого в мире нефтепровода было осуществлено с целью сбить высокие железнодорожные тарифы на перевозку нефти. Сама же идея транспортирования жидкостей по трубам не являлась новой.

Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцы транспортировали воду по бамбуковым трубам на рисовые поля.

5000 лет назад в древнеиндийском городе Мохенджо-Даро стоки из некоторых домов отводились по глиняным трубам.

В Древнем Египте добываемая из глубоких колодцев вода отводилась по деревянным, медным и свинцовым трубам.

В Кносском дворце на о. Крит за 2000 лет до н.э. терракотовые трубы использовались для водоснабжения и отвода сточных вод.

В Древнем Риме свинцовые трубопроводы использовались для подачи питьевой воды и снабжения водой общественных бань. Самый крупный из них имел длину 91 км.

В XI веке был сооружен водопровод из деревянных труб для подачи воды в Новгород из р. Волхов. Внутренний диаметр труб составлял 140 мм, а наружный – 300 мм. Подобные деревянные водопроводы существовали и в других городах России, в частности, в Бугуруслане и в Тюмени.

Первый напорный водопровод на Руси был построен в Московском Кремле в 1631…1633 гг.: по свинцовым трубам при помощи водоподъемной машины вода подавалась в различные службы.

Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа

В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный

ukrreferat.com

Транспортировка газа, конденсата и нефти

    ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА, КОНДЕНСАТА И НЕФТИ [c.19]

    Современные масштабы добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, широкое использование продуктов их переработки в различных отраслях предопределяют появление массивных источников загрязнения окружающей среды. В плане воздействия на окружающую среду развитие этих отраслей промышленности имеет ряд особенностей, связанных с большими объемами добычи сернистых и высокосернистых газов, газовых конденсатов и нефтей, увеличением глубины переработки углеводородного сырья, высокой концентрацией объектов его добычи и переработки в отдельных регионах. [c.3]

    Задачи Департамента по транспортировке, хранению и использованию газа, газового конденсата и нефти. Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО Газпром  [c.9]

    Конденсаты природного газа состоят из углеводородов с углеродными числами в пределах Сз—Сю и могут получаться как из попутных, так и из сухих газов. После предварительного разделения нефти и газа последний охлаждается и промывается в скрубберах. Выделившиеся при этом в виде конденсата пропан, бутан и лигроин отводятся. Хотя в сухих газах конденсируемых веществ содержится гораздо меньше, чем в попутном газе, тем не менее перед транспортировкой содержание СНГ в них [c.79]

    К газу, нефти и конденсату, поступающим с установок комплексной подготовки газа, предъявляются определенные требования по качеству. В разделе 3 настоящей главы приведены требования на товарный газ, направляемый в магистральные газопроводы. Параметры качества определяют, по существу, условия транспортировки. На газ, поставляемый коммунально-бытовым потребителям (ГОСТ 5542-78), установлены требования, приведенные ниже  [c.21]

    Транспортировка добываемых нефти, природного и попутного газов производится по трубопроводам. В целях сокращения металлоемкости давление газа в газопроводах принимается 5,0...7,5 МПа. Давление в голове нефтепровода или конденсатопровода определяется в зависимости от расстояния между промыслом и заводом. Так, подача деэтанизированного конденсата из Уренгоя до Сургута производится при давлении в начале конденсатопровода [c.275]

    Однако интенсификация нефтегазодобычи и развитие нефтехимии ведут к загрязнению окружающей среды, особенно жидкими углеводородами (нефтью, нефтепродуктами, сжиженными углеводородными газами и конденсатом). По данным Национального исследовательского совета (США), в Мировой океан ежегодно попадает около 5 млн.т углеводородов, в том числе 75% - со стоками различных промышленных предприятий, а 25% - при транспортировке нефти и нефтепродуктов в танкерах и судоходстве [ 3]. В результате потерь от испарения при транспорте и хранении жидких углеводородов, промышленных и аварийных выбросов происходит загрязнение атмосферы, что отрицательно сказывается на здоровье людей и приводит к гибели растительности. В связи с этим проблема охраны окружающей среды от загрязнений углеводородами приг обретает особую актуальность. [c.2]

    Q добыча и транспортировка нефти, газа и газового конденсата  [c.73]

    ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ, ГАЗА, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА [c.93]

    Блочно-комплектное оборудование различного назначения, в том числе компрессорные агрегаты и КС, теплообменное оборудование, установки переработки нефти и конденсата (рис. 2), установки комплексной подготовки газа (УПГ) производительностью 50 и 500 млн мЗ/год. УПГ предназначены для извлечения ШФУ й воды из нефтяного газа с целью подготовки его к дальнейшей транспортировке в комплект поставки входят колонное, теплообменное, емкостное, насосное оборудование, а также средства связи, автоматизированного управления и регулирования. [c.50]

    Нефть — более тяжелая жидкость, чем конденсат, и содержит значительно больше масел, парафинов и других высокомолекулярных соединений. Многие нефти более чем на 99 % состоят из углеводородов, наиболее широко из которых представлены углеводороды парафинового и нафтенового рядов. В нефтях также имеются в небольших количествах другие классы органических соединений — кислородные, сернистые, асфальтосмолистые и др. Большинство сернистых и кислородсодержащих соединений являются поверхностно-активными соединениями. Они агрессивны по отношению к металлу и вызывают сильную коррозию. Обычной примесью в нефти является пластовая минерализованная вода, которая вызывает значительные осложнения при сборе и транспорте нефти. Отрицательное качество пластовой воды — ее способность образовывать водо-нефтяпые эмульсии, которые осложняют движение нефтяных систем по трубопроводам (скопление воды в изгибах и замерзание, приводящее к разрыву трубопроводов), а также подготовку и переработку нефти. Поверхностно-активные вещества способствуют образованию эмульсий и поэтому называются эмульгаторами. Присутствие в нефти поверхностно-активных веществ облегчает образование эмульсий и повышает их устойчивость (свойство сохранять эмульсию в течение длите.тьного времени). В нефти содержатся также низкомолекулярные компоненты, которыми особо богата легкая нефть. Эти компоненты могут находиться как в жидкой, так и в газовой фазах. Изменение давления и температуры в процессе движения нефти по цепочке пласт — скважина — система сбора и подготовки — магистральный трубопровод приводит к интенсивному выделению из нефти легких компонент, в результате чего повышается газовый фактор (объем газа в единице объема нефтяной смеси, м /м ). Наличие свободного газа в нефти (нефтяной газ) также вызывает осложнения при добыче, сборе, подготовке и транспортировке нефти. Иногда наблюдается прорыв газа в продуктивные скважины из газовой шапки пласта или из газосодержащих горизонтов, что приводит к увеличению газового фактора добываемой нефти. [c.9]

    Одним из важных моментов при проведении расчета режимов эксплуатации является определение теплофизических свойств перекачиваемого продукта. Входяпше в систему уравнений математической модели течения жидких углеводородов плотность, теплоемкость, коэффициент теплоотдачи являются функциями состава перекачиваемого продукта, температуры и давления. Учет переменности свойств при транспортировке нестабильных конденсатов и широкой фракции легких углеводородов позволяет значительно уменьшить погрешности расчетов режимов работы систем трубопроводного транспорта При построении математических моделей теплофизических свойств нестабильных жидкостей следует учитывать технологические отличия способа перекачки от транспорта, например, природных газов, нефти или нефтепродуктов, так как для нестабильных углеводородов, о чем свидетельствует опыт эксплуатации существующих конденсатопроводов, характерно постоянное изменение компонентного состава. Так, в табл.1 представлены данные по дина яике изменения фракционного состава конденсата, перекачиваемого по конденсатопроводу Орнбург-Салават в течение месяца. Как следует из табл. I, колебания компонентного соста ва довольно значительны, что приводит к необходимости периодического пе-ресче э зависимостей теплофизических свойств. [c.6]

    Реальным резервом моторных топлив, особенно для локального использования, являются газовые конденсаты, запасы которых в странах бывшего СССР оцениваются в 1,2 млрд т (около 10 % от запасов нефти) [1.24, 1.26,1.51]. Газовый конденсат представляет собой смесь углеводородов, конденсирующихся при добыче природного и попутного нефтяного газов. На некоторых месторождениях содержание газового конденсата достигает 0,5 м на 1 м газа [1.2]. Основные запасы газового конденсата находятся в Западной Сибири, где он добывается из газоконденсатных, газоконденсатонефтяных и газонефтяных месторождений. Добьрга газовых конденсатов в России с каждым годом увеличивается в 1995 г. она составляла 8,3 млн т, в 2000 г. — 10,4 млн т, а в 2002 г. добывалось уже 12,6 млн т (см. табл. 1.1). Следует отметить, что газовый конденсат относительно дешев и по составу близок к моторным топливам. Поэтому он широко используется в местах добычи нефти и газа в качестве топлива для многотопливных двигателей стационарных установок, автомобилей и тракторов как в чистом виде, так и в смеси с дизельным топливом. Однако широкое применение газового конденсата на транспорте сдерживается неэффективностью сбора и транспортировки его небольших количеств на промыслах, а также сложностью перекачки газового конденсата по трубопроводам из районов крупных месторождений, обусловленной значительным содержанием в его составе нормальных парафинов, имеющих высокие температуры застывания. [c.20]

    ООО Оренбурггазпромп - крупный российский промышленный комплекс, обеспечивающий разведку месторождений нефти и газа, добычу газа, газового конденсата и нефти, их переработку и транспортировку, а также ежегодно расширяющийся ассортимент качественных и дорогих продуктов за счет глубокой переработки газа. [c.38]

chem21.info

11.Транспорт и хранение нефти , нефтепродуктов и газа в России

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее - это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определённых термобарических условиях. Таким образом для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости потребителя сжиженного газа более 3000 км.

Поскольку применение трубопроводов экономически выгодно, а работают они в любую погоду и в любое время года, это средство транспортировки нефти действительно незаменимо – особенно для России, с ее огромными территориями и сезонными ограничениями на использование водного транспорта. Тем не менее, основной объем международных перевозок нефти осуществляют танкеры.

Удобным транспортом для перевозки нефти и топлива являются морские и речные танкеры. Речные нефтеперевозки, в сравнении с железнодорожными, снижают затраты на 10-15%, и на 40% в сравнении с автомобильными.

Малотоннажные танкеры используются для специальных целей – в том числе для перевозок битумов; танкеры общего назначения, обладающие дедвейтом (общим весом грузов, которые принимает судно) в 16 500-24 999 тонн, применяются для перевозки нефтепродуктов; среднетоннажные танкеры (25 000-44 999 тонн) – для доставки как нефтепродуктов, так и нефти. Крупнотоннажными считаются танкеры дедвейтом более 45 000 тонн, и на них приходится основная нагрузка по транспортировке нефти морским путем. Для транспортировки нефти по речным артериям используют баржи дедвейтом 2 000 – 5 000 тонн. Первый в мире танкер, «наливной пароход» под именем «Зороастр», был построен в 1877 году по заказу «Товарищества братьев Нобель» на верфях шведского города Мотала. Пароход грузоподъемностью 15 тысяч пудов (около 250 тонн) использовался для доставки керосина наливом из Баку в Царицын (ныне Волгоград) и Астрахань. Современные танкеры – это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того, число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Грузовые помещения танкера разделены несколькими поперечными и одной-тремя продольными переборками на резервуары – танки. Некоторые из них служат только для приема водного балласта. Доступ к танкам можно получить с палубы – через горловины небольшого размера с плотными крышками. Для снижения риска утечки нефти и нефтепродуктов в результате аварий в 2003 году Международная морская организация одобрила предложения Евросоюза об ускорении вывода из эксплуатации однокорпусных нефтяных танкеров. Уже с апреля 2008 года запрещены перевозки всех тяжелых видов топлива на судах, не оборудованных двойным корпусом.

Нефть и нефтепродукты загружают в танкеры с берега, а разгрузку ведут при помощи корабельных насосов и трубопроводов, проложенных в танках и вдоль палубы. Однако супертанкеры дедвейтом более 250 тысяч тонн, как правило, просто не могут зайти в порт, будучи полностью загруженными. Их заполняют с морских платформ и разгружают, перекачивая жидкое содержимое на танкеры меньшего размера.

хранение

Нефтехранилище — искусственный резервуар для хранения нефти или продуктов ее переработки. По расположению различают резервуары наземные, полуподземные и подземные; по материалам, из которых они изготовляются, — металлические, железобетонные, а также подземные (сооружаемые в толще отложений каменной соли). В России распространены наземные металлические, полуподземные железобетонные резервуары, которые изготавливаются согласно ПБ 03-605-03.

Наземные резервуары выполняют, как правило, металлическими (сварными). По форме бывают цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические и каплевидные.

Сферические резервуары применяются для хранения сжиженных газов и жидкостей. Для хранения газов под высоким давлением они сооружаются многослойными.

Полуподземные резервуары сооружают обычно из железобетона емкостью от 500 до 30000 мі. Конструктивно они выполняются цилиндрическими (монолитные или со сборными стенкой и кровлей) и прямоугольными со сборными стенками и покрытием, а также траншейного типа.

Для межсезонного хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) большое значение приобретают подземные емкости, сооружаемые в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и ниже. Такие хранилища создаются путем размыва (выщелачивания) соли водой через скважины, которые используются впоследствии при эксплуатации хранилища.

Газовое хранилище, природный или искусственный резервуар для хранения газа. Различают наземные и подземные. Основное промышленное значение имеют подземные, способные вмещать сотни млн. м3 (иногда млрд. м3) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла на их сооружение в 20—25 раз меньше. В отличие от газгольдеров, предназначенных для сглаживания суточной неравномерности потребления газа, подземные газовые хранилища обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности за счёт отопления, его накапливают в Г. х., а зимой, когда потребность в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают. Кроме того, подземные хранилища служат аварийным резервом топлива и химического сырья.

Газотранспортная система, рассчитанная на максимальную потребность в газе, на протяжении года будет не загружена, если же исходить из минимальной подачи, то город в отдельные месяцы не будет полностью обеспечен газом. Поэтому газотранспортную систему сооружают исходя из средней её производительности, а вблизи крупных потребителей газа создают хранилища. Сезонную неравномерность потребления газа частично выравнивают с помощью т. н. буферных потребителей, которые летом переводятся на газ, а зимой используют др. вид топлива (обычно мазут или уголь).

Подземные газовые хранилища сооружаются двух типов: в пористых породах и в полостях горных пород. К первому типу относятся хранилища в истощённых нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах.

studfiles.net

Транспортирование нефти и газа - часть 2

Перед подачей в газопровод газ очищается от тех примесей, которые за­трудняют транспортирование его к потребителю или же делают опасным для употребления вследствие ядовитости.

Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя сле­дующие основные комплексы: головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки газа; линейные сооружения, состоящие из собственно-магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через ес­тественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, трена­жерных установок; компрессорные станции с остановками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом /КРП/ для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-вспомогательными соору­жениями /включая склады горюче-смазочных материалов, установки регене­рации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки/; газораспределительные станции/ ГРС/, оборудованные регуляторами давления; подземные газохра­нилища с компрессорными станциями.

Газ с газового промысла по газосборным сетям поступает на головные сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков устанавливают запорные устройства и продувочные свечи. Отключающие краны размещают через каждые 20 - 25 км, а также на берегах водных пре­град /при пересечении их газопроводом в две или более ниток/ и у компрес­сорных станций. Продувочные свечи располагаются вблизи кранов, обеспе­чивая опорожнение отключаемых участков трубопроводов на время их ре­монта. Вдоль трассы газопровода размещают противокоррозионные /катодные и протекторные/ установки для защиты труб от коррозии, а также дома линейных ремонтеров /через каждые 20 -30 км/, имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими компрессорными станциями и аварийно-ремонтными пунктами. В конце газопровода или его ответвления сооружают газораспределительную станцию /ГРС/, предназначенную для подачи газа в распределительную сеть города или промышленного предприятия. Состав­ная часть магистрального газопровода компрессорные станции предназначе­ны для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его комбинирования, а также для подготовки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном га­зопроводе различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции /ГКС/ устанавливает в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и ком­бинирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции /ПКС/ располагают на трассе газопровода на расстоянии 100 - 200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т.е. производится пылеулавливание, обезвожи­вание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на проме­жуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту огра­ничивается очистков от механических примесей, конденсата и воды.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора заня­та газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увле­ченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и ГЗУ. Выкидные линии прокладываются под землей, их диаметр в зависимости от дебита скважин составляет от 75 до 150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 3-4 км.

От ГЗУ до ДНС или ЦПС обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 150 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

Промысловые трубопроводы

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделя­ются на виды.

1. По назначению - нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, во­допроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или неф­тью и газом может двигаться и пластовая вода.

2. По функции - выкидные линии и коллекторы. Скидные линии - это трубопроводы, проходящие от устья скважин до групповых замерных установок. Коллекторы - это трубопроводы, собирающие продукцию сква­жин от групповьгх установок к сборные пунктам.

3. По величине рабочего давления - низкого давления до 1,6 МПа, сред­него давления от 1,6 до 2,5 МПа и высокого давления выше 2,5 МПа.

Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными. Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении объ­ема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное. Свободно-самотечное движение возмож­но в наклонных трубопроводах с постоянным уклоном на спуск.

4. По гидравлической схеме работы - простые и сложные. Простые тру­бопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине. Сложные - трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопро­водом.

5. По способам прокладки - подземные, надземные и подводные.

2. Насосные станции . Оборудование насосных станций.

Насосы для перекачки нефти.

Насосные станции

Насосные станции для перекачки нефти внутри месторождения применя­ют только в том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия скважинных насосов недостаточна для транспортировки нефти до определенных технологических установок.

На некоторых месторождениях до сих пор эксплуатируются про­межуточные насосные станции /индивидуальные, дожимные, участковые/, которые служат для перекачки нефти от индивидуальных сепарационно-замерных установок и промежуточных нефтесборных пунцов до опре­деленных технологических установок"

Кроме того, для перекачки нефти на нефтеперерабатывающих завод или в другие пункты отдачи применяют товарные насосные станции.

Перекачивающие насосные станции, оборудуемые в основном центро­бежными насосами самый сложный комплекс сооружений магистрального трубопровода.

Первая перекачивающая станция называется головной; здесь принимают нефть или нефтепродукты, разделяют их по сортам, учитывают и перекачи­вают на следующую станцию /промежуточную/.

Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода /в головной части магистрали/, т.е. в районе нефтяных промы­слов или нефтеперерабатывающего завода. Промежуточного станции, пред­назначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции – на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных /основной и подпор­ной/ входят: резервуарных парк /для головных и наливных станций/, устрой­ство для пуска скребков или разделителей, емкости для приема жидкости из предохранительных систем защиты. На конечных /наливных/ станциях или на промежуточных сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства /эстакады/.

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производ­ственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электро­снабжения, также административно-хозяйственные постройки.

Принцип действия насосной станции следующий. Продукция, подлежащая перекачке, принимается в резервуара, откуда через теплообменники /или минуя их/ направляется на прием насосов, а затем в магистральная тру­бопровод. Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована.

Насосы для перекачки нефти

На нефтяных месторождениях для перекачки нефти и нефтяных эмуль­сий применяются в основном центробежные и поршневые насосы.

В центробежных насосах движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабоче­го колеса. Рабочее колесо с лопатками, насажанное на вал, вращается внутри корпуса, Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патруб­ку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к пери­ферии и выходит через нагнетательный патрубок.

Центробежные насосы делятся на одноколесные /одноступенчатые/ и многоколесные /многоступенчатые/.В многоступенчатые насосах каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличи­вается об они напор насоса.

Основными технологическими характеристиками центробежного насоса являются развиваемый напор, подача, мощность на валу насоса, К.П.Д. насо­са, число оборотов и допустимая высота всасывания.

mirznanii.com

Сбор и транспортировка нефти и газа

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

филиал ТюмГНГУ в г.Лангепасе

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине: ___________________________________

Выполнил _____________________

_____________________

Проверила _____________________

_____________________

Лангепас 2008

1. Нефть и газ в топливном балансе мира.

В топливном балансе мира нефть и газ занимают ведущие позиции на сегодняшний день трудно представить себе топливную промышленность без важнейшего сырьевого элемента, коими являются нефть и газ.

Нефть известна человечеству с давних времен. Уже за 6000 лет до нашей эры люди использовали нефть для освещения и ото­пления. Наиболее древние промыслы находились на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань. Упоминание о нефти встречается во многих древних источниках (например, в Библии упоминаются смоляные ключи в окрестностях Мертвого моря).

Первый в мире нефтеперегонный завод был построен в 1745 г. российским предпринимателем Ф. С. Прядуновым на реке Ухте. За­вод просуществовал до 1782 г., перерабатывая ежегодно до 2000 пудов нефти.

В 1825 г. около г. Моздока крепостные крестьяне братья Дуби­нины построили нефтеперегонный завод, просуществовавший 25 лет. В 1837 г. нефтеперегонный завод в 15 верстах от Баку построил горный инженер Н. И. Воскобойников. В 1869 г. в Баку существовало уже 2 фотогеновых завода, в 1872 г. - 57, в 1876 г. -146.

С первых дней своего возникновения процесс переработки нефти был подчинен получению керосина (фотогена). Однако при этом получалось два побочных продукта. Один из них - более легкая фракция нефти, чем керосин - получил название «бензин» (от иска­женного арабского «любензави» - горючее вещество), а другой - густая грязно-черная жидкость, получаемая в остатке и названная «мазутом» (от арабского - отброс). Длительное время оба они считались ненуж­ными продуктами.

Однако в 1866 г. А. И. Шпаковский изобрел паровую форсун­ку, в результате чего мазут начал применяться в топках как топливо. Затем из мазута стали вырабатывать смазочные масла. А в 1890 г. выда­ющийся русский инженер В. Г. Шухов предложил способ расщепления тяжелых углеводородов мазута с целью получения светлых нефтепро­дуктов, получивший название «термический крекинг».

Около 100 лет бензин оставался опасным и ненужным про­дуктом. Только изобретение двигателя внутреннего сгорания русским изобретателем Игнатием Костовичем в 1879 г. открыло до­рогу его широкому применению. О росте спроса на бензин можно судить по росту количества автомобилей с карбюраторным двигате­лем, в 1896 г. в мире их было около 4, в 1908 г. - 250 тысяч, а в 1910 г. - 10 миллионов.

В настоящее время нефть служит сырьем для производства не только топлив, но также масел, смазок и многих других продук­тов: самых различных моющих веществ, спиртов, гербицидов, взрывчатых веществ, медицинских препаратов, серной кислоты, синтетического белка и т.д.

Природный газ, как и нефть, также стал известен человеку очень давно. В предгорьях Малого Кавказа за 6000 лет до н.э. горели «вечные огни». Это были случайно воспламенившиеся (от молнии или костра, например) выходы газа на поверхность. Необъяснимым в те времена явлениям, когда над землей, либо над водой казалось бы из ничего возникало пламя, естественно приписывалось божественное происхождение.

Еще большее впечатление производили на людей залповые выбросы воспламенившегося газа из грязевых «вулканов». О том, что они собой представляли можно судить по наблюдениям наших дней. Так 15 ноября 1958 года во время «извержения» грязевого вулкане банки Макарова - отмели, находящейся в море на расстоянии около 25 км от Баку, высота первоначально вырвавшегося и воспламенив­шегося столба газа достигала нескольких километров. В последующем горящее пламя имело высоту около 500 м и диаметр около 120 м. Мощ­ное извержение продолжалось около суток.

В конце XVIII в. был изобретен способ получения искусст­венного газа из каменного угля. Англичанин В. Мэрдок применил полученный газ для освещения собственного дома и машинострои­тельного завода в Бирмингеме, а затем предложил этот новый ввд топлива для освещения Лондона. Не только обыватели, но даже пере­довые по своим взглядам современники Мэрдока не смогли пс достоинству оценить данное предложение. «Один сумасшедший, писал, например, известный английский писатель Вальтер Скотт, -предлагает освещать Лондон - чем бы вы думали? Представьте себе -дымом».

Тем не менее использование этого «дыма», получившего на­звание «светильного газа», стало быстро распространяться не только в Великобритании, но также во Франции, Бельгии, Германии и дру­гих странах.

Первый завод по производству светильного газа в России был построен в 1835 году в Петербурге. К концу прошлого века такие за­воды были построены почти во всех крупных городах страны. Они давали свет улицам, фабрикам, театрам, жилым домам. В 1914 году в Петербурге было газифицировано 3000 квартир.

В конце XIX века в Баку начали использовать в котельных попутный нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью.

Широкое применение природного газа в России и в мире на­чалось лишь в 50-х годах нашего века.

2. Единая Российская система газоснабжения и её подсистемы.

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе страны увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.

В н астояще е время открыто до 700 и эксплуати руется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа наша страна вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м3 , прогнозные запасы — более 90 трлн. м3 . Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области (в том числе Уренгойское, Ямбургское и др.), начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области.

Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, обуславливает повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

С целью сдерживания инфляции и создания условий для роста производства Правительством РФ принимались жесткие меры, направленные на ограничение роста цен и тарифов на продукцию субъектов естественных монополий в ТЭК. Так, оптовые цены на природный газ, реализуемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), оставались неизменными в течение трех лет – с октября 1996 г. по ноябрь 1999 г. Тарифы на электроэнергию, отпущенную промышленным потребителям, росли в три раза меньшими темпами, чем инфляция в промышленности. Сохранение стабильно низких цен на газ и тарифов на электроэнергию создали благоприятные условия для роста производства экспортно-ориентированных энергоемких отраслей обрабатывающей промышленности (химия, черная и цветная металлургия) и получение ими дополнительной прибыли, по сути, за счет отраслей ТЭК.

Вместе с тем, ориентация на относительно низкие цены на газ и тарифы на электроэнергию не стимулирует энергосбережение и инвестиции в производство энергосберегающего оборудования, а также внедрение новых энергоэкономных технологий во все сферы деятельности. Это ухудшает финансовое состояние и возможности для инвестиций прежде всего в газовой отрасли, не стимулирует увеличение поставок газа на внутренний рынок при растущем опережающими темпами спросе на него как на самое дешевое топливо.

Природный газ, самый высококачественный энергоресурс, при действующих регулируемых государством ценах на него оказался самым дешевым энергоносителем в стране, что привело к перекосам цен на взаимозаменяемые виды топлива. В мировой практике цена на уголь, в пересчете на условное топливо, составляет примерно 60% от цены нефти, т.е. эквивалентна цене мазута. В свою очередь, цена на уголь (мазут) составляет примерно 60% от цены природного газа в Европе, 40% от цены сжиженного природного газа в Японии и соответствует цене природного газа в США. В России при рыночной динамике цен на уголь и искусственно замороженных ценах на газ, уголь в расчете на тонну условного топлива во многих регионах стал дороже газа. Дороже газа оказался на внутреннем рынке и мазут (табл.1.).

Таблица 1..

Соотношение цен на уголь, природный газ и мазут в России и за рубежом

В результате диспропорции в ценах потребность в газе как наиболее дешевом виде топлива искусственно завышается. В результате доля угля в энергобалансе страны неоправданно снижается, что отрицательно влияет и на угольную промышленность, уменьшая спрос на ее продукцию и усугубляя социальные последствия закрытия шахт. Еще быстрее сокращается потребление мазута на электростанциях, также неоправданно замещаемого газом. В итоге удельный вес газа в балансе котельно-печного топлива тепловых электростанций достиг 62%.

mirznanii.com

2. Способы транспортировки газа и нефти. Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа

Похожие главы из других работ:

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

2.1 Запасы нефти и газа

Балансовые запасы нефти и газа по Фаинскому месторождению в целом, а также по Средне-Асомкинской и других площадей в отдельности подсчитаны тематической партией подсчета запасов АО” Юганскнефтегаз” и утверждены ГКЗ РФ по состоянию на 1.01.94 г...

Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"

3.2 Балансовые запасы нефти и растворенного в нефти газа

Подсчет запасов нефти и растворенного газа по состоянию на 1.01.1979 г был выполнен Главтюменьгеологией МинГео РСФСР и утвержден протоколами ГКЗ СССР №8238, №8300 от 21.02.79 г. Начальные балансовые (извлекаемые)...

Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

1.5. Запасы нефти и газа

Первоначально подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом разведочного бурения в 1977 году по состоянию изучен-ности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77)...

Газонефтяное месторождение Узень

1.8 Технологический процесс сбора и транспортировки нефти, газа и газоконденсата

Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию - смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом...

Организация и проведение горно-разведочных работ

6.1 Способы и средства уборки и транспортировки горной массы

Нами будет применяться скреперная установка (передвижная) гребкового типа, т.к. ручная погрузка не подходит из-за большого объема работ, а погрузочные машины невыгодно применять из-за маленького сечения выработки...

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

1.1.4 Запасы нефти и газа

За период прошедший после утверждения запасов нефти и газа в ГКЗ СССР в 1970 г. запасы пересчитывались дважды. В 1980 г. запасы нефти и газа были пересчитаны, так как к тому времени на месторождении было пробурено более 700 скважин...

Полезные ископаемые Северного Кавказа

1.2 Месторождения нефти и газа

СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ -- расположена в пределах Крымской и Ростовской областей, Краснодарского и Ставропольского краёв РФ, бывших Калмыцкой ACCP, Кабардино-Балкарской ACCP, Северо-Осетинской ACCP...

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

1.5 Запасы нефти и газа

Впервые подсчет запасов нефти по Малобалыкскому месторождению был выполнен в 1965 году, в 1988 году был выполнен пересчет запасов нефти по категориям С1 и С2. Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач2...

Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

2.4 Запасы нефти и газа

В 2004 году впервые был выполнен Оперативный подсчет запасов нефти и газа месторождения Северный Нуралы по состоянию на 01.01.2013 года, который был принят ГКЗ РК По состоянию на 01.01.13 г. геологические (извлекаемые) запасы нефти составили 7182 (2514) тыс. т...

Проведение горно-разведочных выработок

6.2 Способы и средства транспортировки горной массы

Для шурфа будем использовать шурфопроходческую бадью (БШ). Загрузка бадьи будет производиться из рассечки скрепером, шурф необходимо оборудовать подвижной воронкой...

Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

Виды скважин, способы добычи нефти и газа

Скважина - вертикально или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (75 - 350мм) глубиной от 100 - 150 до 5000 - 8000м и более. Элементы скважины: Ш Забой - дно; Ш Устье - выход на поверхность; Ш Ствол (стенки) - боковая поверхность...

Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа

2.1 Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была создана в 70-х гг...

Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа

3. Хранение нефти и газа

Нефтехранилище -- искусственный резервуар для хранения нефти или продуктов ее переработки. По расположению различают резервуары наземные, полуподземные и подземные; по материалам, из которых они изготовляются, -- металлические, железобетонные...

Сейсмическая разведка. Латеральная миграция нефти

2. Латеральная миграция нефти и газа ее роль в образовании залежей нефти и газа

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород. Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений...

Структурная модель Менеузовского месторождения

3. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

Режимы залежей нефти определяются геологическими и гидро-геологическими характеристиками пластов, а также физическими свойствами нефти и пласта. Турнейский ярус Залежь нефти турнейского яруса относится к типу массивных...

geol.bobrodobro.ru