8.3. Умови залягання, видобутку і транспортування

Питання про те, яким чином нафта і природні гази утворюють різні за розмірами скупчення в земній корі, має велике теоретичне і практичне значення, тому що правильна відповідь на нього дає можливість значно підвищити ефективність пошуковорозвідувальних робіт на нафту і газ.

Умови залягання нафти і природного газу. У геології Землі особливе місце займає умовно виокремлювана верхня оболонка земної кулі, яка називається земною корою. Її товщина в різних місцях складає від 15 до 70 км. Ця оболонка складена з різних гірських порід і в ній залягають разом з іншими породами нафта і горючі гази. Геологами встановлено, що утворення нафти і природного газу відбувалося у всі геологічні періоди, за винятком найстародавнішого – архейского, коли ще не було на Землі тварин і рослин. Тому в надрах землі нафта знаходиться у всіх геологічних формаціях.

Скупчення нафти і природних газів пов'язані з вміщуючими гірськими породами, а також із структурними й іншими особливостями пластів.

Гірські породи залежно від їх походження поділяються на магматичні, осадові та метаморфічні.

Магматичні, або вивержені, породи утворюються в результаті охолодження і затвердіння розплавленої магми як у глибині, так і на земній поверхні. Осадові породи є продуктами руйнування і перетворення різних корінних порід. Метаморфічні гірські породи утворюються в результаті впливу на ті, що занурилися на значні глибини, осадові та магматичні породи великих температур і тиску.

Всі нафтові родовища приурочені до осадових порід, що утворилися в морських басейнах. Нафта і природні гази залягають зазвичай під великим тиском у пористих гірських породах, у тій чи іншій мірі насичуючи їх. Тому гірські породи, здатні утримувати в собі нафту й газ і віддавати їх при розробці, називаються колекторами. Найбільш характерними є проникні піщані колектори нафти, газу, а також супроводжуючої їх води. Колектори нафти і газу (піски, пісковики, вапняки), що знаходяться між погано проникними породами (наприклад глиною, глинистими сланцями, мергелем), утворюють так звані природні резервуари (фр. «резервуар» – вмістище). Виділяються три основні типи природних резервуарів: пластовий, масивний і літологічно обмежений з усіх боків.

Пластовий резервуар – це поєднання значного за площею, протяжного пластового колектора невеликої потужності (до десятків метрів) з обмежуючими його по покрівлі (зверху) і підошві (знизу) погано проникними породами (мал. 8.7). Йому властиві порівняно однорідний склад і витримана потужність порід-колекторів.

Масивний резервуар (мал. 8.8) є могутньою (до декількох сотень метрів) товщею проникних порід, що утворюють єдину гідродинамічну систему, обмежену погано проникними породами. Пористість масивних колекторів обумовлена наявністю в них каверн і тріщин. Окремим випадком масивного резервуару є викопні рифи, що являють собою поховані під могутньою товщею молодих відкладень рифові споруди. Колектори, що складають єдиний масивний резервуар, можуть мати різний речовинний склад і складатися з порід різного віку.

Резервуари, літологічно (грецьк. «літос»–камінь) обмежені, являють собою ділянки проникних порід, обмежені з усіх боків погано проникними породами (мал. 8.9). Це можуть бути, наприклад, лінзи пісковиків у глинах, ділянки підвищеної пористості й проникності в однорідних породах (зони подрібнення, вилуговування і т. п.).Мал. 8.7. Схема пластового резервуару: 1 – пісок; 2 – глина

Пастки нафти і газу. Під час руху підземних вод у проникному середовищі вуглеводні, що містяться в них, можуть за певних умов утворити скупчення нафти і газу. Але для цього необхідно, щоб на їх шляху виникла перешкода. Зустрівши її, вуглеводні потрапляють у природну пастку і поступово накопичуються перед перешкодою.

Пасткою називається частина природного резервуару, в якій нафта і газ накопичуються в проникних породах і не можуть вирватися з них.

Незважаючи на широке поширення в природі процесів міграції вуглеводнів, на жаль, не кожна пастка стає місцем скупчення нафти і газу. Практикою пошукових робіт встановлено, що значна кількість виявлених пасток, володіючи дуже високими колекторними властивостями, залишаються в той же час «порожніми», тобто не містять скупчень нафти і газу, їх потенційні можливості виявляються нереалізованими.

Міграція нафти і газу. Нафта, горючі гази і вода відрізняються від інших корисних копалин високою рухливістю, плинністю. Саме тому їх нерідко називають загальним терміном «флюїди».

Згідно з органічною концепцією походження нафти і природних газів, мікронафта, що утворилася з розсіяної органічної речовини, вичавлюється разом з водою у міру ущільнення нафтематеринських порід у прилеглі зверху товщі колекторів. Це переміщення вуглеводнів називається первинною міграцією. У природних резервуарах починається вторинна міграція вуглеводнів. Тут вони циркулюють порами, тріщинами та іншими порожнечами порідколекторів. Вторинна міграція може завершитися утворенням скупчень нафти і газу.

Для теорії і практики важливе питання: яким чином і в якому стані мігрують нафта і газ? Які сили просувають їх до останнього притулку, на які відстані? Тут, як і в інших галузях нафтової геології, питань більше, ніж однозначних відповідей.

Вчені дійшли висновку, що основною причиною, яка викликає міграцію нафти в колекторах, є вільна циркуляція води під впливом гідростатичного натиску. Рухома вода захоплює рідкі та газоподібні вуглеводні–найдрібніші краплі нафти і бульбашки газу. Під час цього руху відбувається диференціація всіх флюїдів або під впливом різниці густини води, нафти і газу (у разі добре проникних колекторів), або в результаті відмінності в силах поверхневого натягу (у разі слабопроникних колекторів).

Нафта і газ легші за воду, тому крапельки нафти і бульбашки газу прагнутимуть спливати у верхню частину пласта-колектора. У процесі фільтрації вони переносяться у вільному вигляді водою. Ряд вчених вказують й інший спосіб міграції нафти і газу у вільній формі. Нафта і природний газ можуть знаходитися в пористому водоносному пласті, що має ухил, не у вигляді окремих крапельок або бульбашок, а у вигляді значних мас, що заповнюють поровий простір породи. Такі маси, що утворилися за рахунок з'єднання крапель нафти або бульбашок газу, володіють величезною піднімальною силою. Завдяки цьому вся система може спливати по похилому пористому пласту. Чим більший кут нахилу пласта, тим більша сила спливання мас нафти і газу. Це просування нафти і газу по підняттю (ходу) пласта може мати не безперервний, а періодичний характер. Учені розглядають подібне спливання нафти і газу як струминну міграцію і вважають цей спосіб міграції основним в утворенні нафтових і газових покладів.Мал. 8.8. Схема однорідного масивного резервуару: 1 – покришка; 2 – колектор

Мал. 8.9. Принципова схема резервуару, літологічно обмеженого з усіх боків погано проникними породами:1 – пісковики; 2 – глини

Підраховано, що при струминній міграції мігруючий газ може просунутися за 1000 років до 260 км.

Ряд учених вважає, що міграція нафти і газу може відбуватися також за рахунок захоплення водою нафти і газу в розчиненому вигляді. Розчинність нафти у воді невелика, але з підвищенням тиску і температури вона зростає. Тому в одних умовах вода розчиняє вуглеводні, а потрапивши в інші умови, знов виділяє їх у вільну фазу.

Поклади і родовища нафти і газу. Якщо пастка розташована на шляху міграції потоку вуглеводнів і містить проникні пласти-колектори, здатні акумулювати нафту і газ, то за сприятливих умов в ній може утворитися природне скупчення нафти і газу. Таке одиничне скупчення вуглеводнів в надрах геологи називають покладом. Існують різні класифікації покладів нафти і газу, які підрозділяються за типом природних резервуарів на пластові, масивні та літологічно обмежені. А в межах цих груп поклади класифікуються за типом пасток. Пластові поклади пов'язані з пластами проникних порід, обмежених зверху і знизу непроникними породами – глинами, щільними вапняками, солями, ангідритами. Пластові поклади можуть бути склепінними та екранованими (мал. 8.10).

Пластові склепінні поклади приурочені до склепінних частин антиклінальних структур. У таких покладах вода, що підстиляє нафту або газ, замикає їх по всьому периметру пласта знизу. Поверхня розподілу води і нафти називається водонафтовим контактом, поверхня розподілу газу і води – газоводяним контактом.

Важливим параметром будь-якого склепінного покладу є його висота – відстань по вертикалі від підошви покладу до його найвищої точки.

Якщо кількість нафти (або газу) в покладі достатньо велика або в цій структурі пластів гірських порід є декілька покладів, то говорять про нафтове, нафтогазове або газове родовище.

Щодо нафти і газу цей термін не відповідає буквальному розумінню цього слова, тому що це не місце дійсного утворення вуглеводнів, а місце знаходження їх вторинного скупчення. У розрізі родовища може бути один поклад нафти або газу, але може бути і декілька.

Родовище називають газовим, якщо воно містить тільки газові поклади, що складаються більш ніж на 90% з метану. До газоконденсатних відносять такі газові родовища, з газу яких в атмосферних умовах при зниженні тиску виділяється рідка фаза – конденсат. Якщо родовище складається з нафтових покладів, воно називається нафтовим або газонафтовим – у разі наявності над нафтою газової шапки.

Запаси будь-яких категорій, підраховані безпосередньо в покладі, називаються геологічними. Вони не можуть бути повністю видобуті на поверхню сучасними способами видобування нафти і газу. Тому видобувні запаси нафти і газу складають лише частину геологічних запасів, які знаходяться в покладі. Економічна доцільність розробки покладів визначається їх видобувними запасами.

Залежно від кількості запасів вуглеводнів родовища підрозділяються на дрібні (менше 10 млн. нафти або 10 млрд. м3 газу), середні (10–30 млн. т або 10–30 млрд. м3), великі (30–300 млн. т або 30–500 млрд. м3) і унікальні (більше 300 млн. т або більше 500 млрд. м3).

У світі відкрито значне число родовищ нафти і газу, проте основна кількість цих корисних копалин міститься в невеликій кількості родовищ-гігантів. Так, 65% розвіданих запасів природного газу містять шість гігантських газових родовищ. Отже, великі та гігантські родовища складають основу сировинної бази і визначають рівні видобутку нафти і газу на декілька десятиліть вперед. Геологи зосереджують основні зусилля на пошуках у першу чергу великих родовищ нафти і газу.

Розвідка родовищ. Нафта і природний газ залягають в надрах Землі на різній глибині (1–3 км) і все частіше виявляються на відстані 4–5 км і більше від денної поверхні. Виявлення, оцінка запасів і підготовка до промислової розробки покладів нафти і газу проводяться за допомогою нафторозвідки. Процес нафторозвідки складається з двох етапів: пошукового і розвідувального.

Результатом пошукового етапу є попередня оцінка запасів нових родовищ. Головні цілі розвідувального етапу – позначити (оконтурити) поклади, визначити потужність і нафтогазонасиченість пластів і горизонтів. Після завершення розвідувального етапу підраховуються промислові запаси нафти і розробляються рекомендації щодо введення родовища в експлуатацію.

В основі пошуків нафтових і газових родовищ лежить знання глибинної будови надр. Проте безпосереднє проникнення на великі глибини за допомогою буріння обходиться дуже дорого. Учені обгрунтували теоретично можливість визначення будови і умов залягання гірських порід в надрах за непрямими ознаками. Це стало можливим, зокрема, завдяки використанню різних фізичних властивостей гірських порід. До таких «корисних» властивостей відносяться, наприклад, швидкість розповсюдження в гірських породах пружних коливань – сейсмічних хвиль, щільність гірських порід, їх магнітні властивості, електропровідність, радіоактивність і деякі інші. На цьому засновано широке застосування при пошуках і розвідці геофізичних методів.

Геофізичні дослідження дозволяють встановити тектонічну будову досліджуваного регіону. За їх допомогою визначають глибину залягання кристалічного фундаменту, наявність розломів і пасток і т. ін.

Найбільшого поширення в нафтогазовій геології набули сейсмічні (грецьк. «сейсмос» – трясіння) методи розвідки (сейсморозвідка). Вони засновані на вивченні характеру розповсюдження пружних хвиль, які збуджуються за допомогою вибухів, а також невибухових джерел, – диносейсів і вібросейсів.

Для здійснення штучних вибухів на досліджуваній площі бурять неглибокі (20–30 м) свердловини. У них закладають вибухову речовину і послідовно проводять вибухи. Під їх дією відбувається струс ґрунту.

Частинки гірських порід зазнають пружних коливань і послідовно передають їх одна одній. У результаті виникають пружні, або сейсмічні, хвилі. Вони розповсюджуються в різні боки від пункту вибуху. Швидкість і характер розповсюдження сейсмічних хвиль залежать від властивостей гірських порід.

 

 Мал. 8.10. Типи пластових покладів нафти і газу: а – склепінний; б – тектонічно екранований; в – стратиграфічно екранований; г – літологічно екранований; 1 – нафта; 2 – газ; 3 – вода

Хвилі, що повернулися на поверхню, записуються спеціальними приладами – сейсмографами – у вигляді графіків – сейсмограм. На них фіксуються момент вибуху і час приходу відбитої хвилі до сейсмоприймача. Знаючи відстань від свердловин, де проводиться вибух, до місця реєстрації сейсмічних хвиль і особливості їх розповсюдження, можна розрахунковим шляхом отримати дані про глибину залягання відбивної поверхні для кожної хвилі. Це у свою чергу дозволяє виявити різні пастки і тектонічні структури. В основі інтерпретації сейсморазвідувальних даних лежить використання відмінності в швидкості розповсюдження пружних хвиль у різних породах. Учені порівнюють сейсмічні хвилі з рентгенівськими променями, що просвічують надра Землі й дозволяють виявити їх внутрішню будову.

Гравіметричний метод розвідки заснований на вимірюванні прискорення вільного падіння на земній поверхні за допомогою високочутливих приладів – гравіметрів (лат. «гравіс» – важкий, грецьк. «метро» – міра).

Головною передумовою застосування гравірозвідувальних робіт є відмінності щільності гірських порід.

За допомогою гравіметрів виявляються аномалії гравітаційного поля, обумовлені зміною щільності гірських порід. Гравітаційні аномалії зазвичай відображають глибинну тектоніку. Якщо масиви щільніших порід, наприклад складчасті структури, наближені до земної поверхні, то в цих місцях сила тяжіння виявляється підвищеною. На гравіметричній карті над ділянками щільніших порід вимальовуються аномалії прискорення вільного падіння.

Електророзвідка заснована на вивченні в земній корі природних і штучно створених електричних полів. Метод електророзвідки використовує різну здатність порід проводити електричний струм, різний їх питомий опір.

В основі магніторозвідки лежить вивчення аномалій магнітного поля, пов'язаних з відмінністю магнітних властивостей гірських порід. Магнітні аномалії на поверхні Землі можуть відображати існування в її надрах складчастих структур або масивів щільних кристалічних порід. Напруженість магнітного поля вимірюється за допомогою спеціального приладу – магнітометра. Виміри проводять безперервно за строго орієнтованими маршрутами польоту літаків.

Магнітний метод розвідки відрізняється високою продуктивністю і економічністю. З її допомогою порівняно швидко можуть бути досліджені обширні території.

Магніторозвідка застосовується для визначення глибин залягання і рельєфу поверхні.

За допомогою геохімічних методів виявляються ділянки підвищеної концентрації вуглеводнів в земній корі. До основних геохімічних методів належать газова зйомка, газовий каротаж, бітумно-люмінесцентний аналіз і мікробіологічна зйомка. Газова зйомка полягає у визначенні мікроконцентрацій вуглеводневих газів, що містяться в грунтовому повітрі. Газовий каротаж проводиться в процесі буріння свердловин для виявлення продуктивних нафтогазоносних пластів. За допомогою бітумно-люмінесцентного аналізу вивчаються ареали розсіювання бітумів в гірських породах над нафтогазовими покладами. В основі мікробіологічної зйомки лежить виявлення в гірських породах мікроорганізмів, що харчуються різними вуглеводнями.

У загальному комплексі пошуковорозвідувальних робіт важливе місце займає вивчення підземних вод пластів.

Буріння. Присутність в надрах Землі скупчень нафти і газу можна однозначно встановити тільки шляхом буріння свердловин. За деякими даними, перші свердловини з бамбукових труб за допомогою бронзової «баби» були пройдені в Китаї за 200 років до н.е. У Сичуані в 221–263 рр. н.е. із соляних свердловин завглибшки близько 240 м видобували газ, який використовувався для випаровування солі.

Видобуток нафти спочатку здійснювався збором з поверхні відкритих водоймищ, витяганням з колодязів піску або вапняку, просочених нафтою. Збір нафти у водоймищах проводили до нашої ери в Мідії, Вавилонії, Сирії. У 1825 р. зі 120 нафтових колодязів м. Баку було видобуто 4126 т нафти.

Мал. 8.11. Морська стаціонарна бурова платформа в Чорному морі

Буріння зіграло вирішальну роль в розвитку нафтової і газової промисловості. Буріння на нафту і газ здійснюють як на суші (див. мал. 8.2), так і на морі (мал. 8.11).

Залежно від того, як діє буровий інструмент, що роздроблює і розпушує породу, розрізняють ударне і обертальне буріння. При ударному бурінні породу руйнують ударами спеціального долота, яке піднімають і опускають механічною лебідкою. Розпушену породу видаляють періодично за допомогою желонки – порожнистого сталевого циліндра, що має вгорі дужку для приєднання до канату або штанги, а внизу клапан. При обертальному бурінні породу висвердлюють долотом, що обертається. Розрізняють долота сколюючої або ріжучої дії і шарошечні долота подрібнюючої дії. Для буріння в твердих породах переважно застосовують тришарошечні долота.

Перші свердловини з використанням сталевих труб були пробурені в середині ХІХ століття. З початком буріння пов'язують зародження нафтової промисловості. У США перша нафта була отримана в 1829 р. біля Баркевілла (штат Кентуккі) зі свердловини, що бурилася для видобутку розсолу.

Буріння у той час здійснювалося так званим ударним способом шляхом довбання гірських порід. Долото, закріплене на бурильних штангах, встромлювалося в грунт під ударами важкої «баби». Після цього декілька робітників, тримаючись за довгі металеві важелі, приєднані до штанг, вручну повертали весь бурильний інструмент. Це була пекельна праця. І людина в цьому випадку була ні чим іншим, як звичайною тягловою силою. Швидкість такого буріння була винятково низькою – близько 1 м/доб. Глибина свердловин була незначною.

Буріння промислових нафтових свердловин здійснюють за допомогою стаціонарних установок з важкими буровими верстатами. Спочатку в свердловину вводять одну бурильну трубу, у міру поглиблення свердловини пригвинчують нові труби. Довжина кожної бурильної труби 6–10 м. Для видалення розбуреної породи свердловину промивають циркулюючим глинистим розчином. Недолік цього виду буріння – необхідність обертати всю колону бурильних труб разом з долотом. Коли глибина свердловини досягає 2500–3000 м, лише невелика частка енергії, що витрачається, використовується на буріння і поглиблення свердловини. Основна ж енергія витрачається непродуктивно.

Ефективніший спосіб, заснований на застосуванні забійних двигунів. Колона бурових труб залишається нерухомою, а обертається тільки долото за допомогою електродвигуна або спеціальної турбіни (турбобуру), що приводиться в дію потоком глинистого розчину, який нагнітається в бурильні труби. Електродвигун або турбобур розміщують в забої свердловини, безпосередньо над долотом.

Методи видобування нафти і газу. Видобування нафти з надр Землі здійснюється за рахунок енергії двох видів – природної енергії пласту та енергії, що подається в свердловину тим або іншим способом. Спосіб експлуатації нафтової свердловини, при якому використовується енергія пласту, називається фонтанним. Фонтанний спосіб, що застосовується в початковий період експлуатації, коли тиск пласта покладу досить високий, найбільш економічний. Свердловини, що експлуатуються фонтанним способом, обладнані спеціальною арматурою, яка дозволяє герметизувати їх гирло, регулювати і контролювати режим роботи свердловини, забезпечувати її повне закриття під тиском.

Способи видобутку, за допомогою яких нафта піднімається на земну поверхню за рахунок енергії, що підводиться ззовні, називають механізованими. Існують два їх різновиди – компресорний і насосний способи.

При компресорному, або газліфтному, способі в свердловину компресором закачують газ, який змішується з нафтою. Густина нафти знижується, забійний тиск стає нижчим пластового, що викликає рух рідини до поверхні Землі. Іноді в свердловину подають газ під тиском з близько розташованих газових пластів (спосіб безкомпресорного газліфту). На деяких старих родовищах існують системи ерліфту, де як робочий агент використовуються повітря. Недоліки цього способу – необхідність спалювання супутнього нафтового газу, змішаного з повітрям, підвищена корозія трубопроводів.

При насосному способі експлуатації на певну глибину спускають насоси, які приводяться в дію за рахунок передаваної енергії. На більшості нафтовидобувних родовищ світу набули поширення штангові насоси. Продуктивність штангових насосів при глибині свердловини 200–400 м досягає 500 м3/доб., а при глибині до 3200 м складає не більше 20 м3/доб.

Існують також способи видобутку нафти із застосуванням безштангових насосів. У цих випадках до насоса підводять через стовбур свердловини електричну енергію (за допомогою спеціального кабеля) або потік енергонесучої рідини (стислий газ, теплоносій).

Газ, як і нафту, видобувають із Землі через мережу свердловин. Оскільки він знаходиться в земних надрах під високим тиском, для його видобутку застосовують, як правило, фонтанний спосіб. Щоб газ почав надходити на поверхню, досить відкрити свердловину, пробурену в газоносному пласті. При вільному витіканні газу нераціонально витрачається енергія пласту, можливе руйнування свердловини. Тому на головці свердловини встановлюють штуцер (місцеве звуження труби), обмежуючи надходження газу. Розробка газового покладу продовжується 15–20 років, за цей час видобувається 80–90% запасів.

Нафтовіддача пласта і шляхи її підвищення. Відношення кількості видобутої нафти до первинного її запасу в покладі називається коефіцієнтом нафтовіддачі. Коеффіцієнт нафтовіддачі залежить від геологічної будови покладу, властивостей породи, рідин пластів і самої нафти, показників розробки покладу (числа добувних свердловин, порядку їх введення в експлуатацію і т. ін.).

Використання способів водного впливу на пласти не забезпечує повного видобування геологічних запасів нафти: у надрах залишається більше половини, а на родовищах в'язких нафт – до 85% розвіданих запасів. Для підвищення нафтовіддачі пластів останніми роками застосовують нові способи впливу на пласт – закачування з водою поверхнево-активних речовин, полімерів, розчинників, емульсій і т.ін. Їх використання дозволяє на 10–30% підвищити нафтовіддачу.

При закачуванні в нафтовий пласт води з додаванням поверхнево-активних речовин знижується поверхневий натяг на межі нафта–вода, збільшується рухливість нафти і поліпшується витіснення її водою. Додавання полімерів, зокрема поліакриламіду, до води дозволяє поліпшити умови витіснення нафти з пласта водою.

Одним з найефективніших способів підвищення нафтовіддачі вважається нагнітання в пласт діоксиду вуглецю. Розчинення СО2 в нафті знижує її в'язкість, збільшує об'єм, що сприяє зростанню об'єму пор, зайнятих нафтою, створює сприятливі умови для її руху.

Велику роль у збільшенні ефективності розробки родовищ з нафтами підвищеної в'язкості грають теплові способи впливу на поклад: закачування в пласти гарячої води, пари і внутрішньопластове горіння. Способи теплового впливу дозволили різко підвищити віддачу пластів ряду родовищ острова Сахалін, Бориславського родовища в Україні. Тепловий вплив на високов'язкі нафти дозволяє збільшити це співвідношення в 30–50 разів.

Збір і підготовка нафти до транспортування. Нафта, що надходить з надр на поверхню Землі, містить супутній газ (50–100 м3/т), воду (200–300 кг/т), мінеральні солі (до 10–15 кг/т), механічні домішки. Перед транспортуванням і подачею на переробку гази, механічні домішки, основна частина води і солей мають бути видалені з нафти.

Існують різні системи внутрішньопромислового збору і транспортування нафти, що різняться умовами переміщення нафти і газу, схемою відділення газу від нафти. Найстаріша – самопливна система, за якої переміщення нафти відбувається за рахунок перевищення відмітки гирла свердловини над відміткою вимірної установки.

На деяких нафтових родовищах експлуатуються герметизовані високонапірні системи збору нафти, газу і води, технологічна схема яких визначається величиною і формою площі родовища, рельєфом місцевості, физико-хімічними властивостями нафти. За допомогою герметизованих систем усувають втрати легких фракцій нафти, створюють можливість її транспортування по всій площі родовища за рахунок тиску на гирлі свердловин.

Газ, що надійшов із свердловини, безпосередньо на промислі готують до транспортування. З нього видаляють механічні домішки, водяну пару, важкі вуглеводні, у разі потреби очищають від сполук, що містять сірку.

Транспортування нафти, нафтопродуктів і природного газу. Транспортування нафти і нафтопродуктів з місць виробництва в регіони споживання здійснюється залізничним, водним, автомобільним і трубопровідним транспортом. Газ з окремих свердловин після видалення води, твердих домішок і газового конденсату прямує в промисловий газозбірний колектор і далі в газозбірний пункт, а потім газопроводами – споживачам. За об'ємом залізничний транспорт має перевагу над іншими видами транспорту. Близько 98% залізничних перевезень (бензин, дизельне паливо, мазут) здійснюється у вагонах-цистернах, інше – в бочках, бідонах, контейнерах, відкритих і закритих вагонах (масла, тверді нафтопродукти).

Зливно-наливні операції, як правило, здійснюються на під'їзних залізничних шляхах нафтобаз, обладнаних спеціальними зливно-наливними пристроями, установками наливання цистерн, розрахованими залежно від вантажообігу на маршрутний, груповий або одиночний злив-наливання цистерн.

Цистерни забезпечуються знаками калібрування і трафаретами типу «Нафта», «Бензин» і т. ін. Терміни зливу-наливання нафтопродуктів витримуються відповідно до встановлених норм.

Автомобільний транспорт є останньою ланкою транспортування нафтопродуктів і використовується для перевезення палива і масел з розподільчих нафтобаз і АЗС безпосередньо споживачам.

Мал. 8.12. Автоцистерна для перевезення нафтопродуктів

Спеціальним автотранспортом для нафтопродуктів є автоцистерни, паливозаправники, маслозаправники, контейнеровози. Автоцистерни (мал. 8.12) обладнані комплектом оснащення: патрубком для наливання нафтопродукту, дихальним клапаном, стрижньовим покажчиком рівня, клиновою швидкодіючою засувкою для зливу палива, двома шлангами з наконечниками і насосом з механічним приводом. Усередині цистерни передбачені поперечні та подовжні хвилерізи – для зменшення сили ударної хвилі рідини. Встановлено вогнегасники і пристрої заземлення цистерн і шлангів. За об'ємом цистерни складають ряд: 2,8; 4,0; 8,0; 12,0; 16,0 м3.

Конструктивні особливості автоцистерн залежать переважно від способу наливання –верхнього або нижнього.

Водним транспортом оздійснюються перевезення нафтопродуктів морями, річками і поділяється він на морський, річковий, озерний та змішаний (річка – море). Перевагами водного транспорту є низька собівартість перевезень, висока пропускна спроможність, мала чисельність обслуговуючого персоналу, незначна власна маса щодо маси вантажу. До недоліків належать сезонність функціонування, мала швидкість, тяжкі екологічні наслідки аварій.

Водний транспорт поділяється на самохідний (танкери), що має машинне відділення, і несамохідний (баржі), переміщуваний за допомогою буксиру. Танкери і баржі розрізняються як вантажопідйомністю, так і конструкцією.

Танкери мають оснащення для герметичного наливання і викачування нафтопродуктів і їх підігріву, наповнення вільних відсіків інертним газом (з метою підвищення пожежної безпеки), механізованого миття танкерів і засоби автоматизації.

Ліхтери або рейдові морські баржі використовуються, якщо танкер не має можливості підійти до берега і стоїть на рейді. У цьому випадку нафтопродукти перевантажують на ліхтери, вантажопідйомність яких може досягати більше 100 тис. т. Рейдові баржі використовують для перевезення з мілководних рейдів на нафтобази, розташовані в дельтах річок.

Трубопровідний транспорт є найбільш економічним і ефективним видом доставки нафтопродуктів у пункти збереження і реалізації завдяки цілодобовому безперервному функціонуванню, збереженню кількості та якості нафтопродуктів, послідовному перекачуванню декількох сортів нафтопродуктів одним трубопроводом.

Залежно від призначення, територіального розташування і довжини трубопроводи поділяють на внутрішні (внутрішньобазові, внутрішньоцехові), місцеві (між перекачувальною станцією і нафтобазою, нафтопереробним заводом та нафтобазою і т.ін.) та магістральні (між головною насосною станцією і наливними пунктами нафтобази, естакадами, причалами).

До магістральних нафтопроводів відносяться трубопроводи діаметром не менше 219 мм і завдовжки понад 50 км.

Технологічна схема нафтопроводу залежить від його призначення, довжини, характеру траси і за своїм складом у звичайному випадку включає:

• трубопроводи, якими перекачують нафтопродукти з нафтопереробного заводу в резервуари головної станції;

• головну станцію, де приймають нафтопродукти, розділяють їх за сортами, ведуть облік і перекачують на наступну станцію. Необхідна місткість резервуарного парку головної станції дорівнює тридобовій пропускній спроможності трубопроводу;

• проміжні перекачувальні станції, призначені для підвищення тиску перекачуваного нафтопродукту. Існують дві системи перекачування: постанційна (через резервуар) і транзитна (з насосу в насос);

• кінцевий пункт, де здійснюють операції щодо прийому нафтопродуктів з трубопроводу та їх обліку, розподілу серед споживачів або перекачування в інші види транспорту;

• лінійна частина, що складається із самого трубопроводу з відгалудженнями (шлейфами) для дорожнього скидання нафтопродуктів на нафтобази, відповідною арматурою, переходами через природні та штучні перешкоди, захисними протипожежними спорудами і т.ін.

Резервуарні парки (мал. 8.13) на головній насосній станції і кінцевому пункті нафтопроводу повинні розподілятися за групами і видами нафтопродуктів, які перекачуються послідовно (бензин, дизельне паливо). Кожна така група резервуарів ділиться на підгрупи відповідно до кількості сортів нафтопродуктів даного типу.

Суміш нафтопродуктів приймають на кінцевому пункті нафтопроводу і реалізують шляхом підмішування до відповідних «чистих» нафтопродуктів з урахуванням їх якості або направляють на нафтопереробний завод як сировину для переробки разом з нафтою.

Для транспортування природного газу від місця видобування або виробництва до пунктів споживання використовуються магістральні газопроводи. Розрізняють такі види магістральних газопроводів: підземні, надземні (на опорах) і в насипу. Тиск газу в газопроводах підтримується газокомпресорними станціями.

У кінцевих пунктах споруджуються газорозподільчі станції.

Значна частина українських газопроводів має діаметр 1000–1400 мм і розрахована на  тиск 7,5 МПа, що не нижче за аналогічні показники газопроводів, які будуються за кордоном.

 Мал. 8.13. Резервуарний парк для зберігання нафтопродуктів

Газопровід є вельми металоємною спорудою. Основні витрати металу припадають безпосередньо на виготовлення труб: на 1 км газопроводу діаметром 1400 мм витрачається до 700 т сталі. Тому із самого початку розвитку трубопровідного транспорту першочерговою проблемою було і залишається виготовлення труб з максимальною економією металу. Тому при будівництві газопроводів великих діаметрів і підвищеного робочого тиску застосовуються труби, виготовлені із сталі підвищеної міцності з легуючими добавками.

У даний час при будівництві газопроводів діаметром 1200–1400 мм застосовуються труби із заводською ізоляцією полімерними матеріалами. Це підвищує надійність ізоляції та всього газопроводу, дозволяє підняти рівень очистки труб і технології нанесення покриттів, прискорює темпи прокладання магістралей. Спорудами лінійної частини кожного газопроводу, які вимагають відповідального ставлення, є переходи через природні та штучні перешкоди. Їх спорудження здійснюється за спеціальними проектами, які враховують специфічність перешкод, що долаються, і вимоги високої надійності при експлуатації. Переходи будуються як у підземному виконанні, так і в надземному, в одну або декілька ниток. На магістральних газопроводах України експлуатується велика кількість переходів через річки (мал. 8.14), водосховища, залізниці та автодороги (шосе), балки, яри, болота і т.п.

Магістральні газопроводи є дуже важливими інженерно-технічними спорудами, при їх експлуатації мають бути забезпечені велика екологічна надійність і безпека. Для постійного контролю за технічним станом газопроводів ведеться їх обстеження, як візуальне, так і з використанням засобів технічної діагностики, зокрема приладів для вимірювання напруженого стану тіла труб, товщини стінки труб, дефектів зварювальних швів.

Зважаючи на специфіку роботи газопроводів у тяжких умовах, наприклад в умовах Карпат (зсуви, велика кількість переходів через гірські річки, великі яри, балки), спеціальні служби проводять геодезичні, тензометричні та інші спостереження, на підставі яких даються рекомендації щодо за потужністю 16 МВт безпечення надійності роботи газопроводів.

Мал. 8.14. Перехід системи газопроводів через гірську річку

Мал. 8.15. Ужгородська компресорна станція з газоперекачувальним агрегатом

Найголовнішою у складі магістрального газопроводу є компресорна станція, призначена для перекачування газу по ньому (мал. 8.15, 8.16).

Компресорна станція – складний і відповідальний промисловий об'єкт, що займає площу 5–10 га залежно від потужності газопроводу, типу встановленого оснащення, а також від кількості паралельних ниток газопроводу. Для газопроводів, що мають багато ниток, компресорні станції споруджуються на суміщених майданчиках, де будуються окремі компресорні цехи для кожної нитки. Всі допоміжні будівлі та споруди максимально використовуються як загальні для всієї станції.

Мал. 8.16. Долинська компресорна станція

 Мал. 8.17. Використання труб великого діаметру при будівництві газопроводу

Застосування труб великого діаметру (мал. 8.17), поліпшення механічних характеристик і підвищення робочого тиску істотно підвищують ефективність роботи газопроводу. Збільшення його діаметру забезпечує велику пропускну спроможність і зниження питомої металоємності. Проте збільшення діаметру не може бути безмежним. Досвід показує, що на сучасному етапі збільшення діаметру газопроводів понад 1400 мм недоцільне.

На всіх газопроводах є технологічною необхідністю і широко застосовується охолодження газу. Ступінь охолодження значною мірою визначає техніко-економічні показники газопередачі, а також надійність функціонування системи. Відомо, що із збільшенням діаметру газопроводу і робочого тиску власна охолоджуюча здатність трубопроводу на ділянці між компресорними станціями зменшується, а кінцева температура газу, що транспортується, підвищується.

Апарати повітряного охолодження газу, які застосовуються на компресорних станціях, вирішують цю проблему, оскільки дозволяють охолоджувати газ до потрібної температури. Рівень охолодження газу і кількість апаратів повітряного охолодження визначаються при проектуванні.