5) Подъем буровой колонны для замены долота.

Лекция_6.

Конструкция скважин и буровых установок.

Диаметры долот, обсадных колонн, глубины перехода с одного диаметра на другой, глубины спуска колонн, высота подъема цементных пробок за обсадными колоннами составляют понятие конструкции скважины.

Для обеспечения сохранности стенок скважины и исключения осложнений при бурении в скважину опускаются трубы, составляющие обсадную колонну.

Конструкция обсадной колонны определяется характеристикой пластов, проходимых скважиной, и диаметром последней из обсадных труб (рис. 1).

Верхний слой Земли представлен молодыми рыхлыми отложениями. При бурении он будет легко размываться и поэтому требует укрепления. С этой целью бурят шурф глубиной 48 метров и в него опускается обсадная труба, называемая направлением. Пространство между обсадной трубой и шурфом бетонируется. Таким образом, надежно укрепляется устье скважины. В верхней части обсадной трубы заранее вырезается специальное окно для отвода промывочной жидкости.

До глубин 50400 метров залегают трещиноватые породы. Для перекрытия и изоляции этих пород спускается второй ряд обсадных труб – кондуктор. Пространство между скважиной и кондуктором цементируется.

Рис. 1. Конструкция обсадной колонны

h₁ - направление;

h₂ - кондуктор;

h₃ - промежуточная обсадная колонна;

h₃ - эксплуатационная колона

Если в дальнейшем не встречаются пласты, подлежащие изоляции, то скважина бурится до продуктивного горизонта и в нее спускается последняя обсадная труба – эксплуатационная колонна.

Конструкция такой скважины получила название одноколонной.

Если будут встречаться осложняющие работу горизонты, то могут опускаться дополнительные колонны – промежуточные. Иногда их коли­чество доходит до трех. Конструкция в этом случае называется, соответст­венно, двух, трех и четырехколонной.

Заканчивание и эксплуатация скважин.

Под заканчиванием скважин понимают следующие операции:

1) бурение в продуктивном горизонте;

2) исследование продуктивного горизонта;

3) выбор конструкции призабойной части скважины;

4) оборудование устья скважины;

5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфорация);

6) вызов притока нефти или газа из пласта и сдача скважины в эксплуатацию.

В процессе разработки месторождения пластовое давление постепен­но снижается и для нефтяного месторождения наступает момент, когда оно окажется недостаточным для подъема жидкости на поверхность. Следовательно, одна и та же скважина будет эксплуатироваться различно в течение всего периода добычи нефти.

Различают два периода работы скважин:

• фонтанная эксплуатация;

• механизированная эксплуатация.

Как правило, в начальный период высокое пластовое давление обес­печивает подъем нефти на поверхность и скважина эксплуатируется фон­танным способом. Нефть из пласта по фонтанным трубам через фонтан­ную елку поступает в выкидную линию скважины.

Снижение пластового давления приводит к прекращению фонтанирования скважины и наступает период механизированной эксплуатации скважины. Применяют два способа механизированной эксплуатации: глубиннонасосная и компрессорная.

Для подъема нефти на поверхность используют два типа насосов: штанговые глубинные и погружные центробежные.

Наибольшее распространение получили штанговые насосы, которыми оборудовано до 70% скважин.

При эксплуатации высокодебитных скважин с небольшим содержанием песка находят применение электроцентробежные насосы (ЭЦН). ЭЦН спускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах.

До 5 % скважин эксплуатируется газлифтным способом. При этом добывается до 10% ежегодно добываемой нефти. Газлифт используется при эксплуатации высокодебитных скважин с большим забойным давлением и высоким газовым фактором.

Достоинством этого метода является расположение всего оборудова­ния из поверхности Земли, недостатком - большие затраты на строитель­ство компрессорных станции и трубопровод и большие затраты электро­энергии. Закачка газа по затрубному пространству позволяет снизить гид­ростатическое давление столба жидкости в насосно-компрессорных тру­бах и этим продлить фонтанирование скважины.

Лекция_7.

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъ­емом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, на­зывается подземным ремонтом.

Нефтяные и газовые скважины в процессе эксплуатации нуждаются в проведении текущих и капитальных ремонтов. При ремонте скважин выполняются следующие работы:

• смена подземного оборудования (насосов, труб, штанг);

• перевод скважины с одного на другой способ эксплуатации;

• изменение подвески подземного оборудования;

• ликвидация песчаных пробок;

• ловля оборвавшихся или отвернувшихся штанг.

К текущему подземному ремонту относятся: замена на­сосов, замена труб и штанг или изменение характера их подвески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предме­тов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, органи­зуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием (ловля и извлечение оборванных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к категории капитального ремонта скважин. Такие работы выполняют специализированные бригады по ка­питальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выпол­няют все операции по обработке призабойных зон (гидравличе­ский разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислот­ная обработка, виброобработка и др.).

Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин: ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.

Ремонтно-изоляционные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину посторонних вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому нефтяному го­ризонту или пропластку). Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют путем цементирования ствола сква­жины в заданном интервале.

Ремонтно-исправительные работы: исправление смятий, сломов и трещин в колоннах и замена испорчен­ной части колонны.

Ловильные работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента занимают особое место в капи­тальном ремонте. Наиболее сложны работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне. Кроме того, иногда трубы при ударе о забой ломаются в нескольких местах и располагаются в скважине рядами. Трубы могут также врезаться в пробку, если она имеется в скважине.

Наиболее сложные виды ремонтных работ скважины – ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные и ловильные. Они требуют применения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов.

Разработка нефтяных и газовых месторождений.

Под разработкой месторождений понимается комплекс мероприятий, связанных с извлечением нефти и газа из отдельных залежей данного месторождения, управление движением нефти и газа к скважинам и регулирование баланса пластовой энергии. При этом решаются следующие вопросы:

1) очередность и способы разработки залежей;

2) выбор схемы разбуривания скважин;

3) выбор способов поддержания пластового давления.

Каждая залежь обладает запасом естественных сил, под действием которых жидкость и газ движутся к забоям эксплуатационных скважин. Источником пластовой энергии являются:

• напор пластовых вод;

• энергия сжатого газа, свободного и растворенного в нефти;

• упругость пластовых жидкостей и горных пород, в которых заключены эти жидкости;

• сила тяжести пластовых вод.

Доминирующая сила в пласте определяет режим работы залежи: водонапорный, газонапорный и газовый. От режима работы залежи зависит эффективность разработки месторождения и величина извлекаемой из пласта нефти.

Отношение добытого количества нефти к количеству нефти в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи.

Площадь залежи разбуривается либо однородной геометрической сеткой (треугольной или квадратной), либо рядами скважин, расположен­ных рядами параллельно контуру водо- или газоносности. Однородная геометрическая сетка применяется для нефтяных залежей с неподвижны­ми контурами нефтеносности (режим растворенного газа). В большинстве случаев используется треугольная сетка.

Залежи с подвижным контуром нефтеносности разбуриваются кон­центрическими рядами скважин, параллельными контуру газоносности (водонапорный режим) или контуру газоносности (газонапорный режим).

Для поддержания высоких темпов добычи нефти и увеличения коэф­фициента нефтеотдачи залежи применяются искусственные методы под­держания пластового давления. С этой целью используется закачка в пласт воды, газа и воздуха.

В большинстве случаев пластовое давление поддерживается нагнета­нием в пласт воды. Чаще всего используется законтурное заводнение (рис. 1).

Рис. 1. Схема законтурного заводнения:

1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности,

3 - нагнетательные скважины, 4 - наблюдательные скважины, 5 – эксплуатационные скважины

Газовые месторождения могут работать в газовом и водонапорном ре­жимах. Как правило, они разрабатываются в газоводонапорном режиме. В этом случае газ в пласте подвигается в результате его расширения и дейст­вия напора воды. Водонапорный режим обычно проявляется не сразу, а после отбора 2050% запасов газа. Поступление воды отстает от отбора га­за, что приводит к постепенному падению пластового давления.

Лекция_8.

Сбор и транспорт нефти.

Нефть, добытую из месторождения, необходимо доставить на нефтепереработку. При этом качество нефти должно соответствовать определенным требованиям. Так, содержание воды в нефти должно составлять 0.5-1.0%, содержание солей 100-300 г/м³, механических примесей не более 0.05%. Давление насыщенных паров нефти не должно превышать 66650 Па.

Поступающая на поверхность из скважин нефтяного месторождения продукция содержит помимо нефти в больших количествах воду и попутный газ. В начальный период эксплуатации месторождения добываемая жидкая фаза состоит практически из одной нефти, в последние годы эксплуатации она на 7090% состоит из воды. Следовательно, чтобы обеспечить требуемое качество товарной нефти, она должна быть соответствующим образом подготовлена.

Подготовка нефти включает: разгазирование (стабилизацию), обезвоживание и обессоливание.

К системам сбора и подготовки предъявляются следующие требования:

• высокая экономичность;

• отсутствие потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки;

• возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений;

• возможность автоматизации и телемеханизации всей системы;

• высокая надежность функционирования.

Так как экономически нецелесообразно производить подготовку нефти у устья каждой скважины, то продукция скважин по сборным коллекторам подается на групповые пункты. Каждому процессу подготовки соответствует различная степень обобщения продукции скважин. Таким образом, продукцию скважин в процессе сбора транспортируют на десятки километров.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после сепарации движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, сырая нефть поступает в резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 35%).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 1). В этом случае в резервуары нефть попадает только после полной ее стабилизации, подготовленная к транспорту на нефтеперерабатывающие предприятия.

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1,01,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание.

Рис. 1. Схема сбора и транспорта нефти

1- скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный

коллектор, 5 – нефтесборный коллектор, 6 - водопровод

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПН), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и “сухой” газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям.

Лекция_9.

Сбор и транспорт газа.

Газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе достаточно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компоненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную коррозию труб и газоиспользующего оборудования (сероводород, окись углерода и др.).

Как и в случае нефтяных промыслов, добываемый газ отдельных скважин транспортируется внутри промыслов на десятки километров до централизованных пунктов подготовки газа УКПГ (рис. 1).

Газ группы скважин по газосборным коллекторам поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки осушенный и очищенный газ головной компрессорной станцией (ГКС) подается в магистральный газопровод 4.

Для обеспечения оптимальных условий и дальнейшего его транспорта газ должен поступать на УКПГ с давлением не ниже 46 МПа, в зависимости от рабочего давления МГ (5,45 или 7,35 МПа). В начальный период разработки месторождения это давление обеспечивается высоким давлением газа в пласте. По мере отбора газа пластовое давление снижается и наступает период, когда пластового давления недостаточно для обеспечения минимального давления перед УКПГ. С этого момента должна вступить в работу дожимная компрессорная станция (ДКС). Помимо повышения давления на ДКС производится отделение жидкости от газа.

Рис. 1. Схема сбора и транспорта газа

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 - МГ, 5 - КП

Конденсат, полученный на УКПГ и ДНС, содержит в своем составе большое количество легких углеводородов (этан, метан). Для отделения и утилизации этих фракций конденсат направляется на завод стабилизации конденсата (ЗСК). Стабилизированный конденсат закачивается головной насосной станцией (ГНС) в конденсатопровод 5. Часть газа перерабатывается в нефтепродукты на заводе переработки конденсата (ЗПК).

В соответствии с ГОСТ к газу предъявляются следующие требования:

• точка росы: летом 015⁰ С, зимой -5  -25⁰ С;

• содержание сероводорода - не более 20 мг/м³;

• содержание окиси углерода - не более 2 мг/м³;

• содержание кислорода - не более 1%;

• содержание механических примесей - не более 1мг/м³.

Очистка газа от механических примесей происходит попутно с очисткой от жидких компонентов в сепараторах (каплеуловителях).

Для осушки и очистки от вредных примесей используется три способа обработки газа:

1) низкотемпературная сепарация - температура газа снижается за счет дросселирования газа, расширения в детандерах, охлаждения газа хладоносителями (вода, воздух, сжиженный газ);

2) абсорбция - осушка и очистка газа жидкими абсорбентами (гликоли, масла, моноэтаноламин);

3) адсорбция - осушка газа твердыми адсорбентами (селикогель, активированный уголь).

Лекция_10.

Сепараторы нефти и газа.

В основе всего процесса подготовки нефти лежит процесс сепарации. Сепараторы, применяемые на нефтяных промыслах, подразделяются на следующие группы:

• по геометрической форме и положению (цилиндрические, сферические, горизонтальные, вертикальные, наклонные);

• по принципу действия (гравитационные, инерционные, центробежные);

• по рабочему давлению (высокого – 6,4 МПа, среднего – 2,5 МПа, низкого – 0,6 МПа).

Вертикальные сепараторы имеют то преимущество, что в них легко регулировать уровень жидкости и просто производить очистку. Поэтому их рекомендуется использовать, когда в продукции скважин повышенное содержание песка.

Производительность по газу горизонтальных сепараторов выше, чем вертикальных, поскольку площадь их поперечного сечения в несколько раз больше. Их намного проще монтировать и обслуживать, но они требуют большой площади под установку. Последнее может иметь решающее значение при ограниченности удобных площадок для строительства ЦПС.

Использование сферических сепараторов ограничивается сложностью их изготовления и монтажа.

В качестве примера рассмотрим работу вертикального сепаратора (рис. 1).

Рис. 1. Схема вертикального сепаратора

1 - ввод продукции скважин, 2 – раздаточный коллектор, 3 – регулятор давления, 4 – жалюзийный каплеуловитель, 5 – наклонные плоскости, 6 - поплавок регулятора уровня, 7 - регулятор уровня, 8 - сброс грязи, 9 - дренажные трубки

Для равномерного распределения продукции скважин и создания благоприятных условий отделения газа от жидкости патрубок ввода заканчивается раздаточным коллектором 2. Основная часть газа отделяется сразу после выхода из коллектора. Оставшийся газ в виде пузырьков уносится жидкостью. Течение жидкости тонким слоем по наклонным плоскостям 5 создает хорошие условия для выделения пузырьков газа. Она собирается в нижней части сепаратора, где и происходит окончательная сепарация. Уровень жидкости поддерживается автоматически регулятором уровня 7. При интенсивном выделении газ уносит с собой мельчайшие частицы жидкости. Для улавливания этой жидкости в верхней части сепаратора установлен жалюзийный каплеуловитель 4. Уловленная жидкость стекает вниз по дренажным трубкам 9. Для поддержания в сепараторе заданного давления на выходе газа устанавливается регулятор давления “до себя” 3.

Газовые сепараторы

Для очистки газа от капельной жидкости и механических примесей на промыслах используются сепараторы. Большие объемы газа и большая разница плотностей благоприятствуют использованию центробежных сил для интенсификации процесса сепарации.

Характерными для промыслов являются циклонные сепараторы (каплеотделители) и жалюзийные.

В циклонном сепараторе газ вводится в цилиндрическую часть циклона 2 (рис. 2) по касательной. В результате вращения жидкость и механические частицы отбрасываются центробежными силами к корпусу циклона и по стенкам цилиндра и конуса опускаются в отстойную часть сепаратора. Очищенный газ по центральной трубе циклона выходит в верхнюю часть и по выходному патрубку 4 покидает сепаратор. Циклоны сепараторов этого типа имеют диаметр от 80 до 250 мм. При рабочем давлении от 1.6 до 25 МПа пропускная способность сепараторов составляет от 1 до 4000 тыс. м³ газа в сутки.

Рис. 2. Схема циклонного сепаратора

1 - корпус сепаратора, 2 – циклон, 3 - входной патрубок, 4 - выходной патрубок

Лекция_11.

Низкотемпературная сепарация (НТС)

Снижение температуры газа приводит к конденсации части воды и тяжелых углеводородов. Капельная жидкость затем отделяется достаточно просто в сепараторах (рис. 1).

Рис. 1. Схема НТС

1 – каплеотделител, 2 – конденсатосборник, 3 – холодильник, 4 – дроссельная шайба, 5 - низкотемпературный сепаратор, 6 – пароподогреватель, 7 - регенерационная установка

Основным источником холода, подтолкнувшим к созданию НТС, является высокое пластовое давление газа.

Газ поступает на каплеотделитель (циклонный сепаратор) 1. Из каплеотделителя жидкость направляется в конденсатосборник 2, где разделяется на воду и конденсат, а газ поступает в холодильник 3, где он охлаждается встречным потоком очищенного газа. Затем газ дополнительно охлаждается в дроссельной шайбе 4. Так как при низкой температуре газа могут образоваться гидраты, перед холодильниками в него вводят диэтиленгликоль (ДЭГ). Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от газа в следующем каплеотделителе. Газ, пройдя еще один холодильник, поступает в низкотемпературный сепаратор 5 (вертикальный жалюзийный сепаратор с тангенциальным вводом).

Конденсат из конденсатосборников направляется на завод стабилизации конденсата.

Вода, отделенная в конденсатосборниках, содержит в своем составе ДЭГ. Для удешевления процесса НТС ДЭГ регенерируется и вновь вводится в поток газа. С этой целью вода подогревается в пароподогревателе 6 до температуры порядка 105⁰ С. При этом она переходит в пар и отделяется от жидкого ДЭГ в регенерационной установке 7.

Абсорбционная и адсорбционная осушка газа

Очищенный от капельной жидкости газ содержит в своем составе достаточно большое количество воды в виде пара. В зависимости от требуемой глубины осушки и условий работы промысла используется абсорбционная или адсорбционная осушка газа.

Абсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды всей массой поглощающего тела – абсорбента.

В качестве абсорбентов широко применяются гликоли: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). В настоящее время в основном используется ДЭГ. ДЭГ - бесцветная жидкость с плотностью 1125 кг/м³ и температурой кипения при атмосферном давлении 244.5⁰ С. С водой смешивается в любых соотношениях.

Адсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды поверхностным слоем тела – адсорбента.

В настоящее время на промыслах Тюменской области в основном используется адсорбционная осушка, что объясняется следующими преимуществами этого способа:

• возможность получения точки росы до -50⁰ С;

• глубина осушки мало зависит от давления и температуры газа;

• относительная простота аппаратуры и малые эксплуатационные затраты.

К недостаткам адсорбционного метода можно отнести большие потери давления в ходе осушки, относительно высокие затраты тепла и постепенное истирание адсорбента.

В качестве адсорбента используют селикагель, бокситы и цеолиты.

Лекция_12.

Характеристика существующих видов транспорта

углеводородного сырья

Себестоимость транспортировки грузов – один из важнейших показателей в оценке технико-экономических преимуществ того или иного вида транспорта. Себестоимость 1 т. на 1 км перекачки нефтегрузов по трубопроводам в 3 раза ниже себестоимости перевозки их по железной дороге и в 1,5÷2 раза ниже себестоимости перевозки их водным транспортом. Себестоимость транспортировки природного газа при доставке его даже на дальнее расстояние также ниже себестоимости железнодорожных перевозок эквивалентного количества угля.

Необходимо учитывать еще и то положение, что протяженность магистрального нефтепровода, прокладываемого между двумя пунктами с приближением воздушной прямой, всегда меньше расстояния между этими пунктами по железной дороге и в особенности по воде, экономичность трубопроводного транспорта возрастает еще в большей мере.

Трубопроводный транспорт имеет также максимальную герметизацию процесса при транспортировке и перевалках нефти и нефтепродуктов. Подсчитано, что все потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке их железнодорожным, речным и морским транспортом и при хранении и перевалках на нефтебазах в среднем за пять лет составляют около 35÷50 млн. т. или по стоимости 300÷400 млн. руб. На эти средства можно было бы построить около 10 тыс. км трубопроводов диаметром до 500 мм и перекачать по ним до 60 млн. т. нефтепродуктов.

У трубопроводного транспорта есть некоторые недостатки. Так для обоснованного строительства магистральных трубопроводов необходимо иметь мощный и на относительно длинный период времени устойчивый грузопоток транспортируемого продукта. При отсутствии или нарушении этого условия показатели работы трубопроводов ухудшаются, а при значительных недогрузках их производительность делает эксплуатацию нерентабельной. Однако трубопроводный транспорт следует рассматривать как наиболее экономичный и прогрессивный.

И все же, при всех преимуществах и достоинствах перевозки (перекачки) нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам, роль железнодорожного транспорта продолжает оставаться одной из главных. Особое место железнодорожный транспорт занимает при перевозке нефтепродуктов в «небольших» количествах на значительные расстояния.

Основной объем ж.д. перевозок нефтепродуктов приходится на доставку их с нефтеперерабатывающих заводов на распределительные нефтебазы.

Способы прокладки трубопроводов

а)

б)

в)

Рис.1. Схемы прокладки трубопровода:

а - подземная; б - полуподземная; в - наземная

Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от общей протяжённости) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб. При подземной укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работу. Кроме того, необходимость специальной балластировки на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства.

Полуподземная схема укладки применяется при пересечении трубопроводом заболоченных и солончаковых участков, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечениях с другими коммуникациями. Трубопровод укладывается в грунт на глубину менее диаметра с последующим обвалованием выступающей части.

Наземная схема укладки в насыпи преимущественно используется в сильно обводненных и заболоченных районах, иногда при наличии скальных пород и при пересечении других коммуникаций. При всех ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и устройство большого числа водопропускных сооружений.

Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков рекомендуется в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. При надземной прокладке сводится к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке и в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная укладка имеет недостатки: загроможденность территории, устройство опор, специальных проездов для техники и миграции животных и значительная подверженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.

Лекция_13.

МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ (МН)

Общая характеристика МН

Магистральными нефтепроводами называют трубопроводы диаметром 2191220 мм по которым транспортируется нефть от промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий или перевалочных нефтебаз, и имеющих большую протяженность (сотни километров).

Производительность МН составляет от 0,7 до 80 млн. т нефти в сутки, рабочее давление от 4,5 до 10 МПа.

Все сооружения и объекты МН можно представить двумя группами: линейные сооружения и нефтеперекачивающие станции (НПС) (рис. 1).

ЛЗ ЛЗ

Рис. 1. Схема МН

В состав линейных сооружений входят: трубопровод, переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги, болота, озера, каналы и т.д.), линейные задвижки (ЛЗ), линии связи и телемеханики, станции защиты от коррозии, дороги, дома обходчиков, вертолетные площадки и т.д.

Линейные задвижки устанавливаются через каждые 1015 км трассы и позволяют сократить потери нефти при авариях.

Нефтеперекачивающие станции сооружаются через 50100 км. Первая станция, получившая название головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС), оборудуется резервуарным парком, подпорными и магистральными (основными) насосами.

Для сооружения резервуарного парка используются резервуары емкостью 5, 10, 20 и 50 тыс. м³ каждый. Общий объем резервуарного парка ГНПС V_р= (23)Q_cут, где Q_сут – суточная производительность МН.

Подпорные насосы, забирая нефть из резервуаров, подают ее на вход магистральных насосов с давлением, обеспечивающим нормальный (бескавитационный) режим их работы. Условием бескавитационного режима работы является превышение давления на входе насосов давления насыщенных паров нефти при температуре перекачки.

Последующие, промежуточные НПС, имеют в своем составе из основного оборудования только магистральные насосы. Бескавитационная их работа обеспечивается остаточным давлением в нефтепроводе.

Для повышения надежности работы нефтепровода через каждые 400600 км сооружаются станции с резервуарным парком (НПСР). По набору основного оборудования они аналогичны ГНПС, но объем резервуарного парка в этом случае составляет 0,31,5 суточной производительности МН.

В настоящее время используются в качестве подпорных насосов вертикальные центробежные насосы серии НПВ. Максимальную производительность имеет насос НПВ-5000-120 (5000 – номинальная производительность насоса в м³/час, 120 – развиваемый насосом напор при номинальной производительности в метрах). Насосы этой серии составляют следующий ряд: НПВ-5000-120, НПВ-3600-90, НПВ-2500-80, НПВ-1250-60, НПВ-600-60, НПВ-300-60, НПВ-150-60.

В качестве магистральных насосов используются центробежные насосы серии НМ: НМ-10000-210, НМ-7000-210, НМ-5000-210, НМ-3600-230, НМ-2500-230, НМ-1250-260, НМ-500-300.

Привод насосов осуществляется от электродвигателей. С этой целью используются асинхронные двигатели (мощностью до 500 кВт) серии АТМ и АТД и синхронные двигатели серии СТД и СТДП мощностью до 8000 кВт.

Необходимая мощность электродвигателя зависит от производительности и развиваемого напора насоса

, (1)

где N_П – необходимая мощность электродвигателя, Вт;

Q – производительность насоса, м³/с;

Н – развиваемый насосом напор, м;

– плотность нефти, кг/м³ ;

– коэффициент полезного действия насосно - перекачивающего агрегата.

Лекция_14.

Технологическая схема НПС

Для оборудования станции выбираются магистральные насосы с производительностью, равной производительности МН. Их последовательное соединение позволяет получить напор, который должна развивать НПС. Количество рабочих насосов определяется соотношением напоров НПС и одного насоса. Дополнительно предусматривается еще один резервный насос. Обычно на НПС устанавливают четыре магистральных насоса (рис. 1).

Рис. 1. Технологическая схема ГНПС

Р – резервуары, Ф – фильтры, ОК – обратные клапана, УППС - узел приема-пуска скребка, РД - регулятор давления

Подпорные насосы выбираются из условия обеспечения бескавитационного режима работы основных насосов. Их количество определяется соотношением производительностей НПС и насоса плюс один резервный. Таким образом, подпорные насосы соединяются между собой параллельно. На НПС устанавливается 23 подпорных насоса.

Нефть с промысла поступает в резервуарный парк ГНПС. Из резервуарного парка она через фильтры грубой очистки подпорными насосами подается на вход магистральных насосов. На выходе последнего из работающих насосов давление будет равно или больше требуемого. Избыточное давление дросселируется в регуляторе давления, и нефть поступает в трубопровод.

На промежуточной НПС нефть из трубопровода поступает через фильтры сразу на вход магистральных насосов.

Регулирование работы МН

В процессе эксплуатации МН часто возникает необходимость работы с производительностью, ниже пропускной способности нефтепровода. В этом случае возникает необходимость снижения напора, развиваемого НПС. Снизить напор можно остановкой НПС, остановкой насосов на НПС и дросселированием. С точки зрения экономической эффективности целесообразным является отключение НПС или насосов, но в этом случае производительность МН меняется ступенчато. Дросселирование сопровождается непроизводительными затратами энергии, но позволяет плавно изменять производительность нефтепровода. Рациональное сочетание двух методов дает возможность реализовать заданную производительность при минимальных затратах энергии.

Переход на работу с пониженной производительностью сопровождается повышением напора, развиваемого НПС, и снижением потерь напора в трубопроводе, что создает предпосылку к повышению давления от станции к станции. Если величина превышения фактического напора над допустимым больше давления, развиваемого одним насосом, то регулирование следует начинать отключением насосов. В остальных случаях используется дросселирование.

Необходимость регулирования работы нефтепровода может возникнуть при изменении вязкости транспортируемой нефти. Повышение вязкости нефти приведет к росту потерь напора на трение и, если были в работе все насосы и все регулирующие заслонки открыты, - к снижению производительности МН. Изменение давления на станциях зависит от их положения на трассе. При равенстве длин участков давление на всех НПС повысится, так как возрастет развиваемое ими давление. При неравномерной расстановке возникает максимальная опасность по превышению давления на НПС в конце более коротких участков.

Понижение вязкости приведет к повышению пропускной способности МН и к снижению давления на НПС при их равномерной расстановке. При неравномерной расстановке возникает опасность кавитации на НПС в конце более коротких участков.

Долговременное регулирование работы нефтепровода возможно заменой рабочих колес насосов.

При всех схемах работы МН должны обеспечиваться условия прочности трубопровода и бескавитационного режима работы насосов.

Лекция_15.

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ (МГ)

Общая характеристика МГ

В отличии от МН максимальный диаметр МГ в настоящее время составляет 1420 мм. В России рабочее давление газопроводов зависит от их диаметра: D = 1020 мм и менее, рабочее давление Р₁₌5,4 МПа.

D > 1020 мм, P₁=7,35 МПа (рис. 1).

Р₁=5,4-7,35МПа Р₂=3,5-5,0МПа Р_К=1,5-2,0МПа

ЛК ЛК

ГКС КС КС КРП

20-30км

100-150км ГРС

Р=0,6-1,2МПа

Рис. 1. Схема МГ

ГКС - головная компрессорная станция; КС - промежуточная компрессорная станция;

ГРС - газораспределительная станция; КРП - конечный распределительный пункт

По газопроводу диаметром 1020 мм транспортируется 30 млн. м³ газа в сутки. При диаметре 1420 мм МГ имеет пропускную способность 90100 млн. м³ в сутки. Компрессорные станции (КС) МГ работают со степенью сжатия в пределах 1,401,50 и при этом давление на входе в КС (Р₂) составляет 3,55,0 МПа. В конец газопровода газ обычно поступает с давлением 1,52,0 МПа.

Состав линейных сооружений МГ аналогичен МН. Линейные краны на газопроводе предусматриваются через 2030 км. МГ часто прокладываются в одном коридоре с другими газопроводами. В этом случае они соединяются между собой перемычками на входе и выходе КС и далее через каждые 2040 км.

КС расставляют по трассе МГ через 100150 км. С увеличением диаметра газопровода расстояние между КС уменьшается.

Для снабжения газом населенных пунктов по трассе МГ сооружаются ГРС, предназначенные для снижения давления газа до нужного потребителю (0,61,2 МПа) и поддержания его на этом уровне, очистки и одоризации газа и учета отпускаемого количества газа.

Функции КРП аналогичны функциям ГРС.

КС выполняет три основных функции:

• компримирование газа;

• очистка газа;

• охлаждение газа.