Трубопроводный транспорт нефти и газа
advertisement
МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) Е. Л. Полубоярцев, Е. В. Исупова Трубопроводный транспорт нефти и газа Учебное пособие Ухта, УГТУ, 2014 УДК 665.6.035.6 ББК 39.7 П 53 Полубоярцев, Е. Л. П 53 Трубопроводный транспорт нефти и газа [Текст] : учеб. пособие / Е. Л. Полубоярцев, Е. В. Исупова. – Ухта : УГТУ, 2014. – 144 с. ISBN 978-5-88179-855-0 Учебное пособие состоит из пяти глав. В первой главе пособия приведены основные сведения об углеводородном сырье, такие как физико-химический состав нефти и природного газа, а также различные представления об образовании нефти и газа. Во второй главе пособия изложены основные сведения о добыче, сборе и подготовке углеводородного сырья. В третьей главе рассмотрена краткая история развития трубопроводного транспорта нефти и газа, представлена классификация газонефтепроводов, а также приведены предъявляемые требования к трубам и материалам. Четвёртая глава пособия содержит краткую информацию об основных объектах и сооружениях магистральных нефтепроводов и газопроводов. В пятой главе пособия раскрыты вопросы причин и механизмов коррозии трубопроводов, а также приведены основные способы защиты трубопроводов от коррозии. Предназначено для направления подготовки «Нефтегазовое дело» (академический бакалавриат). Работа выполнена в рамках реализации проекта по подготовке высококвалифицированных кадров для предприятий и организаций регионов (Программа «Кадры для регионов»). УДК 665.6.035.6 ББК 39.7 Содержание издания согласовано с техническим отделом АО «ТранснефтьСевер» (начальник отдела – В. Т. Фёдоров). Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским советом Ухтинского государственного технического университета. Рецензенты: М. М. Гареев, зам. зав. каф. ТХНГ УГНТУ, профессор, д.т.н.; И. Б. Головизин, зам. директора ООО «Ростехконтроль»; В. Т. Фёдоров, начальник отдела АО «Транснефть-Север», к.т.н. Научно-методический редактор: В. Е. Кулешов, проректор по научной работе и инновационной деятельности УГТУ, доцент, к.т.н. © Ухтинский государственный технический университет, 2014 © Полубоярцев Е. Л., Исупова Е. В., 2014 ISBN 978-5-88179-855-0 Оглавление Список сокращений, принятых в учебном пособии ................................................ 5 Введение ....................................................................................................................... 6 Глава 1. Основные сведения об углеводородном сырье ......................................... 7 1.1. Различные представления об образовании нефти и газа.......................... 7 1.2. Физико-химический состав углеводородного сырья .............................. 15 1.3. Транспорт нефти и газа .............................................................................. 25 Контрольные вопросы к главе 1. ............................................................................. 29 Глава 2. Добыча, сбор и подготовка углеводородного сырья .............................. 31 2.1. Разработка нефтяных и газовых месторождений ................................... 31 2.2. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений .............................. 35 2.3. Системы сбора и подготовки углеводородного сырья ........................... 39 2.3.1. Двухтрубная самотечная система сбора нефти ........................... 40 2.3.2. Герметизированные высоконапорные системы сбора ................ 44 2.3.3. Системы сбора нефтепромыслового газа ..................................... 49 2.3.4. Промысловая подготовка нефти .................................................... 51 2.3.5. Системы промыслового сбора природного газа .......................... 66 2.3.6. Промысловая подготовка газа ....................................................... 68 Контрольные вопросы к главе 2. ............................................................................. 78 Глава 3. Трубопроводный транспорт нефти и газа ................................................ 79 3.1. Краткая история развития трубопроводного транспорта нефти и газа ................................................................................................................ 79 3.2. Классификация трубопроводов ................................................................ 90 3.3. Назначение и классификация магистральных нефтегазопроводов ...... 92 3.4. Требования к трубам и материалам ......................................................... 95 3.5. Трубопроводная арматура и оборудование ............................................. 97 Контрольные вопросы к главе 3. ............................................................................. 98 Глава 4. Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов и газопроводов ................................................................................ 99 4.1. Устройство магистральных нефтепроводов ............................................ 99 4.1.1. Состав объектов и сооружений МН .............................................. 99 4.1.2. Основные типы нефтеперекачивающих станций ...................... 100 4.1.3. Основные технологические процессы на НПС.......................... 102 4.1.4. Состав объектов и сооружений НПС .......................................... 103 4.2. Технологические схемы перекачки ........................................................ 110 4.3. Устройство магистральных газопроводов ............................................. 113 3 4.4. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов ........... 116 4.5. Хранение нефти и газа ............................................................................. 118 4.5.1. Классификация нефтебаз ............................................................. 118 4.5.2. Операции, проводимые на нефтебазах ....................................... 120 4.5.3. Резервуары нефтебаз..................................................................... 122 4.5.4. Насосы и насосные станции нефтебаз ........................................ 123 4.5.5. Хранение газа ................................................................................ 125 Контрольные вопросы к главе 4. ........................................................................... 129 Глава 5. Защита трубопроводов от коррозии ....................................................... 130 5.1. Классификация коррозионных процессов ............................................. 130 5.2. Причины и механизм коррозии трубопроводов ................................... 132 5.3. Основные способы защиты трубопроводов от коррозии .................... 134 Контрольные вопросы к главе 5 ............................................................................ 140 Список рекомендуемой литературы ...................................................................... 141 Алфавитный указатель............................................................................................ 142 4 Список сокращений, принятых в учебном пособии АВО – аппарат воздушного охлаждения; АВР – аварийно-восстановительные работы; БАС – блочная автоматизированная сепарационная установка; ГЗС – головной завод сжижения; ГЗУ – групповая замерно-сепарационная установка; ГНПС – головная нефтеперекачивающая станция; ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГПЗ – газоперерабатывающий завод; ГРС – газораспределительная станция; ДНС – дожимная насосная станция; ЖБР – железобетонный резервуар; ИЗУ – индивидуальная замерно-сепарационная установка; КНС – кустовая насосная станция; КП – конечный пункт; КПП СОД – камера пуска-приёма средств очистки и диагностики; КС – компрессорная станция; ЛЧ – линейная часть; ЛЭП – линия электропередачи; ЛЭС – линейно-эксплуатационная служба; МГ – магистральный газопровод; МН – магистральный нефтепровод; НБ – нефтебаза; НПС – нефтеперекачивающая станция; ОВ – органические вещества; ПН – пункт наблюдения; ПНПС – промежуточная нефтеперекачивающая станция; ППМН – подводный переход магистрального нефтепровода; ПХГ – подземное хранилище газа; РВС – резервуар вертикальный стальной; РГС – резервуар горизонтальный стальной; СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии; СИКН – система измерения количества и показателей качества нефти; СП – сборный пункт; СПГ – сжиженный природный газ; СУГ – сжиженный углеводородный газ; УВ – углеводороды; УКПН – установка комплексной подготовки нефти; УПВ – установка подготовки воды; УПН – установка подготовки нефти; УУД – участок устранения дефектов; ЦРС – центральная ремонтная служба; ЭХЗ – электрохимическая защита. 5 Введение Развитие экономики любой страны, нормальная производственная деятельность всех её участников неразрывно связаны с чёткой работой транспорта по своевременной доставке сырья и готовой продукции. Для обеспечения этой деятельности и других разнообразных потребностей необходимо иметь высокоразвитую, оснащённую самой передовой техникой систему путей сообщения всех современных видов транспорта. Топливно-энергетический комплекс – основа развития всех отраслей экономики России. Важнейшим его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Географическое расположение месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только трубопроводный транспорт способен гарантировать бесперебойную и равномерную поставку значительных грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа, обеспечивая при этом наименьшие экономические затраты. Необходимо отметить, что успешное внедрение новых технологий в области трубопроводного транспорта углеводородного сырья требует масштабных инвестиций и научных разработок. Поэтому внедрение возможно прежде всего в развитых странах, в то время как другие страны вынуждены вести добычу нефти и газа устаревшими методами или покупать передовые технологии, попадая тем самым в технологическую и патентную зависимость. Без изменения такого положения невозможно решение глобальных задач по экономии углеводородных ресурсов и обеспечению экологической безопасности. Сегодня основным объектом конкуренции между отечественными и зарубежными компаниями становятся запасы энергоносителей и пути их транспортировки. В связи с этим, необходимо уделить особое внимание подготовке высококвалифицированных специалистов в нефтегазовой отрасли, с целью сохранения и развития научно-технического потенциала не только регионов, но и всей страны в целом. 6 Глава 1. Основные сведения об углеводородном сырье Нефть и её производные используются людьми в течение многих тысяч лет, а представления о происхождении нефти развиваются два тысячелетия, беря начало от умозрительных версий античных учёных Витрувия и Страбона. В первой половине 18 века появилась гипотеза об органическом происхождении нефти. Впервые её высказал М. В. Ломоносов в работе «О слоях земных» (1733), а затем – немецкий учёный И. Генкель и французский учёный Б. де Молье. М. В. Ломоносов за исходное вещество нефти принимал каменный уголь, а И. Генкель и Б. де Молье – погребённые остатки растений и животных. В начале XIX века немецкий учёный А. Гумбольт предложил первую гипотезу о глубинном неорганическом происхождении нефти. Таким образом, к концу XIX века чётко сформировалось два подхода к решению данной проблемы: органический и неорганический, которые уже тогда имели различные варианты. Интенсивное развитие нефтяной промышленности в первой половине ХХ века показало, что проблема происхождения нефти имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Знание геологических и геохимических условий образования нефти и газа необходимо для определения перспективно нефтегазоносных территорий и комплексов пород. Оно также необходимо для оценки ресурсов нефти и газа на Земле и обоснования методологии и методики поисков месторождений углеводородного сырья. Сложность проблемы происхождения нефти и газа связана и с их специфическим свойством – способностью мигрировать в земной коре вместе с пластовыми водами. О месте рождения нефти и газа можно судить только по косвенным признакам. На этом основании А. А. Бакиров и его последователи совершенно справедливо называют выявленные месторождения углеводородов (УВ) местоскоплениями. Подводя итоги разработки проблемы происхождения нефти и газа Ю. И. Пиковский отметил, что весь ХХ век геологи вели интенсивные исследования в этой области, но в конце нашего столетия, как и на его пороге, существуют две различные концепции – органическая и неорганическая. При этом сторонники этих концепций убеждены в том, что проблема решена однозначно. 1.1. Различные представления об образовании нефти и газа Возможность образования УВ путём минерального синтеза доказал впервые французский химик М. Бертело. В 1860 году он синтезировал ацетилен (С2Н2) путём реакций щелочных металлов с углекислотой и водой. Лаборатор7 ные исследования в этом направлении проводили в это же время А. Биассон (1866) и С. Клоэц (1878). В 1877 году Д. И. Менделеев предложил «карбидную гипотезу», которая стала широко известной. По его мнению, вода проникает глубоко в недра по разломам и вступает в реакцию с карбидом железа. При этом образуются предельные и непредельные углеводороды по схеме: 2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6, которые также по разломам поднимаются в породы-коллекторы. Свои предположения Д. И. Менделеев обосновал лабораторными исследованиями. При взаимодействии карбидов металлов с водой в опытах наблюдалось образование жидких углеводородов. В 1889 году В. Д. Соколов разработал космический вариант неорганической гипотезы. На основании установленного им факта присутствия УВ в метеоритах и хвостах комет В. Д. Соколов предположил возможность их поглощения магмой во время образования Земли, а впоследствии, при её охлаждении, УВ по зонам разломов проникли в стратосферу. Таким образом, нефть по этой гипотезе является продуктом превращения первичных УВ космоса, попавших на Землю вместе с другой космической материей. Ю. Кост и Э. Штеберг предложили вулканический вариант гипотезы образования нефти, по которому УВ образуются в магме и затем поднимаются по разломам в верхние горизонты земной коры. В 30-х годах ХХ века эти гипотезы подверглись значительной критике со стороны академика И. М. Губкина – основоположника теории органического происхождения нефти. Однако он допускал, что «небольшие, не имеющие практического значения скопления нефти могли иметь и неорганическое происхождение, возникая в результате небольших выделений её из магмы». В середине ХХ века были получены убедительные геологические и геохимические доказательства органического происхождения нефти, которые хорошо объясняли формирование подавляющего большинства нефтяных месторождений Земли. Однако, к этому же времени были получены данные о достаточно широком присутствии в оболочках ряда планет и в газовых облаках межзвёздной среды различных углеродистых соединений, в том числе и углеводородов, а также данные о наличии в метеоритах аминокислот, УВ, порфиринов и других органических соединений. На этом основании в России и зарубежом вновь стали развиваться варианты гипотез космического (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Ф. Хойль) и магматического (П. Н. Кропоткин) синтеза УВ. В. Б. Порфирьев (1967) предположил, что нефть, находящаяся в подкоровых зонах образовалась одновременно с другими минеральными веществами, 8 вошедшими в состав Земли. Из подкоровых зон она поступает по глубинным разломам в осадочную оболочку Земли (стратисферу) и при наличии ловушек образует залежи. Н. А. Кудрявцев (1973) также связал формирование залежей нефти и газа с разломами, а образование углеводородов (УВ) видел как результат взаимодействия радикалов СН (метина), СН2 (метилена), СН3 (метила), которые выделяются из мантии Земли в определённой последовательности, в зависимости от термобарических условий. В верхних зонах литосферы, где температура понижается, начинает выделяться уже метан. Углеводородные радикалы легко вступают в реакции полимеризации и образуют различные углеводороды в верхних частях земной коры. По его предположению Земля образовалась из космического пылевого облака, которое содержало УВ. Под действием температур в несколько тысяч градусов в глубинных зонах Земли они распались на УВ радикалы и водород. П. Н. Кропоткин (1985) считал, что УВ поступают в осадочную оболочку в результате дегазации мантии. Часть земной коры, лежащая ниже зоны гипергенеза (оксисферы) совместно с верхней мантией до глубины 150 км, называемая редуктосферой, характеризуется восстановительными условиями и содержит много водорода, метана и других УВ, а также паров воды, окиси углерода, сероводорода, азота и гелия. Дегазация мантии путём прорыва этих газов по разломам в стратисферу является по П. Н. Кропоткину причиной образования скоплений газа, газоконденсата и нефти. На большие масштабы выделения глубинных ювенильных газов – азота, метана и гелия обратил внимание ещё В. И. Вернадский, образно назвав этот процесс «дыханием Земли». На этом основании американский исследователь Т. Голд выдвинул идею, связывающую метановую дегазацию мантии и земной коры с сейсмической активностью Земли. Землетрясения возбуждают дегазацию и создают пути миграции для газов. По его предположению на глубинах до 15 км осадочные и кристаллические породы содержат УВ и, прежде всего, метан мантийного происхождения в таком количестве, что их достаточно для обеспечения населения Земли в течение тысячелетий. Представления о неорганическом синтезе УВ развивали во второй половине ХХ века многие учёные России и Украины: Г. Е. Бойко, К. Н. Волоссович, И. В. Гринберг, Г. Н. Доленко, Л. Н. Капченко, В. В. Колодий, А. И. Кравцов, В. Ф. Линецкий, И. А. Петерсилье, Ю. Ф. Степаник, Э. Б. Чекалюк и другие. При этом были получены лабораторные данные о том, что метан может полимеризоваться в тяжёлые УВ при каталитическом воздей9 ствии силикатов, окислов железа и никеля, которые содержатся в горных породах. Эти же данные показали, что синтез УВ возможен из оксида и диоксида углерода и водорода в различных условиях в присутствии пород катализаторов по следующим реакциям СО + 3Н2 = СН4 + Н2О, СО2 + 4Н2 = СН4 + 2Н2О, (1) 2СО2 + 3Н2О + FeО = С2Н6 + 7Fе2О3. Бурение глубоких и сверхглубоких скважин, в частности Тюменской, дают основание предполагать глубинные эманации (истечения) метана в осадочный чехол (Т. В. Белоконь,1998). Основные факты, подтверждающие возможность неорганического синтеза УВ по мнению сторонников этой концепции следующие (по Н. С. Бескровному): 1. Наличие органических соединений, в том числе УВ и оптически активных веществ в космической материи. 2. Результаты термодинамических исследований, указывающие на возможность существования метана в условиях мантии Земли при температурах до 1300-1500°С и низкой летучести кислорода. 3. Наличие углеродистых соединений, а также водорода, оксида углерода, спиртов, метана и некоторых, более сложных УВ в продуктах магматизма мантийного происхождения, продуктах дифференциации и горячей дегазации мантии, а также в гидротермальных системах современного и древнего вулканизма. 4. Существование углеводородной дегазации вещества мантии, проявляющейся в «холодных» немагматических условиях, например водородная и метанововодородная дегазация в сквозных проницаемых зонах типа сейсмоактивного глубинного сбросо-сдвига Сан-Андреас в Калифорнии. 5. Наличие запасов и ресурсов нефти и газа в осадочно-породных бассейнах, имеющих генетическую связь с грабенами, глубинными разломами и глубокопогруженными краями литосферных плит, которые ограничены сейсмоактивными геодинамическими поясами. 6. Существование парагенезиса эндогенной средне- и низкотемпературной рудной минерализации (полиметаллов, ртути, урана и других) с непромышленными проявлениями УВ на складчатой периферии бассейнов, а также повышенное содержание металлов в скоплениях нефти, залегающих внутри осадочных бассейнов. 7. Распространение нефти и газа по разрезу нефтегазоносных регионов до фундамента включительно (закономерность Н. А. Кудрявцева). 10 8. Молодой неогеново-четвертичный возраст залежей природного газа и преимущественно кайнозойский возраст залежей нефти древних платформ, не согласующийся с возрастом вмещающих пород и другие. По существу, основные положения теории биоорганического происхождения нефти предсказал М. В. Ломоносов (1733) в своей гипотезе образования нефти из органического вещества (ОВ) при воздействии на него высокой температуры и последующей миграции и аккумуляции нефти в пористой среде. Только за источник нефтеобразования было принято не рассеянное, а концентрированное ОВ – ископаемые угли. Однако позже было установлено, что угленосные толщи генерируют горючие газы, а в некоторых случаях они могут выполнять роль и нефтематеринских пород. Близких взглядов на происхождение нефти придерживались в то время Ж. Бюффон, Дж. Геттон, а в ХIХ веке – Ч. Лайель, Г. Абих и Д. Ньюбери. Отдельные аспекты современной теории биоорганического происхождения нефти и газа были разработаны трудами учёных в конце XIX – начале ХХ столетия. Среди отечественных учёных того времени выделяются работы Н. И. Андрусова, А. Д. Архангельского, В. И. Вернадского, И. М. Губкина, Н. Д. Зелинского, К. П. Калицкого, Г. П. Михайловского, а среди зарубежных учёных – работы Э. Блюмера, Ф. Ван-Тайла, Г. Гефера, П. Мразека, Г. Потонье, П. Траска, Д. Ханта, К. Энглера, Д. Уайта и других. В середине XIX века произошло зарождение геохимии нефти и газа. Исследования английского химика Ч. Гатчетта показали сходство элементного состава природных битумов и растительных масел, смол и животных жиров, а также уменьшение содержание водорода в ряду природных битумов от жидких к твёрдым. В 1863 году американский исследователь Винчел ввёл в научную литературу понятие о нефтематеринских свитах осадочных пород как месте рождения нефти. Позже оно стало одним из ключевых в биоорганической теории образования нефти и газа. С момента появления органической концепции до 30-х годов ХХ века её представители активно искали исходное нефтепроизводящее или нефтематеринское ОВ: М. В. Ломоносов принимал за него уголь, К. Энглер и Г. Гефер – останки рыб, рептилий и прочего ОВ, Г. Потонье, затем Г. Л. Стадников – сапропелиты, Г. П. Михайловский – рассеянное органическое вещество, К. П. Калицкий – морские водоросли зоостера в местах их обильного развития. Важными положениями для развития представлений о происхождении нефти, а также о механизме формирования её скоплений были предположения 11 М. В. Ломоносова и Г. Абиха о вторичной природе нефти в залежах, а также выводы Г. Абиха о приуроченности скоплений нефти и газа Апшеронского полуострова к антиклиналям. Таким образом, параллельно с вопросом о происхождении нефти формировались представления её миграции от мест генерации к областям аккумуляции (накопления), то есть формирования скоплений нефти. Вопросу миграции УВ уделил внимание и Д. И. Менделеев в своей карбидной гипотезе. Ближе всех к решению проблемы нефтегазообразования подошёл в начале ХХ века Г. П. Михайловский. В 1906 году он сформулировал основные научные положения гипотезы органического происхождения нефти. По его предположениям исходным веществом для её образования является рассеянное ОВ смешанного растительного и животного происхождения, захоронённое в глинистых морских осадках. В процессе погружения осадков ОВ битуминизируется, сначала под действием микроорганизмов, а затем – повышенной температуры и давления и образуется нефть. Складкообразующие процессы способствует перемещению УВ из глинистых отложений в песчаные породыколлекторы. Интенсивно развивалось в первые десятилетия ХХ века учение о нефтематеринских или нефтепроизводящих свитах. Этой проблеме были посвящены в 30-х годах работы Н. И. Андрусова, А. Д. Архангельского, И. М. Губкина, Г. П. Михайловского в России; Ф. Траска и П. Патнода в США. Всё большее признание получала в это время сапропелевая гипотеза нефтегазообразования, основанная на представлениях Г. Потонье. При этом допускалось, что нефтематеринскими породами могут быть породы, обогащённые рассеянным ОВ, преимущественно сапропелевого типа. Большое значение для развития органической гипотезы имели предположения Д. Уайта (1915) о зависимости нефтегазообразования от степени метаморфизма осадочных пород. Степень их метаморфизма он определял по углеродному коэффициенту (процентному содержанию углерода) ископаемых углей. Таким образом, была предсказана смена состава и фазового состояния УВ с глубиной. Важную роль в формировании теории биоорганического происхождения УВ сыграли труды В. И. Вернадского – основоположника геохимии и в том числе основ биогеохимии нефти. В 1934 году он разработал геохимическую систему взаимодействия углерода с живым веществом биосферы, назвав её жизненным циклом углерода. Биоорганическая концепция, как стройная теория нефтегазообразования, была сформулирована И. М. Губкиным в его работе «Учение о нефти» (1932), 12 где он критически рассмотрел различные гипотезы и все, имеющиеся к тому времени факты. И. М. Губкин показал, что процесс нефте- и газообразования развивается периодично, стадийно, длительно и непрерывно, имеет региональный характер и прямо связан с тектогенезом и литогенезом Земли. В 1948 году появилась работа В. А. Соколова «Очерки генезиса нефти», где впервые были обобщены и проанализированы все имеющиеся к тому времени данные по геохимии ОВ пород, и был обосновано показан процесс образования нефти и газа в осадочных породах. Развивая идею Д. Уайта, В. А. Соколов впервые привёл схему вертикальной зональности нефтегазообразвания и нефтегазонакопления. В разрезе осадочного чехла Земли он выделил несколько геохимических зон, в которых интенсивность и направленность процессов образования УВ сильно меняется, в зависимости от изменения геохимических и термобарических условий. В более поздних работах В. А. Соколова и его многочисленных последователей в России и зарубежом схема вертикальной зональности нефтегазообразования уточнялась, совершенствовалась, а затем добавилась положениями о главных фазах и зонах нефте- и газообразования. В результате она стала одним из важнейших положений современной теории органического происхождения нефти и газа. Исследования российских и зарубежных учёных второй половины ХХ века А. А. Ализаде, А. А. Бакирова, Н. Б. Вассоевича, Д. Вельте, А. Леворсена, В. Линка, М. Ф. Мирчинка, С. Г. Неручева, А. Н. Резникова, Б. А. Соколова, Б. Тиссо, А. А. Трофимука, В. А. Успенской, Дж. Ханта и многих других были направлены на изучение геологических и геохимических условий образования нефте- и газопроизводящих пород, физико-химических процессов преобразования ОВ в углеводороды, эмиграции УВ в коллекторы и дальнейшей их миграции и аккумуляции. Изучались также геологические условия размещения скоплений нефти, газа и конденсата в земной коре, выявлялась роль флюидодинамики в формировании скоплений нефти и газа и в формировании их состава, классифицировались осадочно-породные бассейны по особенностям их развития и формирования потенциальной нефтегазоносности. Решались также и другие вопросы. В основе современной теории органического или осадочномиграционного происхождения нефти и газа лежат научные данные о синтезе УВ из биогенного ОВ. Этот процесс рассматривается как стадийный и сводится к следующим основным положениям: 1. Накопление первичного ОВ в водной среде с застойным гидрологическим режимом в анаэробных геохимических условиях на фоне относительно 13 устойчивого и длительного погружения бассейна седиментации. В основном это остатки фито- и зоопланктона, бентоса, а также остатки растительности, вынесенные с континентов в акватории. 2. Биохимическая трансформация ОВ, заключённого в осадке. Органическое вещество преобразуется в восстановительных геохимических условиях на диагенетической стадии литогенеза и образует большое количество газа, в основном диоксида углерода, метана и азота. Часть промежуточных продуктов разложения ОВ синтезируется в новые органические вещества: битумоиды, фульвовые, гуминовые и сапропелевые кислоты, которые отсутствуют в составе живых организмов. В конце протокатагенеза (ПК3) высокомолекулярные органические кислоты переходят в нерастворимую форму ОВ – кероген. В небольшом количестве образуются тяжёлые УВ. Таким образом, формируются нефтегазоматеринские породы. Обычно это глинистые и карбонатные отложения, содержащие от 0,1-0,5 до 5% и более преобразованного ОВ. 3. Термокаталитическое преобразование ОВ нефтегазоматеринских пород на катагенетической стадии литогенеза при температурах от 60 до 170-180°С, в результате которого образуются нефть и горючие газы, а затем, в более жёстких термобарических условиях при температурах от 180-200 до 250°С, образуются только газы. 4. Эмиграция УВ из нефтегазопроизводящих пород в природные резервуары, которые состоят из пород различного состава, обладающих повышенными ёмкостно-фильтрационными свойствами, и экранированы породамифлюидоупорами. 5. Миграция нефти и газа в природных резервуарах в различных формах (свободной, водорастворённой, газоконденсатной) до ловушек, которыми являются части природных резервуаров, где движение флюидов сильно затруднено или невозможно. 6. Аккумуляция (накопление) УВ в ловушках и образование их залежей. 7. Переформирование и разрушение залежей УВ. Эти процессы происходят в результате различных изменений условий залегания нефти и газа: тектонических, термобарических, геохимических и гидрогеологических. При разрушении залежей УВ элементарный цикл нефтегазообразования и нефтегазонакопления в данном конкретном регионе завершается. Основные геологические и геохимические факты, подтверждающие органическую теорию нефтегазообразования: приуроченность подавляющего количества выявленных скоплений УВ к осадочным породам; 14 наличие залежей УВ в линзах песчаников, обособленных значительными толщами непроницаемых глин; образование нефтяных УВ в илах современных морей и озёр; всеобщее проявление вертикальной фазово-генетической зональности УВ в разрезе осадочного чехла; генетическая связь между УВ нефтей и рассеянным ОВ нефтематеринских пород, которая проявляется: а) наличием в составе нефтей хемофоссилий; б) сходством изотопного состава углерода и серы, содержащихся в нефтях и рассеянного ОВ нефтематеринских пород; в) оптической активностью нефтей. Изложенное показывает, что вопрос происхождения нефти и газа остаётся дискуссионным и в начале ХХI века. В то же время он становится особенно актуальным, что связано с возрастающими потребностями общества в нефти и газе и ограниченностью их запасов и ресурсов. Ресурсы нефти могут быть практически исчерпаны к концу ХХI столетия. Снижение добычи нефти может начаться уже в 2020 году, а природного газа – в 2030 (Д. Эдварс, 1997). Это вызывает необходимость дальнейшего развития теоретических и прикладных направлений геологии и геохимии нефти и газа. 1.2. Физико-химический состав углеводородного сырья Физико-химический состав нефти Нефть (от персидского нефт – вспыхивать, воспламеняться) – горючая, маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета. Приняты два определения нефти: 1) Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битума и кокса. 2) Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке. С химической точки зрения нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, основу которой составляют углеводороды различного строения. Состав и строение нефти различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В этой связи практически невозможно охарактеризовать нефть чёткими о пределениями. К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся: 15 1) плотность; 2) молекулярная масса (вес); 3) вязкость; 4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения; 5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации; 6) электрические или диэлектрические свойства; 7) оптические свойства; 8) растворимость и растворяющая способность. Плотность нефти и нефтепродуктов Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то её плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в пределах, представленных в таблице 1. Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключённую в единице объёма. Соответственно размерность этой величины – кг/м3 или г/см3. Таблица 1 – Плотности некоторых нефтепродуктов Нефть (плотность 0,800-0,950 г/см3) Бензин (плотность 0,710-0,750 г/см3) Керосин (плотность 0,750-0,780 г/см3) Дизельное топливо (пл. 0,800-0,850 г/см3) Масляные погоны (пл. 0,910-0,980 г/см3) Мазут (плотность 0,950 г/см3) Гудрон (плотность 0,990-1,0 г/см3) Смолы (плотность > 1,0 г/см3) Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности. Относительная плотность () – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (mнt) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4С (mвt), взятой в том же объёме (2) t4 = mнt / (mвt). Поскольку плотность воды при 4С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают. Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4С в том же объёме. Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу. 16 В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20С. Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти её плотность при 20С (3) 204 = t4 + t ( t - 20), где t – температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислена по формуле (4) t = (18,310 – 13,233204) 10-4 В ряде случаев эту формулу приводят в несколько изменённом виде и называют формулой Д. И. Менделеева (5) t4 = 204 - t (t - 20). Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры. Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности ср 1V1 2V2 ... nVn V1 V2 ... Vn . (6) Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным. Молекулярная масса (молекулярный вес) Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усреднённое значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси. Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, – пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1,5-2,0 тыс. у. е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у. е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (Мср.) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-100С) до 480 (для 550-600С). Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулиоскопическим методами. Для технологических расчётов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти. 17 Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов М ср М 1 n1 М 2 n2 М 3 n3 ... . (7) Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций определяется по формуле Крега 44,29 15 М . 1,03 15 (8) Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (μ) и кинематическую () вязкость. Динамическая вязкость (μ) или внутреннее трение – это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения – Нс/м2. Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоёв. Кинематическая вязкость () – величина, равная отношению динамической вязкости к её плотности при той же температуре. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах – от 2 до 300 сСт (сантистокс) при 20С. Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сСт. Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабжённых калиброванными капиллярами. Для ряда нефтепродуктов нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах. Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20С. Условная вязкость – величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (ВУ). Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 20С приблизительно равна 0,6 сСт, а вязкость остаточных масел 300-400 сСт. Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Посколь18 ку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла. Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определённых стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. Следует отметить, что при определении температуры вспышки бензинов и лёгких нефтей определяют верхний предел взрываемости, а для остальных нефтепродуктов – нижний. Температура вспышки зависит от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем температура вспышки бензинов находится в пределах от – 30 до –40°С, керосинов 30-60°С, дизельных топлив 30-90°С и нефтяных масел 130-320°С. По температуре вспышке можно судить о наличии примесей более низкокипящих фракций в тех или иных товарных или промежуточных нефтепродуктах. Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определённых условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются. Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Тяжёлые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300-350°С, а бензины только при температуре выше 500°С. При появлении внешнего источника пламени (огня или искры) положение резко меняется, и лёгкие нефтепродукты становятся взрыво- и пожароопасными. Из углеводородов самыми высокими температурами самовоспламенения характеризуются ароматические углеводороды. 19 Температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации Нефть и нефтепродукты не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную смесь органических соединений. Поэтому они не имеют определённой температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. Влияние температуры на агрегатное состояние нефти и нефтепродуктов имеет важное значение при их транспортировке и эксплуатации. Низкотемпературные свойства нефти, дизельных и котельных топлив, а также нефтяных масел характеризуются температурой застывания. Карбюраторные, реактивные и дизельные топлива характеризуются температурой помутнения. Карбюраторные и реактивные топлива, содержащие ароматические углеводороды, характеризуются температурой начала кристаллизации. Указанные характеристики не являются физическими константами, однако достаточно чётко определяют температурный диапазон практического применения соответствующих нефтепродуктов. Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур. Чем больше содержание парафинов (твёрдых углеводородов), тем выше температура застывания нефтепродукта. Следует отметить, что потеря текучести может быть связана и с увеличением вязкости продукта с понижением температуры. Температура помутнения указывает на склонность топлива поглощать при низких температурах влагу из воздуха (это особенно опасно для авиационных топлив, поскольку образующиеся кристаллики льда могут засорять топливоподающую аппаратуру, что может привести к трагедии). Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –60°С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов. При повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке двигателя. Электрические (диэлектрические) свойства нефти. Безводная нефть и нефтепродукты являются диэлектриками (диэлектрическая проницаемость нефти 2; для сравнения у стекла она 7-8). У безводных чистых нефтепродуктов электропроводность совершенно ничтожна, что имеет важное практическое значение и применение. Так, твёрдые парафины применяются в электротехнической промышленности в качестве изоляторов, а специальные нефтяные масла (конденсаторное, трансформаторное) – для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры, например, для наполнения кабелей высокого давления. 20 Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Их разряд может вызвать искру, а, следовательно, и загорание нефтепродукта. Надёжным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т. п. Оптические свойства нефти – цвет, флуоресцентная и оптическая активность. Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной цвет нефти придают содержащиеся в них смолы и асфальтены, а также некоторые сернистые соединения. Чем тяжелее нефть, тем больше содержится в ней смолисто-асфальтеновых веществ, и тем она темнее. Флуоресценцией называется свечение в отражённом свете. Это явление характерно для сырой нефти и нефтепродуктов. Причины флуоресценции нефти точно не известны. Не исключено, что это связано с наличием в нефти полиядерных ароматических углеводородов или примесей. Не случайно, глубокая очистка нефти ликвидирует флуоресценцию. Под оптической активностью нефтепродуктов, как и других органических соединений, понимают их способность вращать плоскость поляризации света. Большинство нефтей вращают плоскость поляризации вправо, т. е. содержат в своём составе правовращающие изомеры. Практического значения это свойство нефти не имеет. Растворимость и растворяющая способность нефти. Нефть и жидкие углеводороды хорошо растворяют йод, серу, сернистые соединения, различные смолы, растительные и животные жиры. Это свойство нефтепродуктов широко используется в технике. Не случайно, на основе нефтепродуктов производят большое число высококачественных растворителей для лакокрасочной, резиновой и других отраслей промышленности. Нефть также хорошо растворяет газы (воздух, оксид и диоксид углерода, сероводород, газообразные алканы и т. п.). В воде ни нефть, ни углеводороды практически не растворимы. Из углеводородов худшая растворимость в воде у алканов, в несколько большей степени растворимы в воде ароматические углеводороды. Следует помнить, что любая система растворитель – растворяемое вещество характеризуется критической температурой растворения (КТР), при которой и выше которой наступает полное растворение. Причём, если в смеси находятся вещества, растворяющиеся в данном растворителе при разных температурах, то появляется возможность их количественного разделения. 21 Физико-химические свойства природного газа В состав газообразного топлива входят горючая и негорючая части. Чем больше горючая часть топлива, тем больше удельная теплота его сгорания. Различия в физико-химических и теплотехнических характеристиках газового топлива обусловлены разным количеством в составе газа горючих и негорючих газообразных компонентов (балластов), а также вредных примесей. Таблица 2 – Компонентный состав природного газа Водород (Н2) Оксид углерода (СО) Метан (СН4) Горючие компоненты Бесцветный нетоксичный газ без вкуса и запаха, масса 1 м3 которого равна 0,09 кг. Он в 14,5 раза легче воздуха. Удельная теплота сгорания водорода составляет: высшая – 12 750 кДж/м3, 33 850 ккал/кг и 68 260 ккал/моль; низшая – соответственно 10 800 кДж/м3, 28 640 ккал/кг и 57 740 ккал/моль и превышает теплоту, затрачиваемую на испарение воды, образующейся при сгорании водорода; 1 м3 водорода, сгорая в теоретически необходимом количестве воздуха, образует 2,88 м3 продуктов горения. Водородно-воздушные смеси легко воспламенимы и весьма пожаро- и взрывоопасны. Бесцветный газ без запаха и вкуса, масса 1 м3 которого составляет 1,25 кг; удельная теплота сгорания 13 250 кДж/м3, 2 413 ккал/кг или 67 590 ккал/моль. Увеличение содержания оксида углерода за счёт снижения балласта (CO2 + N2) резко повышает удельную теплоту сгорания и температуру горения низкокалорийных газов. В высококалорийных газах, содержащих метан и другие углеводороды, увеличение процентного содержания оксида углерода понижает удельную теплоту сгорания газа. Бесцветный нетоксичный газ без запаха и вкуса. В состав метана входит 75% углерода и 25% водорода; масса 1 м3 метана равна 0,717 кг. При атмосферном давлении и температуре -162° С метан сжижается и его объем уменьшается почти в 600 раз. Поэтому сжиженный природный газ является перспективным энергоносителем для многих отраслей народного хозяйства. Вследствие содержания в метане 25% водорода (по массе) имеется большое различие между его высшей и низшей удельной теплотой сгорания. Высшая удельная теплота сгорания метана составляет 39 820 кДж/м3, 13 200 ккал/кг и 212860 ккал/моль; низшая – соответственно 35 880 кДж/м3, 11 957 ккал/кг и 191 820 ккал/моль. Содержание метана в природных газах достигает 98%. Природные и попутные газы, состоящие в основном из метана, представляют собой не только высококалорийное топливо, но ценное сырье для химической промышленности. Метан обладает сравнительно низкой реакционной способностью, так как на разрыв четырёх связей С-Н в молекуле метана требуется большая затрата энергии. В горючих газах могут содержаться этан C2H6, пропан С3Н8, бутан С4Н10 и др. Углеводороды метанового ряда имеют общую формулу СnН2n+2, где n – углеродное число, равное 1 для метана, 2 для этана и 3 для пропана. С увеличением числа атомов в молекуле тяжёлых углеводородов возрастают её плотность и удельная теплота сгорания. 22 Окончание табл. 2 Азот (N2) Углекислый газ (СО2) Кислород (О2) Сероводород (H2S) Цианистоводородная (синильная) кислота (HCN) Негорючие компоненты Бесцветный газ без запаха и вкуса. Плотность азота равна 1,25 г/м3. Атомы азота соединены между собой в молекуле тройной связью, на разрыв которой расходуется 170,2 тыс. ккал/моль теплоты. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому при расчётах процесса горения его рассматривают как инертный газ. Содержание азота в различных газах колеблется в значительных пределах. Бесцветный газ, тяжёлый, малореакционный при низких температурах. Имеет слегка кисловатый запах и вкус. Концентрация СО2 в воздухе в пределах 4-5% приводит к сильному раздражению органов дыхания, а в пределах 10% вызывает сильное отравление. Плотность СО2 составляет 1,98 г/м3. Углекислый газ тяжелее воздуха в 1,53 раза, при температуре -20° С и давления 5,8 МПа (58 кгс/смг) он превращается в жидкость, которую можно перевозить в стальных баллонах. При сильном охлаждении CO2 застывает в белую снегообразную массу. Твёрдый СО2, или сухой лёд, широко используется для хранения скоропортящихся продуктов и в других целей. Газ без запаха, цвета и вкуса. Плотность его составляет 1,43 г/м3. Присутствие кислорода в газе понижает удельную теплоту сгорания и делает газ взрывоопасным. Поэтому содержание кислорода в газе не должно быть более 1% от объёма. Примеси Бесцветный газ с сильным запахом, обладает высокой токсичностью. Масса 1 м3 сероводорода равна 1,54 кг. Сероводород, воздействуя на металлы, образует сульфиды. Он оказывает сильное корродирующее воздействие на газопроводы, особенно при одновременном присутствии в газе H2S, Н2О и О2. При сжигании сероводород образует сернистый газ, вредный для здоровья и оказывающий коррозионное воздействие на металлические поверхности. Содержание сероводорода в газе не должно превышать 2 г на 100 м3 газа. Представляет собой бесцветную лёгкую жидкость с температурой кипения 26°С. Вследствие такой низкой температуры кипения HCN находится в горючих газах в газообразном состоянии. Синильная кислота очень ядовита, обладает корродирующим воздействием на железо, медь, олово, цинк и их сплавы. Поэтому допускается наличие не более 5 г цианистых соединений (в пересчёте на HCN) на каждые 100 м3 газа. Рассмотрим физические свойства природного газа. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0°С плотность газов примерно в 1000 раз 23 меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе лёгких и тяжёлых углеводородов). Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле S Pb , (9) где S – объём газа, растворенного в единице объёма жидкости, приведённой к стандартным условиям; P – давление газа над жидкостью, – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объём газа (приведённый к стандартным условиям), растворённый в единице объёма жидкости при увеличении давления на 1МПа; b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворённом состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0°C обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причём газы, содержащие более тяжёлые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость. Теплоёмкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объёма этого вещества на 1°C. Весовая теплоёмкость газа измеряется в кДж/кг, а объёмная – в кДж/м3. Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объёма данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определённого значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдёт в жидкость. Для каждого газа существует определённая предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой. 24 Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5°C. Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определённых соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня. Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа. Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру. Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твёрдые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ – гидрат меньше, чем в системе газ – вода. Возникновение гидрата обусловлено определёнными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата. Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определённых давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лёд. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение учёных-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет около 3°C. 1.3. Транспорт нефти и газа Железнодорожный транспорт – наиболее распространённый вид транспорта для перевозки грузов. Перевозка жидких нефтяных грузов осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъёмностью 50, 60 и 120 т, выполненных из листовой стали. Налив нефтепродуктов в ци25 стерну, как правило, производится сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются смотровыми площадками, внутренними и наружными лестницами, нижними сливными приборами и другими необходимыми устройствами для надёжной эксплуатации в пути следования и при сливно-наливных работах. В качестве тары для нефтегрузов применяются металлические, пластмассовые и деревянные бочки и бидоны, фанерные и металлофанерные ящики и барабаны, стеклянные бутылки, хлопчатобумажные и бумажные мешки и др. Достоинства железнодорожного транспорта: универсальность (перевозка всех видов нефти и нефтепродуктов в любых объёмах); равномерность доставки грузов в течение всего года с более высокой скоростью, чем водным транспортом; доставка нефтепродуктов в большинство пунктов потребления в связи с наличием разветвлённых железнодорожных сетей в густонаселённых промышленных и сельскохозяйственных районах. Недостатки железнодорожного транспорта: большие капитальные затраты при строительстве новых, ремонте и реконструкции существующих линий; относительно высокие эксплуатационные затраты; относительно низкая эффективность использования мощности подвижного состава (цистерны в обратном направлении идут незагруженными); значительные потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и разгрузочно-погрузочных операциях; необходимость специальных сливно-наливных пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн. Водный транспорт нефти делится на речной – по внутренним водным путям (рекам, озёрам) и морской – по морям и океанам (как по внутренним морям континента, так и между континентами). По рекам и озёрам нефть перевозится в баржах (в том числе самоходных) и в речных танкерах – специальных самоходных судах, предназначенных для перевозки нефтегрузов. Морской транспорт нефтегрузов осуществляется морскими танкерами – судами большой грузоподъёмности, способными пересекать океаны и моря. Грузоподъёмность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн. Нефтеналивные суда характеризуются следующими основными показателями: водоизмещением – массой воды, вытесняемой гружёным судном. Водоизмещение судна при полной осадке равно собственной массе судна и массе полного груза в нём, включая все необходимые для плавания запасы; 26 дедвейтом – массой поднимаемого груза (транспортного и хозяйственного); грузоподъёмностью – массой транспортного груза; осадкой при полной загрузке; скоростью при полной загрузке. Сооружаются балктанкеры – комбинированные суда, предназначенные для перевозки нефтей и нефтепродуктов, навалочных грузов и руды. Имеются танкеры класса «река-море» грузоподъёмностью 5000 т повышенной прочности. Эти суда даже способны совершать рейсы в открытых морях – таких, как Средиземное, Охотское. Все виды водного транспорта: располагают неограниченной пропускной способностью водных путей; в большинстве случаев нет необходимости в создании дорогостоящих линейных сооружений; провозная способность флота ограничивается грузоподъёмностью и другими показателями передвижных средств флота, производительностью причального и берегового нефтебазового хозяйства. Чем больше грузоподъёмность танкера, тем дешевле перевозка; эффективность использования супертанкеров повышается с увеличением дальности перевозок, на малых расстояниях они перестают быть рентабельными. Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По перекачиваемому продукту магистральные трубопроводы подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие нефть, и нефтепродуктоводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1420 мм и протяжённостью 50 км и более, предназначенные для доставки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки её на танкеры. К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяжённостью 50 км и более, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления – до распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных промышленных предприятий, ТЭЦ и др. Достоинства трубопроводного транспорта: наиболее низкая себестоимость перекачки; 27 небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов; бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий; высокая производительность труда; незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке; сравнительно короткие сроки строительства; возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу; возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счёт строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов). Недостатки трубопроводного транспорта: крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод); потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоёмкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5-10 км/ч). Автомобильный транспорт – основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и т. д.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют. Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т. д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов – в таре на бортовых машинах. К достоинствам автотранспорта следует отнести: доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью; большую манёвренность и высокую проходимость; высокую оперативность. 28 Недостатки: высокие затраты на эксплуатацию, в 10-20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге; сравнительно небольшая грузоподъёмность автоцистерн, неполная загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн; зависимость от наличия и технического состояния дорог. Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Доставку нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках. Контрольные вопросы к главе 1 1. Когда впервые появилась гипотеза об органическом происхождении нефти и в чем её сущность? Кто её автор(ы)? 2. Когда впервые появилась гипотеза о неорганическом происхождении нефти и в чем её сущность? Кто её автор(ы)? 3. С чем связана сложность проблемы происхождения нефти и газа? 4. Раскройте сущность «карбидной гипотезы», космического варианта неорганической гипотезы, вулканического варианты гипотезы образования нефти. 5. Перечислите основные факты, повреждающие возможность неорганического синтеза углеводородов. 6. Перечислите основные факты, подтверждающие органическую теорию нефтегазообразования. 7. В чём отличие понятий «сырая» и «товарная» нефть? 8. Подробно опишите основные характеристики нефти и нефтепродуктов. 9. В чём различие понятий «плотность» и «удельный вес»? 10. Чем отличаются динамическая и кинематическая вязкости нефти и нефтепродуктов? 11. Дайте определения следующим понятиям: «температура воспламенения» и «температура самовоспламенения». 12. Дайте определения следующим понятиям: «температура застывания» и «температура начала кристаллизации». 13. Опишите компонентный состав природного газа, выделите горючие и негорючие компоненты. 14. Перечислите основные свойства природного газа. 29 15. Какие существуют способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газов? 16. Перечислите основные достоинства и недостатки каждого вида транспорта нефти, нефтепродуктов и газов. 17. Какой способ транспорта наиболее предпочтителен в условиях Арктики и отдельных пунктов на Крайнем Севере? 18. Что такое танкер? баржа? 30 Глава 2. Добыча, сбор и подготовка углеводородного сырья Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый – движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап – движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап – сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие её попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси. 2.1. Разработка нефтяных и газовых месторождений Разработка нефтяного или газового месторождения – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определённый порядок размещения скважин на площади, очерёдность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определённого режима их работы. Каждое нефтяное месторождение проходит определённый жизненный цикл, состоящий из нескольких характерных этапов. Например, на этапе разработки месторождение нефти проходит через определённые стадии, которые так и называются: стадии разработки месторождения. Всего различают 4 стадии разработки месторождения нефти: I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения; II стадия – максимальный уровень добычи; III стадия – стадия падения добычи нефти; IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки. I стадия характеризуется интенсивным разбуриванием месторождения. На этой стадии вводят в эксплуатацию основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводнённость продукции скважин. II стадия – стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся 31 скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика – порядка 4-5 лет. III стадия – стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путём освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводнённых скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки. На этой стадии с учётом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. IV стадия – завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки, что и на предыдущих стадиях. Первые три стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения. Четвёртую стадию называют завершающим периодом. Длительность каждой стадии и объёмы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения. Как известно, нефть двигается по пласту-коллектору к добывающей скважине под действием перепада давления. Движение происходит при условии, что в пласте давление выше, чем на забое скважины. В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т. п.). В зависимости от того, за счёт чего происходит восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса: 1. Первичные способы (Primary Recovery); 2. Вторичные способы (Secondary Recovery); 3. Третичные способы (Tertiary Recovery). 32 Обычно система разработки месторождения последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной лёгкой нефти): от первичных способов на I стадии разработки переходят к вторичным способам на II и III стадиях и к третичным способам на III и IV стадиях разработки месторождения. Месторождения нетрадиционной (тяжёлой, сверхтяжёлой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода. Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов, разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод. Первичные способы (Primary Recovery) Первичные способы – это способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счёт естественных сил. В нефтяной залежи действует множество факторов, которые влияют на движение флюидов в пласте. Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта или точнее режимом эксплуатации нефтяной залежи. Всего при добыче нефти различают 5 режимов: – водонапорный (жёстко-водонапорный); – упругий (упруго-водонапорный); – газонапорный (режим газовой шапки); – режим растворенного газа; – гравитационный. Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%. Упругий – основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача – до 50-70%. Газонапорный – основной силой является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Конечная нефтеотдача – до 40-60%. 33 Режим растворённого газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача – до 10-30%. Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти. Такой режим может проявляться при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворённого). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача – до 10-20%. Практика разработки месторождений показывает, что добыча нефти при использовании только естественных сил приводит к значительным потерям извлекаемой нефти в недрах. Поэтому уже на ранних стадиях разработки месторождений применяют вторичные или третичные методы воздействия на снижающуюся энергию пласта. Вторичные способы (Secondary Recovery) Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счёт закачки воды или газа (в газовую шапку). Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления. Два метода, которые относятся к вторичным: поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи; поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим. Третичные способы (Tertiary Recovery) К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Это методы, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутрипластовой энергии за счёт закачки агентов, отличающихся от используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти – тепловые, газовые, химические, микробиологические. Другими словами, третичные способы – это способы, при которых мы не только искусственно поддерживаем пластовое давление, но и изменяем свойства агентов вытеснения и/или свойства нефти, содержащейся в пласте. И таким образом, обеспечиваем повышение степени извлечения нефти из пласта. 34 Существует 4 пути повышения степени извлечения нефти из пласта: снижение объёма нефти остающейся в порах горной породы; уменьшение количества (или площади) недренируемых зон, то есть зон, в которых не происходит перемещение нефти к добывающим скважинам. Такие зоны могут образовываться «благодаря» определённому расположению скважин (т. е. зависят от сетки скважин на месторождении); снижение вероятности кинжальных прорывов воды. Такие прорывы происходят при вытеснении нефти водой, когда закачиваемая вода находит кратчайший путь к добывающей скважине по узкому каналу. В результате мы вместо нефти добываем воду из добывающих скважин, а в пласте при этом остаются не охваченные вытеснением зоны; предотвращение возникновения зон пониженного давления. Зон, в которых давление закачиваемой воды значительно снижается в связи с уменьшением толщины пласта. В настоящее время в достаточной степени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи: тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций); газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов); химические методы (заводнение с применением поверхностноактивных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.); микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или её образование непосредственно в нефтяном пласте). 2.2. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. В результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости. Столб жидкости создаёт гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением Р g h, (10) где P – гидростатическое давление; ρ – плотность жидкости; 35 g – ускорение свободного падения; h – высота столба жидкости. Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины. На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насоснокомпрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта. Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остаётся только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнёт поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем. Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин: - фонтанный; - газлифтный; - насосный. Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее название механизированная добыча. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъём жидкости на поверхность. Кроме того, при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания. Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. 36 Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъёма жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях. Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъём жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления. В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъём газожидкостной смеси на поверхность. Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъёмника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Преимущества газлифтной эксплуатации: всё оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; простота конструкций оборудования; возможность отбора больших объёмов жидкости (до 1800 т/сут.) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину); возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводнённых скважин; простота исследования скважин. 37 Рисунок 1 – Схема газлифтного цикла при добыче нефти: 1 – газовая скважина высокого давления; 2, 4, 8 – газовый сепаратор; 3 – теплообменник; 5 – газораспределительная батарея; 6 – газлифтная скважина; 7 – газонефтяной сепаратор; 9 – компрессорная станция; I – газ высокого давления из газовой скважины; II – продукция газлифтной скважины; III – нефть; IV – газ низкого давления, содержащий капельную нефть; V – газ низкого давления, очищенный от нефти; VI – сжатый газ в систему промыслового сбора; VII – газ высокого давления после компрессорной станции Недостатки газлифтной эксплуатации: необходимость частой замены НКТ, особенно в обводнённых скважинах и в пескопроявляющих скважинах; низкий КПД подъёмника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъёмника часто не превышает 5%); большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями. Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин: установкой штангового глубинного насоса (УШГН); установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН); установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН); установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др. 38 2.3. Системы сбора и подготовки углеводородного сырья Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных её составляющих (нефть и газ), завершающийся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков. Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трёх последовательных этапов: 1) разделение; 2) сбор; 3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых стандартами. На третьем этапе нефтяной поток подвергается очистке от пластовой воды и минеральных солей и извлечению из него углеводородов для стабилизации нефти, что позволяет уменьшить потери углеводородов при хранении и транспорте. На этом же этапе из газового потока извлекаются тяжёлые углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называют подготовкой нефти или газа. Под технологической схемой сбора и подготовки нефти и газа понимается графическое изображение процесса разделения и последовательного и непрерывного изменения состояния материальных потоков углеводородного сырья, завершающегося получением товарной нефти, товарного газа и товарных сжиженных углеводородов. Системы сбора и подготовки нефти и газа представляют комплекс последовательных и взаимосвязанных аппаратов, механизмов, машин и сооружений, обеспечивающих выполнение условий, предусмотренных в технологической схеме. Сбор и транспортировка нефти, газа и воды осуществляется по системе промысловых нефтепроводов, газопроводов, водоводов. Под технологическими установками подготовки нефти, газа и воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляются физико-химические процессы разрушения эмульсий, обезвоживание, обессоливания, удаление механических примесей, утилизации отходов. Завершающим этапом использования технологических установок является получение товарной продукции: нефти и газа для отправки в магистральный трубопровод, сточной воды для закачки в пласт. 39 При добыче нефти вместе с ней на поверхность извлекаются большие объёмы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья людей и окружающей живой природы сероводород и углекислый газ (содержание H2S в воздухе свыше 3 мг/м3 опасно для жизни людей). Сброс пластовых вод без тщательной их очистки в открытые водоёмы и реки может привести к уничтожению флоры и фауны. Не допускается также возможность контакта сточных вод при их закачке в пласт с водами, добываемыми для хозяйственных и промышленных нужд. Нефтяной или природный газы, содержащие сероводород и углекислый газ, обрабатываются на специальных очистных установках или получают из него элементарную серу. До недавнего времени большинство нефтяных площадей обустраивалось негерметизированными двухтрубными самотёчными системами сбора нефти, газа и воды, которые и до сих пор используются на старых площадях. В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1-1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды. Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей: 1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; 2) системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая); 3) системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения; 4) системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях. 2.3.1. Двухтрубная самотёчная система сбора нефти При самотёчной системе сбора нефть от устьев скважин транспортируется по выкидным линиям до сборных пунктов за счёт давления, создаваемого разностью геодезических отметок. При самотёчной системе сбора объём продукции каждой отдельной скважины можно измерить как в индивидуальных, так и в групповых замерно-сепарационных установках. На рисунке 2, а показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки (ИЗУ) самотёчной системы, а на рисунке 2, б – групповая замерносепарационная установка (ГЗУ). На рисунке 2 показаны оборудование и приборы, используемые соответственно в индивидуальных и групповых замерносепарационных установках самотёчной системы сбора нефти, газа и воды. 40 Индивидуальная замерно-сепарационная установка самотёчной системы сбора (рис. 2, а) работает следующим образом. Нефть и газ от скважин поступают в ИЗУ 2, расположенную в непосредственной близости от устья скважин 1. Отделившиеся от газа в ИЗУ нефть и вода поступают в самотёчные выкидные линии 4, а затем в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта СП. Из резервуаров 5 нефть забирается насосом 6 и подаётся по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары УПН 8. При соответствующем рельефе местности иногда сборный коллектор 7 также делают самотёчным. Отстоявшаяся от нефти вода в резервуарах 5 сбрасывается в канализацию или вместе с нефтью (в виде эмульсии) транспортируется до сырьевых резервуаров УПН 8. Отсепарированный от нефти газ в трапе ИЗУ 2 под собственным давлением транспортируется по сборному газопроводу 3 на ГПЗ (если он имеется) или на КС (если площадь месторождения большая), которая подаёт его также на ГПЗ или на собственные нужды промысла. Рисунок 2 - Схема самотёчной двухтрубной системы сбора нефти: а – индивидуальная замерно-сепарационная установка (ИЗУ): 1 – скважины; 2 – индивидуальные замерные установки (ИЗУ); 3 – газопроводы; 4 – выкидные самотёчные линии; 5 – участковые негерметизированные резервуары; 6 – насос; 7 – сборный коллектор; 8 – сырьевые резервуары; б – групповая замерносепарационная установка (ГЗУ): 1 – скважины; 2 – выкидные самотёчные линии; 3 – групповая замерная установка; 4 – сборный самотёчный коллектор; 5 – участковые негерметизированные резервуары; 6 – насос; 7 – сборный коллектор; 8 – сырьевые резервуары; 9 – сборный газопровод 41 ГЗУ самотёчной системы сбора 3, в отличие от ИЗУ, располагается вдали от скважин 1 (рис. 2, б) и работает следующим образом. Нефть, газ и вода, добываемые из скважины 1, по выкидным самотёчным линиям 2 длиной от 1 до 2 км направляются под давлением на устьях скважин на ГЗУ 3, где они разделяются и измеряются их объёмы. После ГЗУ 3 нефть и вода по сборному самотёчному трубопроводу 4 поступают в участковые негерметизированные резервуары 5 сборного пункта, а из них насосом 6 подаются по сборному коллектору 7 в сырьевые резервуары 8 (УПН). Отсепарированный в трапах газ на ГЗУ 3 под собственным давлением по сборному газопроводу 9 транспортируется на ГПЗ (если он имеется) или на компрессорную станцию КС. К сборному газопроводу 9 можно подключить несколько ГЗУ 3. На рисунке 3, а представлена самотёчная схема индивидуальнозамерной сепарационной установки ИЗУ, а на рисунке 3, б – групповая замерно-сепарационная установка ГЗУ. На индивидуально-замерной сепарационной установке (рис. 3, а) в непосредственной близости от скважины монтируется трап 1 и на основании 7 мерник 2, служащий для измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности – на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотёчной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла. На групповую замерную установку 3 (рис. 3, б) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него перепускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, проходит регулятор давления «до себя» 10 и направляется в общую газосборную сеть 9. Газ, выходящий из трапа второй ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объёмы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путём переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа – при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора. 42 Рисунок 3 – Схема замерно-сепарационной установки самотёчной системы сбора нефти: а – индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 – трап (сепаратор); 2 – мерник; 3 – регулятор уровня; 4 – предохранительный клапан; 5 – регулятор давления «до себя»; 6 – заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 7 – основание для мерника; 8 – выкидная самотёчная линия; б – групповая замерносепарационная установка: 1 – выкидные линии; 2 – распределительная батарея; 3 – трап первой ступени; 4 – трап второй ступени; 5 – самотёчный коллектор; 6 – мерник; 7 – регулятор уровня; 8 – замерный трап; 9 – замерная диафрагма; 10 – регулятор давления «до себя» 43 Анализ работы самотёчной системы сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием приводит к следующим выводам: 1. Самотёчные нефтепроводы работают за счёт напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность. 2. При самотёчной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых «мешков», существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов. 3. Самотёчные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью. 4. В самотёчных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность. 5. Потери нефти от испарения лёгких фракций и газа при самотёчной системе достигают 3% от общего объёма добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотёчной системе сбора нефти – негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках. 6. Самотёчные системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации. 7. При самотёчной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов). Преимущество самотёчной системы сбора нефти, газа и воды – сравнительно точное измерение объёмов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа – при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотёчной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется. 2.3.2. Герметизированные высоконапорные системы сбора Имеется несколько разновидностей высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании высо44 конапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения (суша или море). Герметизированные системы сбора, зависящие от величины и расположения нефтяного месторождения Нефтяные месторождения по площади можно подразделить на большие (30х60 км2), средние (10х20 км2) и малые (до 10 км2). Месторождения могут быть вытянутыми (рис. 4, а), иметь круглую (рис. 4, б) или эллиптическую (рис. 4, в) форму. В зависимости от площади и формы нефтяного месторождения система сбора нефти, газа и воды может существенно изменяться. Анализ схем показывает, что набор трубопроводов, оборудования и установок один и тот же, но расположены они по-разному. Поэтому опишем только схему движения нефти, газа и воды от скважин до потребителя, приведённую на рисунке 4, в. Продукция эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляется в выкидные линии 2, а из них – в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключённой скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор 4. Из сборного коллектора 4, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени, смонтированные на площадке ДНС 16. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу 14 подаётся на ГПЗ 15, а нефть и вода насосами по сборному коллектору 4 направляются на УПН 6, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10-20 км). На УПН 6 окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода с УПН 6 поступает па УПВ 5, из которой насосами подаётся на кустовую насосную станцию КНС 8. Насосы высокого давления 8 нагнетают отделённую от нефти воду в нагнетательные скважины 9. Газ с УПН 6 подаётся по сборному газопроводу 14 на ГПЗ 15, а товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку 7 сначала в трубопровод товарной нефти 10, а из него в парк товарных резервуаров 11. Из товарных резервуаров нефть подаётся на приём насосов головной насосной станции 12, а оттуда – в магистральный нефтепровод 13. Если товарная нефть, проходящая через замерную установку 7, окажется некондиционной (завышенное содержание солей или воды), то она будет снова подана на УПН. 45 Рисунок 4 – Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды. 1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ «Спутник»; 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ; 6 – УПН; 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС; 9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 16 – дожимная насосная станция (ДНС) 46 Герметизированные системы сбора нефти, зависящие от рельефа местности Если рельеф местности месторождения гористый или всхолмлённый, то в этом случае существенным изменениям подвергается трубопровод для сбора добываемой продукции. Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра равновеликих по площади большому. Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5-2,5 м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых «газовых мешков», которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок, УПН и УПВ (рис. 5). Рисунок 5 – Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной системы сбора нефти, газа и воды для сильно гористой (всхолмлённой) местности. (1 –16 см. обозначения на рисунке 4) В трубопроводе большого диаметра (рис. 6) вследствие пониженной скорости потока (0,2-0,3 м/с) в повышенных местах газ выделяется из жидкости (сепарация), а в трубопроводе малого диаметра вследствие большой скорости потока выделения газа из жидкости в повышенных местах местности не происходит. Герметизированные системы сбора парафинистой нефти Нефти по содержанию парафинов по массе классифицируются на: малопарафинистые – не менее 1,5% парафиновые – от 1,5 до 6% высокопарафинистые – более 6% Высокопарафинистые нефти с содержанием парафина 25% и выше при незначительной потере теплоты в процессе добычи быстро теряют подвижность. 47 На рисунке 7 приведена герметизированная схема сбора высокопарафинистых нефтей с прежними цифровыми обозначениями оборудования и установок кроме буквы П, обозначающей места установки путевых подогревателей. Рисунок 6 – Поток газожидкостной смеси в сборном коллекторе большого и малого диаметра Рисунок 7 – Схема герметизированной системы сбора парафинистой нефти: П1, П2, П3 – соответственно путевые подогреватели на выкидных линиях, сборных коллекторах и магистральном нефтепроводе Путевые подогреватели, как правило, устанавливаются на выкидных линиях 2 (П1), на сборных коллекторах 4 (П2) и на магистральных трубопроводах 13 (П3). На магистральных трубопроводах 13 путевые подогреватели П3 устанавливают через каждые 100-150 км трассы. По тепловой мощности путевые подогреватели П1 < П2 < П3. 48 Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие: 1. Полное устранение потерь лёгких фракций нефти, доходящих до 3% от объёмов добычи нефти в негерметизированных системах. 2. Значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб. 3. Снижение металлоёмкости системы. 4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы. 5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти. 6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счёт давлений на устьях скважин. Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и некоторые недостатки, основные из которых: 1) невысокая пока точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам, осуществляемая при помощи автоматов на установках «Спутник2»; 2) повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин; 3) преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется не полностью; 4) при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти – необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20-40%) для подъёма одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3-0,4 МПа поддерживать на уровне 1,0-1,5 МПа. 2.3.3. Системы сбора нефтепромыслового газа Существуют две основные системы сбора нефтепромыслового газа, получивших распространение на промыслах: замкнутая (кольцевая) и линейная (рис. 8). Замкнутая система получила преимущественное распространение. Трасса её проходит внутри контура нефтеносности месторождения, ближе к его границе. Иногда внутри замкнутого её контура бывает одна или несколько перемычек, соединяющих противоположные участки контура системы. По контуру и на перемычках устанавливают путевые задвижки для выключения отдельных участков системы. К преимуществам её следует отнести возможность локализации повреждённого или неисправного участка без нарушения действия всей системы. Повреждённый или неисправный участок выключается путевыми задвижками из 49 системы, а газ поступает при этом в систему с обоих концов выключенного участка. При этом путь движения газа на определённых участках системы может быть иногда длиннее нормального, что обеспечивается соответствующим резервом пропускной способности труб в прямом и обратном направлениях газового потока. Это не всегда экономически выгодно. Кроме того, применение замкнутой системы труб для сбора газа лишает возможности учёта добычи нефтепромыслового газа каждым в отдельности промыслом из числа действующих на заданном месторождении. Она не обеспечивает полный сбор и использование газа с начала добычи нефти на месторождении, так как к этому времени, как показывает практика, ввод в эксплуатацию её происходит значительно позже. Замкнутая система может быть эффективной, если одновременно с ней вводить в эксплуатацию установку (завод) по извлечению углеводородов из газа и средства транспорта. Рисунок 8 – Схемы систем сбора газа: а – кольцевая; б – линейная; 1 – магистраль; 2 – перемычка; 3 – подвод; 4 – к пункту сбора Разрыв между вводом в эксплуатацию, с одной стороны, замкнутой системы и началом добычи нефти на месторождении, с другой – между вводом в эксплуатацию замкнутой системы и установки по извлечению углеводородов из газа, приводит к неизбежным потерям нефтепромыслового газа при сжигании избытка его, иногда в значительных количествах, т. е. к низкому коэффициенту его использования. В этом основной её недостаток. Период низкого коэффициента использования газа по этим причинам иногда продолжается до пяти лет и более. Линейная система труб сбора газа получила меньшее распространение. Она рассчитана, так же, как и замкнутая система, на обслуживание всего месторождения и потому ей свойственны недостатки замкнутой системы. 50 Для новых месторождений с большой территорией и особенно в необжитых местах, создающих трудность организации строительно-монтажных работ, может представлять интерес система, устраняющая основные недостатки замкнутой и линейной систем труб для сбора газа. Она может быть названа совмещённой. Сущность её принципиально иная и заключается в том, что одновременно со строительством системы труб для сбора нефти каждого в отдельности промысла, по мере его организации, сооружается по общей трассе также и система труб для сбора газа. При этом сбор газа каждого промысла осуществляется на промысловом нефтесборном пункте. На этом же нефтесборном пункте монтируется установка по извлечению углеводородов из газа. К преимуществам совмещённой системы следует отнести также большую возможность максимального использования энергии фонтанных скважин для перемещения газа к пункту его обработки без применения машин (компрессор и др.) вследствие коротких расстояний от скважин до нефтесборного пункта. 2.3.4. Промысловая подготовка нефти Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода – это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемлёнными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей – абразивный износ оборудования. Целью промысловой подготовки нефти является её дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Дегазация Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Сепарация жидкости (разделение нефти, газа и воды) в различных сепараторах осуществляется для: 1) получения нефтяного газа, используемого как химическое сырьё или топливо; 2) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений; 51 3) разложения образовавшейся пены; 4) отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий; 5) уменьшения пульсации при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти. От проведения процессов сепарации зависят потери лёгких фракций нефти при последующем транспорте и хранении её. Установлено, что при моментальной сепарации нефти (с резким снижением давления) существенно увеличивается уносимое количество тяжёлых углеводородов быстро движущейся струёй свободного газа. При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно достигнуть выделения в основном только свободного газа. Поэтому, если на промыслах нет стабилизационных установок, необходимо проводить сепарацию по возможности методами с минимальными потерями бензиновых фракций. Один из них – ступенчатая сепарация. Однако многоступенчатая сепарация нефти должна не только сократить унос тяжёлых фракций с газами, а также резко снизить и унос нефтью лёгких свободных газов, с выделением которых в резервуарах немало теряется нефти на последующих этапах её движения. При сборе нефтей до любой из описанных схем давление на пути от скважины до товарных парков или нефтеперерабатывающих заводов снижается до атмосферного и нефть стремится принять температуру окружающей среды, что существенно сказывается на распределении углеводородов между фазами на сепарационных узлах, т. е. создаются условия для регулирования этого процесса подбором соответствующих условий (числом ступеней, перепадом давления между ними и изменением температуры). Это особенно важно при сборе лёгких нефтей. Практика показала, что число ступеней сепарации лёгких нефтей (Саудовская Аравия, Кувейт) может достигнуть 6 – 7, причём энергия газов первой ступени обычно используется на турбинах, приводящих в движение центробежные насосы, откачивающие нефти. В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции (рис. 9). I. Основная сепарационная секция, служащая для выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок – диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси). II. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлечённых нефтью из сепарационной секции. Для более 52 интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т. е. эффективность её сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти. III. Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом – в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе. IV. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Рисунок 9 – Общий вид и детали вертикального сепаратора: I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – каплеуловительная секция; 1 – корпус; 2 – раздаточный коллектор; 3 – поплавок; 4 – дренажная труба; 5 – наклонные плоскости; 6 – ввод газожидкостной смеси; 7 – регулятор давления «до себя»; 8 – выход газа; 9 – перегородка, выравнивающая скорость газа в жалюзийном каплеуловителе; 10 – жалюзийный каплеуловитель; 11 – регулятор уровня; 12 – сброс нефти; 13 – сброс грязи; 14 – люк; 15 – заглушки; 16 – предохранительный клапан 53 Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор. На рисунке 10 приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть-газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. Однако глубокое отделение газа от нефти получается в том случае, когда выделившийся в трубопроводе газ отделяется от нефти до подхода к сепаратору. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть её в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости. Рисунок 10 – Общий вид и разрез горизонтального сепаратора: 1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадкакаплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка 54 Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своём пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят «захват» (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется плёнка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости, в сепараторе. На рисунке 11 показана одна из многих разработок блочной автоматизированной сепарационной установки с предварительным сбросом воды (БАС-1-100). Первая цифра обозначает номер модификации, вторая – объём технологической ёмкости в м3. Основное назначение секции предварительного сброса воды сводится к тому, чтобы по возможности предотвратить попадание её в сепараторыдеэмульсаторы (нагреватели) и сэкономить топливо на нагрев этой воды. БАС работает следующим образом. Нефть, газ и пластовая вода по сборному коллектору 1 поступают в сепарационный отсек 6, в котором установлены три наклонные полки 7, способствующие лучшему отделению газа от жидкости. Для более эффективного разделения нефти от воды в сборный коллектор 1 через расходомер 2 подаётся горячая вода с установки УПН. Из отсека 6 нефть вместе с водой (нефтяная эмульсия) перетекают в водоотделительный отсек через распределитель потока 10. Водоотделительный и сепарационный отсек 6 разъединены перегородкой 8. Совместное течение нефтяной эмульсин растворённого газа сначала через распределитель потока 10, а затем через слой воды создаёт благоприятные условия для разрушения этой эмульсин. Обезвоженная в основном нефть через верхнюю перфорированную трубу 11, расходомер 14 направляется в выкидную линию 16, ведущую на УПН, а отделившаяся от нефти вода через дренажный патрубок 13, расходомер 14а поступает в выкидную линию 15, ведущую на УПВ. В правом отсеке БАС уровень раздела фаз вода-нефть автоматически поддерживается регулятором уровня 12. Необходимый перепад давления в отсеке 6 поддерживается регулятором уровня 3, который действует на заслонку 4, установленную на газоотводной линии. БАС имеет датчик предельного уровня 5. На рисунке 12 приведён общий вид гидроциклонного двухъёмкостного сепаратора. Сепараторы этого типа широко применяются на нефтяных месторождениях страны. 55 Рисунок 11 – Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды (БАС-1-100): 1 – сборный коллектор; 2, 14 и 14а – соответственно расходомеры горячей воды, нефти и дренажной воды; 3 – регулятор уровня; 4 – заслонка; 5 – датчик предельного уровня; 6 – сепарационный отсек; 7 – наклонные полки; 8 – перегородка; 9 – успокоитель уровня; 10 – распределитель потока; 11 – перфорированная труба; 12 – двухфазный регулятор уровня прямого действия; 13 – дренажный патрубок; 15, 16 – выкидные линии соответственно для воды и нефти Рисунок 12 – Принципиальная схема двухъёмкостного гидроциклонного сепаратора: 1 – гидроциклонная головка; 2, 3 – верхняя и нижняя ёмкости; 4 – успокоитель уровня; 5, 9 – исполнительные механизмы па нефтяной и газовой линии; 6, 14 – сливные полки; 7 – сливной патрубок; 8 – регулятор уровня; 10 – каплеотбойник жалюзийного типа; 11 – вертикальные и горизонтальные отбойники; 12, 13 – уголковые разбрызгиватели; 15 – плёнка жидкости, стекающая вниз 56 Принцип их работы следующий. Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку 1, сечение которой в увеличенном масштабе показано на том же рисунке. В гидроциклонной головке за счёт центробежной силы газ отделяется от нефти. Они движутся раздельно как в самой головке, так и в верхней ёмкости 2. Нефть по сливной полке 14 самотёком направляется на разбрызгиватель 13, в патрубок 7, а затем на сливную полку 6 и стекает с левой стороны успокоителя уровня 4. Затем она перетекает через верхнюю кромку последнего, где и накапливается. Как только уровень нефти достигнет определённой величины, сработает регулятор уровня 8, приоткрыв исполнительный механизм 5 на нефтяной линии и призакрыв исполнительный механизм 9 (заслонку) на газовой. Газ проходит в верхней ёмкости 2 три зоны – 12, 11 и 10, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию, ведущую на ГПЗ. Обезвоживание При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия – механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей. Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объёмов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др. Для разрушения эмульсий применяются следующие методы: гравитационное холодное разделение; внутритрубная деэмульсация; термическое воздействие; термохимическое воздействие; электрическое воздействие; фильтрация; разделение в поле центробежных сил. Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть. 57 В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рисунке 13. Рисунок 13 – Принципиальная схема отстойника непрерывного действия Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера. Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество – деэмульгатор в количестве 15-20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счёт разности плотностей фаз. Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45-80°С. Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации. Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноимённые электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно ёмкости. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет. 58 Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подаётся эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-2%. Обессоливание Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остаётся некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему её объёму и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1%. Стабилизация Сущность стабилизации нефти заключается в отборе наиболее летучих углеводородов (депропанизация, дебутанизация), так как они по пути следования нефти, испаряясь, «провоцируют» потери углеводородов и более тяжёлых бензиновых фракций. При стабилизации нефтей наряду с удалением пропанов и бутанов извлекаются метан, этан и такие балластовые газы, как сероводород, углекислота и азот. Таким образом, сокращение потерь лёгких фракций от испарения, исключает коррозию аппаратуры, оборудования и трубопроводов по всему пути движения от нефтепромысла до нефтеперерабатывающих заводов. Получить абсолютно стабильную нефть практически невозможно. Даже при снижении общей упругости паров нефти ниже 200 мм вод. ст., на которые рассчитаны существующие резервуары, происходили бы потери нефти от испарения. Поэтому понятие о стабильности нефтей условно и зависит от конкретных условий: летучести нефти, схемы её сбора, транспорта и хранения, уровня герметизации промысловых, транспортных и заводских сооружений, возможности реализации продуктов стабилизации, экономической целесообразности затрат на проведение тех или иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации на бензиновый потенциал в нефти, направляемой на переработку. Эти факторы должны полностью определять принимаемую глубину стабилизации нефтей, которая очень длительный период является предметом дискуссии. Стабилизация нефти часто применяется только для снижения потерь лёгких фракций без частичного отбензинивания, хотя иногда в процессе стабилизации предусматривается как частичное, так и полное отбензинивание стабилизируемых нефтей. 59 Однако за последнее время перед процессом стабилизации ставится уже более серьёзная задача – создание на основе этого процесса прочной сырьевой базы развивающейся химической промышленности нашей страны. Поэтому товарной продукцией не может быть просто произвольная гамма углеводородов, получаемая путём одно- или двукратного испарения нефти. Тем не менее, следует обратить внимание на то, что стабилизация нефти в каждом конкретном случае должна быть обусловлена существующими условиями данного нефтяного района и другими общими факторами, являющимися основой для техникоэкономического анализа целесообразности проведения процесса стабилизации. В зависимости от конкретных условий и требований, предъявляемых к стабилизации в части возможного использования продукции установок (определяющих во многом глубину извлечения лёгких фракций и место размещения), при проведении данного процесса существуют следующие принципиально отличные направления. 1. Сепарация – извлечение лёгких фракций из нефти однократным или многократным испарением при снижении давления, иногда с предварительным подогревом. 2. Ректификация – многократная конденсация и испарение с чётким разделением углеводородов по заданной глубине стабилизации нефти. Процесс стабилизации начинается уже сразу же на первых этапах движения нефти, когда из неё отбираются выделяющиеся газообразные углеводороды (с падением давления), находившиеся в пластовых условиях в жидком состоянии. Технологическую схему сепарационно-стабилизационных узлов обычно можно выбрать по одному из трёх вариантов использования широкой фракции, отбираемой при сепарации из предварительно подогретой нефти: 1. Однократная конденсация с последующей компрессией, масляной адсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов; 2. Фракционированная конденсация с последующей компрессией газового остатка; 3. Ректификация газообразной широкой фракции либо её абсорбция. Нефть насосами 1 после блока обезвоживания и обессоливания (рис. 14) подаётся в теплообменники 2, в которых подогревается за счёт тепла потока стабильной нефти, а затем в паровые или огневые подогреватели 3 и с температурой 80-120°С (в зависимости от физико-химической характеристики нефти) поступает в эвапорационное пространство трапа-сепаратора 4, с верхней части которого при давлении 0,15-0,25 МПа отбирается широкая фракция газообраз60 ных углеводородов. С нижней части трапа нефть, обеднённая бензиновыми углеводородами, поступает в теплообменники, в которых, отдав своё тепло идущей с промысла нефти, выдаётся в товарные ёмкости. Широкая газообразная фракция с температурой 80-120°С поступает в конденсаторы-холодильники 6, где охлаждается до 30°С, при этом из состава последней в бензиновых сепараторах 7 отделяется определённая часть тяжёлых углеводородов, качество и количество которых определяются по одному из уравнений концентрации (методика аналогична приведённой в расчёте сепарации). Выделившиеся тяжёлые фракции собираются в специальной ёмкости 8, откуда насосом 9 подаются в стабильную нефть после теплообменников для восполнения утраченного бензинового потенциала. Несконденсировавшийся газ поступает на приём компрессоров 10, сжимающих его до 0,5-1,7 МПа в зависимости от удалённости сепарационных узлов от газобензиновых заводов, куда и подаются скомпримированный газ после его охлаждения и конденсат (нестабильный газовый бензин), образовавшийся при этом. Для определения соотношений, регулирующих процесс однократного испарения, нет надобности рассматривать порознь процессы испарения и конденсации. Вполне достаточно исходить из следующей схемы (рис. 15). Рисунок 14 – Принципиальная технологическая схема установки подготовки нефти при стабилизации однократным испарением и конденсацией: 1, 5, 9, 14 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – подогреватели; 4 – трапы–сепараторы; 6, 11 – конденсаторыхолодильники; 7, 12 – бензосепараторы; 8, 13 – ёмкости бензина; 10 – компрессор; 15 – маслоотделители; 16 – блок обезвоживания, обессоливания; 17 – товарные ёмкости; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – нефтегазовая смесь; IV – газ; V – нестабильный бензин 61 Рисунок 15 – Непрерывный процесс однократного испарения: 1 – нагреватель; 2 – испаритель На стабилизационных установках можно использовать способ ректификации, позволяющий регулировать необходимую глубину извлечения того или иного компонента в зависимости от поставленной задачи (депропанизация, дебутанизация и депентанизация). Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание (рис. 16), направляется в теплообменную группу 4 при узле стабилизации, в которой за счёт тепла отходящего потока стабильной нефти подогревается до 150-200°С, а затем поступает в зону питания ректификационной колонны 5. В эвапорационном пространстве зоны питания колонны подогретая нефть разделяется на жидкую и паровую фазы. Паровая фаза, доводится в верхней части колонны до определённой чёткости, отводится сверху и поступает в конденсаторыхолодильники 7. Для поддержания температуры верха колонны (65-96°С) подаётся орошение, равновесное по составу с верхним продуктом. Паровая фаза, представляющая смесь паров верхнего продукта и орошения, пройдя конденсаторы-холодильники, полностью или частично (в зависимости от поставленных условий) конденсируется и поступает в бензиновые сепараторы 8 для отделения конденсата от несконденсировавшихся газов. Часть конденсата подаётся на орошение колонны, а оставшаяся часть насосами 11 отводится в ёмкости. Жидкая фаза по тарелкам отпарной части поступает в нижнюю часть колонны. Для поддержания температурного режима колонны (для осуществления ректификации жидкой части нефти) предусматривается принудительная циркуляция части нефти через печь. С этой целью нефть с низа колонны специальными насосами 12 забирается и подаётся в огневые подогреватели 6, откуда возвращается в колонну с более высокой температурой. 62 Другая часть нефти с температурой 230-280°С под остаточным давлением в колонне через теплообменники 4 поступает на приём насосов 13, которыми подаётся в сырьевую группу теплообменников, а затем с температурой 40- 45°С в ёмкости товарной нефти. Для поддержания теплового режима работы теплообменных групп установки, меняющегося в зависимости от обводнённости исходного сырья, часть стабильной нефти перед сырьевыми теплообменниками подогревается в специальных огневых подогревателях 14 и смешивается с основным количеством стабильной нефти. Таким образом, её температура поддерживается в пределах 130-150°С. Рисунок 16 – Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации ректификацией: 1, 3, 10, 11, 12, 13 – насосы; 2, 4 – теплообменники; 5 – ректификационная колонна; 6, 14 – подогреватели; 7 – конденсаторыхолодильники; 8 – сепараторы бензина; 9 – сборник нестабильного бензина; 15 – блок обезвоживания и обессоливания; I – сырая нефть; II – стабильная нефть; III – парогазовая смесь; IV – нестабильный бензин; V – газ Сущность процесса ректификации Первые процессы ректификации выглядели довольно примитивно, как ряд чередующихся друг за другом последовательно повторяющихся циклов однократного испарения и конденсации в так называемых кубовых батареях (рис. 17). Как следует из принципиальной схемы кубовой батареи, в жидкую фазу каждого из кубов подводятся паровая фаза из нижележащего (с более высокой температурой) и соответственно жидкий остаток из вышележащего (с более низкой температурой) кубов. Впоследствии эти процессы были конструктивно переработаны с осуществлением их в одном аппарате – ректификационной колонне (рис. 18). 63 Рисунок 17 – Схема кубовой установки Рисунок 18 – Схема потоков жидкой и паровой фаз между тарелками колонны В основу было положено равновесие паровой и жидкой фаз, осуществляемое с выравниванием температуры и давления с обязательным перераспределением компонентов между ними. В ректификационной колонне роль отдельного куба выполняют специальные тарелки. Каждая тарелка представляет собой перфорированные плоские отсеки с патрубками и колпачками к ним. На тарелках при помощи специальных переливных устройств поддерживается постоянный уровень жидкости, избыток которой отводится по сливным стаканам с тарелки на тарелку. Через патрубки и щели в колпачках движутся пары. Для нормального протекания процесса требуется поддержание тесного контакта между движущимися парами и жидкостью. Восходящий поток паров обеспечивается поступлением их из эвапорационного пространства и, кроме того, 64 частичным испарением жидкости в нижней (кубовой) части колонны, рециркулирующей через огневые подогреватели. Хотя при однократных испарении и конденсации не происходит полного разделения участвующих в процессе компонентов, но уже образуются жидкая фаза, более бедная низкокипящими компонентами, и паровая фаза, более богатая ими, чем исходное сырье. Для более или менее полного разделения компонентов требуется многократное повторение процессов испарения и конденсации массообменивающихся паровой и жидкой фаз при их противоточном контактировании друг с другом, что и составляет основную сущность процесса ректификации. Колонна, в которой осуществляется процесс ректификации, состоит из двух основных частей: концентрационной, расположенной выше ввода сырья, и отгонной (или как её ещё иногда называют нижней, отпарной и лютерной). Но иногда колонны конструктивно расчленяются на две самостоятельные, выполняющие функции указанных частей, т. е. концентрационной и отгонной. В концентрационной части осуществляется ректификация паровой фазы, в отгонной – ректификация жидкости, отделившейся в эвапорационном пространстве колонны. Работа ректификационной колонны (её эффективность) во многом зависит от правильности распределения паровой и жидкой фаз по зонам. Установки комплексной подготовки нефти Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рисунке 19. Рисунок 19 – Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти 1, 9, 11, 12 – насосы; 2, 5 – теплообменники; 3 – отстойник; 4 – электродегидратор; 6 – стабилизационная колонна; 7 – конденсатор-холодильник; 8 – ёмкость орошения; 10 – печь; I – холодная «сырая» нефть; II – подогретая «сырая» нефть; III – дренажная вода; IV – частично обезвоженная нефть; V – пресная вода; VI – обезвоженная и обессоленная нефть; VII – пары лёгких углеводородов; VIII – несконденсировавшиеся пары; IX – широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X – стабильная нефть 65 Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подаётся в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счёт прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 её температура доводится до 240°С. При этом лёгкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдаёт часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1, 5. Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причём для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т. е. сочетание сразу нескольких методов. 2.3.5. Системы промыслового сбора природного газа Существующие системы сбора газа классифицируются: - по степени централизации технологических объектов подготовки газа; - по конфигурации трубопроводных коммуникаций; - по рабочему давлению. По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора. При индивидуальной системе сбора (рис. 20, а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 66 увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счёт наличия большого числа технологических объектов и т. д. Рисунок 20 – Системы сбора газа на промыслах: а) – индивидуальная; б) – групповая; в) – централизованная; VIII – установка подготовки газа; ГСП – групповой сборный пункт; ЦСП – централизованный сборный пункт При групповой системе сбора (рис. 20, б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю. Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге – снизить затраты на обустройство месторождения. При централизованной системе сбора (рис. 20, в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям. Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить ещё большую концентрацию технологического оборудования, за счёт применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа. В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчётом. По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП. 67 Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рис. 21). Рисунок 21 – Формы коллекторной газосборной сети. Подключение скважин: а) – индивидуальное; б) – групповое Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2-3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. 2.3.6. Промысловая подготовка газа Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжёлых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твёрдые частицы (песок, окалина), конденсат тяжёлых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твёрдых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. 68 Конденсат тяжёлых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов – снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб. Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования. Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Очистка газа от механических примесей Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты двух типов: работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители); работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители). На рисунке 22 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами. Пылеуловитель состоит из трёх секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной Б (от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла; отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла. Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырёк 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырёк их скорость гасится, и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен в 20-50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли. 69 Рисунок 22 – Вертикальный масляный пылеуловитель: 1 – трубка для слива загрязнённого масла; 2 – трубка для долива свежего масла; 3 – указатель уровня; 4 – контактные трубки; 5,6 – перегородки; 7 – патрубок для вывода газа; 8 – скруббер; 9 – козырёк; 10 – патрубок для ввода газа; 11 – дренажные трубки; 12 – люк для удаления шлама В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее лёгкие частицы из осадительной секции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Её основной элемент – скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки, и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7. Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2-3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязнённое масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязнённого в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведётся по шкале указателя уровня 3. Наряду с «мокрым» для очистки газов от твёрдой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители. Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на рисунке 23. Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попа70 дает в батарею циклонов 3. Под действием центробежной силы твёрдые и жидкие частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7. В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м3. Рисунок 23 – Циклонный пылеуловитель 1 – корпус; 2 – патрубок для ввода газа; 3 – циклон; 4, 5 – перегородки; 6 – патрубок для удаления шлама; 7 – патрубок для вывода газа; 8 – винтовые лопасти Осушка газа Для осушки газа используются следующие методы: охлаждение; абсорбция; адсорбция. Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается. Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги. Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рисунке 24. Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из ёмкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата. 71 Рисунок 24 - Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции: 1 – абсорбер; 2, 10, 11 – насосы; 3, 9 – ёмкости; 4, 6 – теплообменники; 5 – выветриватель; 7 – десорбер; 8 – конденсатор-холодильник; 12 – холодильник Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации. Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на рисунке 25. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента – твёрдого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определённого (12-16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подаётся в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180200°С. Далее он подаётся в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в ёмкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6-7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает. Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее – 30°С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твёрдом виде, цеолиты, силикагель и др. 72 Рисунок 25 – Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции: 1, 2 – адсорберы; 3 – регулятор давления типа «после себя»; 4 – холодильник; 5 – ёмкость; 6 – газодувка; 7 – подогреватель газа Очистка газа от сероводорода и углекислого газа В нефтепромысловом газе наряду с углеводородами иногда встречается сероводород – соединение весьма не прочное, и поэтому количественное его содержание в газе может быть определено более точно на месте отбора пробы газа. Сероводород горюч, его теплотворная способность при нормальных условиях равна 23 135 кДж/м2. Он хорошо растворяется в воде. Сероводород является вредной примесью. Он сам по себе и продукт его сгорания сернистый ангидрид (SO2) вызывают отравление людей, животных и растений. Содержание H2S в воздухе от 0,05 до 1,0%, или от 0,76 до 1,52 г/м3, является «опасным». Сернистые соединения (сероуглерод CS2 и др.) также являются вредными. Сероводород и сернистые соединения не только ядовиты (токсичны), но и вызывают коррозию стальных труб, резервуаров, компрессоров, фитингов и другого оборудования. Для очистки газа от сероводорода обычно применяют два технологических процесса: а) адсорбцию твёрдым веществом; б) абсорбцию жидкостью. В адсорбционных процессах удаление сероводорода из газа происходит в результате концентрации его на поверхности твёрдого материала. Обычно промышленными адсорбентами служат зернистые материалы, обладающие в результате специальной обработки большой удельной поверхностью, отнесённой к единице веса. В абсорбционных процессах происходит массообмен, т. е. переход сероводорода из газообразной в жидкую фазу. Массообмен осуществляется через 73 поверхность раздела обеих фаз. Абсорбированный сероводород физически растворяется в жидкости. Удаление его из жидкости, т. е. десорбция (или отпарка), представляет собой обращённый процесс, когда поглощённый сероводород выделяется из жидкой фазы. Адсорбционные процессы извлечения сероводорода относят к сухим процессам, а абсорбционные в противоположность им – к мокрым или жидкостным. Адсорбентами в сухих процессах служат окись железа и активированный уголь. При очистке газа от сероводорода активированным углём сера, отлагающаяся на нем, извлекается экстрагированием, соответствующим растворителем – сернистым аммонием, а уголь снова используется в процессе до наличия в нём чрезмерно высокого содержания мелких фракций, появляющихся в результате истирания. Существенным преимуществом процесса очистки газа активированным углём является возможность получения весьма чистой элементарной серы сравнительно простым методом. Важнейшим его недостатком является сравнительно быстрое дезактивирование угля вследствие загрязнения его механическими примесями и нефтью. Поэтому перед поступлением в адсорбер газ необходимо полностью очистить от этих компонентов. Этот процесс не нашёл широкого промышленного применения. Наиболее распространён метод извлечения сероводорода из газа гидратом окиси железа (Fe2O3H2O). Гидрат окиси железа в очистной массе должен находиться в активных альфа- или гамма-модификациях. Первая содержится в болотной руде, а вторая входит в состав так называемого красного шлама – отхода производства глинозёма из бокситов. Извлечение сероводорода из газа гидратом окиси железа осуществляют при сравнительно высоком содержании H2S в газе, доходящем до 23 г/м3 при нормальных условиях. В результате извлечения содержание сероводорода в газе снижается примерно до 0,02 г/см3. В промышленности адсорбционные процессы используются для окончательной очистки газов от сероводорода после предварительной очистки более дешёвыми абсорбционными процессами. Очистка газа абсорбционными процессами может быть осуществлена разнообразными способами. Однако наиболее эффективными из них являются этаноламиновые процессы. Они в значительной степени вытеснили такие процессы очистки газа, как очистка окисью железа. Эффективность их заключается в низкой стоимости, высокой реакционной способности, стабильности, а также лёгкости регенерации загрязнённых растворов. Однако при эксплуатации этаноламиновых установок может встретиться ряд трудностей, в результате чего осложняется процесс и увеличи74 ваются эксплуатационные расходы и капиталовложения. Основными факторами, удорожающими процесс, являются коррозия аппаратуры и потеря амина. Сами аминовые растворы не действуют на сталь, но выделяющаяся в десорбенте смесь сероводорода и паров воды разрушает обычные стали. К эксплуатационным трудностям, ограничивающим иногда производительность установок очистки, относятся вспенивание и забивка аппаратуры. Предупреждение вспенивания во многих случаях может быть достигнуто добавлением к раствору противопенных добавок (чистые силиконы или высококипящие спирты; олеиновый спирт или октилфенокси-этанол) или извлечением из него пенообразующих веществ, например тонкодисперсных осадков. Известно применение трёх аминов: моноэтаноламин NH2CH2CH2OH3, диэтаноламин NH(CH2CH2OH)2 и триэтаноламин N(CH2CH2OH)3. Наибольший интерес для промышленного применения представляют моноэтаноламин и диэтаноламин. Триэтаноламин был вытеснен преимущественно из-за низкой поглотительной способности, низкой реакционной способности и неудовлетворительной стабильности. Наибольшей поглотительной способностью по отношению к H2S обладает раствор моноэтаноламина. Но моноэтаноламину присущи два важных недостатка: относительно высокое давление паров и способность в условиях работы установок очистки газа вступать в необратимую реакцию с сероокисью углерода. Первый их этих недостатков устраняется простой водной промывкой для поглощения паров амина, а второй – в большинстве случаев не относится к нефтепромысловым газам. Концентрация раствора моноэтаноламина может изменяться в широких пределах. Обычно её выбирают на основании опыта работы и по соображениям противодействия коррозии, не руководствуясь стремлением снизить первоначальную стоимость раствора до минимума. Обычно концентрация раствора лежит в пределах 15-20%, но иногда применяют растворы более разбавленные – до 10% и более концентрированные – до 30%. Концентрация аминов ослабляет коррозию стальной аппаратуры. Принципиальная технологическая схема установки по очистке газов от сероводорода растворами этаноламинов представлена на рисунке 26. Поглощение из газов H2S и СО2 этаноламинами производится в абсорбере 2 тарельчатого или насадочного типа, для чего газ подаётся через приёмные сепараторы в нижнюю его часть. Поднимаясь вверх, газ вступает в контакт с водным раствором этаноламина, который поступает на верх абсорбера и стекает сверху вниз. 75 Рисунок 26 – Принципиальная технологическая схема очистки газа от сероводорода этаноламиновым способом: 1 – приёмный сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – скруббер; 4, 11 – промежуточные ёмкости; 5 – теплообменники; 6 – десорбер; 7 – конденсаторхолодильник; 8 – ёмкость флегмы; 9 – подогреватель; 10 – насосы; 12 – холодильник; I – сырой газ; II – очищенный газ; III – насыщенный раствор; IV – регенерированный раствор; V – кислые газы; VI – флегма Для улавливания паров этаноламинов на верхние 2-3 тарелки подают холодный конденсат. Очищенный газ из абсорбера проходит скруббер 3, который может быть установлен отдельно или встроен в верхнюю часть абсорбера. Насыщенный раствор из абсорбера, пройдя теплообменную аппаратуру, направляется в десорбер (отгонную колонну) 6 тарельчатого или насадочного типа. Если очищенный газ находится в абсорбере под давлением, достаточным для пропуска раствора через теплообменную аппаратуру в отгонную колонну (как показано на схеме), то раствор, пройдя регулятор уровня, поступает сначала в теплообменник 5, в котором нагревается за счёт тепла регенерированного раствора, а затем направляется в отгонную колонну 6. Если давление в абсорбере недостаточное, то для подачи насыщенного раствора в отгонную колонну устанавливается насос. В отгонной колонне происходит выделение из насыщенного раствора поглощённых в абсорбере кислых газов под действием поднимающегося вторичного водяного пара, образующегося в нижней части отгонной колонны при кипячении раствора в кипятильнике 9. 76 Насыщенный раствор отводится в кипятильник с последней тарелки, а кипящая смесь возвращается из кипятильника под тарелку. Пар при этом проходит через тарелку, поднимаясь по колонне, а раствор частично может вновь поступать в кипятильник вместе с раствором, стекающим с тарелки, чем достигается многократная циркуляция раствора через кипятильник. Регенерированный раствор из десорбера поступает в теплообменник 5, где охлаждается, отдавая тепло насыщенному раствору, после чего поступает в промежуточную ёмкость 11, откуда насосом 10 через холодильник 12 подаётся вновь в абсорбер. На линии регенерированного раствора перед входом в абсорбер устанавливается регулятор расхода, особенно необходимый при возможных изменениях давления газа. Выходящая из десорбера парогазовая смесь проходит конденсаторхолодильник 7, где охлаждается водой для конденсации пара. Образовавшийся конденсат (флегма) отделяется от кислых газов в промежуточной ёмкости 8, откуда кислые газы направляются для последующего использования (или для сжигания), флегма насосом 10 возвращается на верх отгонной колонны, а избытки её сбрасываются в канализацию. Иногда конденсаторы устанавливаются над отгонными колоннами. Давление в колонне поддерживается регулятором давления на линии кислых газов. Если в газе содержатся механические примеси, а сепаратор 1, установленный перед абсорбером, недостачно эффективен, то для раствора необходима установка фильтра, действующего непрерывно или периодически. Установка такого фильтра наиболее целесообразна на линии насыщенного раствора. При повышенных температурах регенерации наблюдается коррозия в нижней части десорбера, и в регенерированный раствор поступают продукты коррозии; в этом случае целесообразно пропускать регенерированный раствор через какую-нибудь ёмкость, в которой эти примеси могут осесть. Если в очищенном газе содержится кислород, необходимо освобождать раствор от накапливающихся этаноламинов. При необходимости одновременной очистки газов от H2S и СО2 применяется двухступенчатая схема очистки. Эта схема основана на применении двухступенчатой абсорбции H2S и СО2 крепким 25-35%-ным раствором моноэтаноламина в первой ступени и слабым 5-12%-ным раствором во второй ступени, причём каждый раствор имеет самостоятельный цикл абсорбции и регенерации, а тепло газов регенерации второй ступени используется для регенерации первой ступени. 77 Двухступенчатая схема является более экономичной по сравнению с одноступенчатой вследствие достижения тонкой очистки при минимальных расходах пара и моноэтаноламина за счёт: а) применения концентрированных растворов первой ступени, имеющих большую поглотительную способность, благодаря чему достигается минимальная циркуляция раствора; б) двукратного использования тепла водяного пара; в) применения слабых растворов во второй ступени, обеспечивающих более полную регенерацию раствора, а, следовательно, и более тонкую очистку газов от H2S и СО2, а также улавливания паров моноэтаноламина, уносимых газами из крепкого раствора первой ступени. Равновесная поглотительная способность водных растворов этаноламинов значительно возрастает при увеличении парциального давления сероводорода в газе, поэтому процесс абсорбции выгоднее проводить при более высоких давлениях. Процесс абсорбции также улучшается при понижении температуры газа и раствора, поступающих в абсорбер. Наибольшую поглотительную способность по отношению к H2S и СО2 имеют моноэтаноламины (МЭА), наименьшую – триэтанол-амины. Но, с другой стороны, моноэтаноламины более летучи, они легко проникают через неплотности аппаратуры, в большем количестве уходят с газом. Поэтому на практике моноэтаноламины вынуждены применять с пониженной концентрацией (15-20%). Контрольные вопросы к главе 2 1. Перечислите основные стадии разработки месторождений нефти. 2. Какие существуют способы разработки нефтяных месторождений? 3. В чём заключается сущность различных способов эксплуатации скважин? Их достоинства и недостатки. 4. Кратко опишите технологию сбора и подготовки нефти и газа. 5. Какие различают виды систем сбора нефти? Их достоинства и недостатки. 6. Назовите две основные системы сбора нефтепромыслового газа. 7. Какова цель промысловой подготовки нефти? 8. Принцип действия оборудования, используемого в процессе подготовки нефти. 9. Что такое «стабилизация» и «ректификация» нефти? 10. Приведите классификацию систем сбора газа. 11. В чём заключается задача промысловой подготовки газа? 12. Оборудование, используемое в процессе подготовки газа. 78 Глава 3. Трубопроводный транспорт нефти и газа 3.1. Краткая история развития трубопроводного транспорта нефти и газа Трубопроводный транспорт России имеет немногим более чем вековую историю и его появление связано с началом промышленного освоения нефтяных месторождений Баку и Грозного. В 1863 году русский учёный Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопроводов при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы сооружения трубопроводов и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Он считал, что только строительство трубопроводов обеспечит надёжную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок. Развитие трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в России можно условно разделить на пять основных этапов: дореволюционный период (до 1917 г.); период до Великой Отечественной войны (с 1917 до 1941 гг.); период Великой Отечественной войны (с 1941 до 1945 гг.); период до распада СССР (с 1945 до 1991 гг.); современный период (с 1991 г.) Дореволюционный период Истоки создания трубопроводного транспорта России были заложены в 1878 г. по проекту и под руководством талантливого 25-летнего инженера В. Г. Шухова для «Товарищества братьев Нобель» был построен первый российский нефтепровод, предназначенный для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперегонный завод в Чёрном Городе (район Баку). Диаметр нефтепровода составлял 3 дюйма (76 мм), протяжённость – 9 км. Год спустя для фирмы Лианозова был проложен нефтепровод такого же диаметра протяжённостью 12,9 км, затем ещё три промысловых нефтепровода. Проектирование и строительство этих трубопроводов также возглавлял В. Г. Шухов. Изданный им впоследствии в 1881 г. классический научный труд «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» и в наши дни не утратил своего значения. Значительная производительность, непрерывность работы, высокая степень механизации, экономичность трубопроводного транспорта были оценены 79 и другими нефтепромышленниками. Общая протяжённость нефтепроводов дореволюционной России составляла около 500 км. Наиболее крупные из них: Ширванская – Екатеринодар (110 км), Ширванская – Туапсе (103 км), Махачкала – Грозный (165 км). Одновременно с развитием трубопроводного транспорта сырой нефти развивалась и транспортировка продуктов их переработки. На рубеже 80-х годов ХІХ в. построены первые в мире трубопроводы для перекачки предварительно подогретых нефтяных остатков. К концу 80-х годов ХІХ в. было принято решение о строительстве трубопровода для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми производительностью 0,9 млн т в год. По трассе керосинопровода были расположены 16 перекачивающих станций (ПС), оборудованных плунжерными насосами. Общая длина трубопровода составляла 835 км, а диаметр – от 8 до 12˝. Строительство керосинопровода продолжалось в течение 10 лет с 1897 по 1906 гг. Строительно-монтажные работы выполнялись вручную. Трубы соединялись с помощью резьбовых муфт и покрывались антикоррозионной изоляцией – свинцовым суриком на олифе и джутовой тканью. Приводом насосов служили паровые и дизельные двигатели. Вдоль трассы была сооружена линия телефонной связи. Керосинопровод Баку-Батуми был оборудован по последнему слову техники своего времени и являлся одним из крупнейших мире. С 1927 г. он стал использоваться для перекачки сырой нефти. Первые газопроводы появились в районе г. Баку в 1880-1890 гг. Они предназначались для транспортировки попутного газа, используемого в качестве бытового топлива и промышленных нужд. Период до Великой Отечественной войны В период с 1917 до 1920 гг. все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенной в ходе гражданской войны. Ключевой датой в истории развития трубопроводной системы России считается 17 марта 1920 года. В этот день был подписан правительственный указ о строительстве трубопровода от нефтяного месторождения Эмба до Саратова. После окончания Гражданской войны была проведена реконструкция трубопроводов, построены и введены в эксплуатацию несколько небольших магистралей. До Великой Отечественной войны наши основные нефтяные ресурсы сосредоточивались на Кавказе (Баку, Грозный, Майкоп). Начиная с 1928 г. введены в эксплуатацию нефтепроводы Баку-Батуми (вторая очередь), ГрозныйТуапсе (618 км), Гурьев-Орск (709 км). Дальнейшие успехи в развитии трубо80 проводного транспорта в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарии и Поволжья. В 1936 году был построен нефтепровод Ишимбай-Уфа, протяжённостью 168 км и диаметром 300 мм для перекачки нефти из первых скважин «Второго Баку» на Уфимский НПЗ. В довоенный период общая протяжённость нефтепроводов в нашей стране достигла 3600 км, а диаметр 300 мм. Крупный магистральный нефтепродуктопровод (МНПП) АрмавирТрудовая построен в 1928-32 гг. Его протяжённость составляла 486 км, диаметр 300 мм. Впервые в мировой практике для соединения стыков труб была применена электродуговая сварка. В 1932 г. этот трубопровод был подключён к нефтепроводу Грозный-Туапсе, к тому времени переведённому на перекачку тракторного керосина. Общая длина МНПП Грозный-Армавир с учётом подключённого участка составила 880 км. В период с 1925 по 1936 гг. в районе г. Баку для транспорта попутного нефтяного газа с близлежащих нефтяных месторождений было сооружено несколько коротких газопроводов диаметром 300-400 мм. Период Великой Отечественной войны К 1941 г. в эксплуатации находилось магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы общей протяжённостью около 4 100 км с суммарной пропускной способностью 7,9 млн т в год. В годы Великой Отечественной войны, несмотря на крайне тяжёлое положение, построены нефтепроводы Зольное-Сызрань (134 км), Оха-Софийск (387 км), а также ряд промысловых трубопроводов. В период обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой 100 мм бензинопровод, уложенный через Ладожское озеро. Этот бензинопровод был спроектирован и построен в невероятно короткий срок. Его длина составила 29 км, из них 21 км по дну озера на глубине 35 м. Ежесуточно в осаждённый Ленинград поступало около 660 т горючего. Для обеспечения войск горючим использовались и сборно-разборные полевые магистральные трубопроводы. После разгрома войск противника под Сталинградом в 1943 г. за 8 месяцев был построен керосинопровод Астрахань-Саратов диаметром 250 мм и длиной 655 км. На его изготовление пошли трубы демонтированной второй очереди нефтепровода Баку-Батуми. В годы войны в 1942-1943 гг. сооружён газопровод ПохвистневоКуйбышев диаметром 325 мм и длиной 160 км. 81 В 1944 г. Государственным комитетом обороны (ГКО) было принято решение о строительстве газопровода Саратов-Москва протяжённостью 843 км и диаметром 325 мм. Его строительство завершилось летом 1946 г. Период до распада СССР В послевоенный период (50-60 гг.) строительство нефтепроводов проводилось в основном в Волго-Уральском регионе и Закавказье. В этот период построены крупные нефтетранспортные магистрали: Туймазы-Омск, Туймазы-ОмскНовосибирск-Иркутск, Ишимбай-Орск, Альметьевск-Горький, Альметьевск-Пермь, Горький-Рязань, Рязань-Москва и ряд других. Развитие новых нефтяных месторождений и рост производства явились предпосылками для создания принципиально новых методов для перекачки нефти и нефтепродуктов, а также современного оборудования. Отличительными чертами того периода можно считать дальнейшую механизацию процесса сооружения трубопроводов, применения новых систем связи. Впервые были применены трубы диаметром 530 и 720 мм. В 1964 г. был пущен в эксплуатацию крупнейший в мире трансъевропейский магистральный нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехословакия, Венгрия, Польша, ГДР). Общая длина магистрали составила 5 500 км, а диаметр – от 720 до 1020 мм. Изменение приоритетов в трубопроводном строительстве произошло после открытия крупных месторождений нефти в Западной Сибири. В 1965-1967 гг. введены в эксплуатацию нефтепроводы Шаим-Тюмень (диаметр 529-720 мм, длина 410 км) и Усть-Балык-Омск (диаметр 1020 мм, длина 964 км). В 70-80 годы построены трансконтинентальные трубопроводы: Усть-Балык-Курган-УфаАльметьевск (УБКУА), Александровское-Анжеро-Судженск-КрасноярскИркутск, Сургут-Полоцк и ряд других. В 1966-1971 гг. построен трубопровод Узень-Гурьев-Куйбышев для транспортировки высоковязкой нефти (диаметр 1 020 мм, длина 1500 км). В первой половине 50-х годов возобновилось строительство магистральных нефтепродуктопроводов. Введена в эксплуатацию первая нитка МНПП Уфа-Омск (диаметр 350 мм, длина 1147 км). В 50-60 гг. построены крупные магистральные нефтепродуктопроводы: Уфа-Новосибирск (диаметр 377-530 мм, длина 1869 км), 2-я нитка Уфа-Омск (диаметр 530 мм, длина 1083 км), Пенза-Мичуринск-Брянск (диаметр 530 мм, длина 748 км). В 70-80 гг. продолжалось строительство мощных систем трубопроводного транспорта нефтепродуктов, таких как Уфа-Западное Направление (УЗН), Грозный-Ростов, Тобольск-Южный Балык, трубопровод ШФЛУ и др. 82 С 80-х годов начался новый этап в развитии трубопроводного транспорта нефтепродуктов – строительство разветвлённой сети нефтепродуктопроводов. Послевоенные годы характеризуются интенсивным строительством газопроводов. Второй крупный магистральный газопровод Дашава-Киев-БрянскМосква длиной 1300 км и диаметром 530 мм введён в эксплуатацию в 1952 г. В 50-60 гг. сооружаются крупные газотранспортные системы: Северный КавказЦентр, Бухара-Урал, Средняя Азия-Центр. В 70-80 гг. в связи с освоением гигантских газовых месторождений Северных районов Тюменской области (СРТО), Уренгоя и полуострова Ямал сооружаются трансконтинентальные системы газопроводов: Надым-Урал-Центр, Уренгой-Ужгород, Уренгой-Петровск, Уренгой-Новопсков, Уренгой-Центр диаметром 1220-1420 мм и общей протяжённостью около 35 тыс. км. В 1986-1990 гг. введена в эксплуатацию шестиниточная газотранспортная система для подачи газа Ямбургского месторождения в центр страны и на экспорт (диаметр 1420 мм, общая длина 28,7 тыс. км). К моменту распада СССР общая протяжённость магистральных трубопроводов составляла: нефтепроводы – свыше 70 тыс. км, нефтепродуктопроводы (с отводами от них) – около 30 тыс. км, газопроводы – 209 тыс. км. Современный период Основными организациями, эксплуатирующими трубопроводные системы, являются: ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «АК «Транснефть»; ОАО «АК «Транснефтепродукт»; ОАО «Газпром». Характеристика ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть»: Компания зарегистрирована Московской регистрационной палатой 26 августа 1993 года. Учредитель – Правительство Российской Федерации. 100% голосующих акций компании в федеральной собственности. Включает 31 дочернее общество (например, ОАО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири (ОАО «Центрсибнефтепровод»), «Балтнефтепровод», «Северо-западные МН», «Приволжские МН» и др., в том числе ОАО «АК «Транснефтепродукт»). Имеет свыше 20 млн кубометров резервуарных ёмкостей; более 500 насосных станций; 70 тыс. км магистральных трубопроводов. 83 Транспортирует 93% добываемой в России нефти. Основные направления деятельности компании ОАО «АК «Транснефть»: Оказание услуг в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за её пределами. Проведение профилактических, диагностических и аварийно- восстановительных работ на магистральных трубопроводах. Координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов трубопроводного транспорта. Взаимодействие с трубопроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями. Участие в решении задач научно-технического и инновационного развития в трубопроводном транспорте, внедрение нового оборудования, технологий и материалов. Привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции объектов организаций системы «Транснефть». Организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах размещения объектов трубопроводного транспорта. Основными нефтепроводами компании являются: Балтийская трубопроводная система. Трансевропейский нефтепровод «Дружба» (соединяет месторождения нефти в Татарстане и Самарской области с восточно-европейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия). Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме (учреждён правительствами Казахстана, Султаната Оман и России). Нефтепровод «Баку-Новороссийск». Нефтепровод «Грозный-Туапсе». Основными продуктопроводами компании являются: Нефтепродуктопровод «Северный». Нефтепродуктопровод «Южный». ОАО «АК «Транснефть» разрабатывает наиболее экономичные маршруты движения нефти, тарифы на перекачку и перевалку нефти с утверждением их в Федеральной службе по тарифам РФ (ФСТ). Характеристика ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефтепродукт»: 84 Одна из крупнейших в мире и единственная в России компания, транспортирующая светлые нефтепродукты (дизельное топливо, бензин, керосин) от 17 нефтеперерабатывающих заводов. Является дочерним обществом ОАО «АК» Транснефть». Включает 12 дочерних обществ (например, ОАО «Мостранснефтепродукт», ОАО «Петербургтранснефтепродукт», ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» и др.). Группа «Транснефтепродукт» транспортирует нефтепродукты как по прямым (от НПЗ до экспортного порта или потребителя), так и по смешанным транспортным схемам (от НПЗ – по трубопроводной системе Группы «Транснефтепродукт», затем железнодорожным транспортом). Имеет 867 резервуаров для хранения нефтепродуктов (4,8 млн куб. м), 43 пункта налива в железнодорожный и автомобильный транспорт, 19,1 тыс. км нефтепродуктопроводов, 491 насосный агрегат, 70 перекачивающих станций. Основные направления деятельности компании ОАО «АК «Транснефтепродукт»: транспортировка светлых нефтепродуктов – дизельного топлива, бензинов, керосина на внутренний рынок РФ; экспорт нефтепродуктов в страны СНГ (Украина, Белоруссия, Латвия, Казахстан) и дальнего зарубежья; краткосрочное хранение нефтепродуктов в резервуарах; услуги по наливу нефтепродуктов на железнодорожный и автомобильный транспорт. Характеристика ОАО «Газпром»: ОАО «Газпром» – одна из крупнейших энергетических компаний в мире. В 1993 г. создано Российское акционерное общество «Газпром», переименованное в 1998 г. в Открытое акционерное общество «Газпром». Транспортировку природного газа осуществляют 18 дочерних обществ (например, ООО «Газпром трансгаз Уфа», ООО «Газпром трансгаз Томск» и др.). Магистральные газопроводы объединены в единую систему газоснабжения России. Имеет 25 объектов подземного хранения газа в РФ. Доля в мировых запасах природного газа 18%, в российских –70%. Государство контролирует 50,002% акций. 85 Основные направления деятельности компании ОАО «Газпром»: добыча, транспортировка, переработка и реализация газа, нефти и других углеводородов; подземное хранение газа, производство и сбыт тепло- и электроэнергии; технический контроль трубопроводных систем, бурение нефтяных и газовых скважин; поставка оборудования; НИОКР; обработка информации; предоставление банковских услуг. Переработка газа, газового конденсата и нефти осуществляется на шести газо- и конденсатоперерабатывающих заводах ОАО «Газпром», на предприятиях ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Газпром нефтехим Салават». Экспорт продукции «Газпрома» осуществляется через 100%-ное дочернее общество ООО «Газпром экспорт». Важные проекты по созданию и развитию трубопроводных систем: ОАО «АК «Транснефть» проводит интенсивную работу по диверсификации направлений поставок энергоресурсов и создание высокоэффективных экспортных маршрутов. Эта система позволяет государству через ОАО «АК «Транснефть» выполнять оперативное управление грузопотоками при изменении потребностей рынков или политической ситуации. А в геополитическом и внешнеэкономическом ключе – это расширение присутствия России на динамично развивающихся мировых рынках. Финансирование строительства новых нефтепроводов осуществляется без использования бюджетных (государственных) средств за счёт рационального сочетания собственных и привлечённых финансовых ресурсов. К недавно реализованным проектам компании относятся «ВСТО (Восточная Сибирь – Тихий океан)-1» (2009 г.), «Сковородино-граница КНР» (2010 г.). В настоящее время ОАО «АК «Транснефть» реализует четыре серьёзных проекта: расширение ТС «ВСТО-1»; строительство ТС «ВСТО-2»; завершается реализация «БТС-2»; сооружается нефтепровод «Пурпе-Самотлор». Трубопроводная система ВСТО предназначена соединить нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с нефтеналивным портом Козьмино в заливе Находка и нефтеперерабатывающим заводом под Находкой, что 86 позволит России выйти на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Планируемая общая протяжённость трубопровода – 4800 км. Строительство осуществляется в два этапа. В рамках первого этапа (ВСТО-1) построены магистральный нефтепровод на участке г. Тайшет (Иркутская область) - г. Усть-Кут (Иркутская область) - г. Ленск (Якутия) - г. Олекминск - г. Алдан (Якутия) г. Сковородино (Амурская область) мощностью 30 млн тонн нефти в год общей протяжённостью 2694 км, семь нефтеперекачивающих станций, пункт налива нефти на станции Сковородино, специализированный морской нефтеналивной порт «Козьмино» в районе г. Находка. Состав объектов СМНП «Козьмино» включает в себя: две двусторонние железнодорожные сливные эстакады на 74 вагоноцистерны каждая с комплексом сопутствующих сооружений, коридор коммуникаций от площадки сливных ж/д эстакад до нефтебазы, нефтебазу с резервуарным парком, технологический причал для танкеров, 4 морских стендера для налива нефти. В декабре 2009 года осуществлён ввод объекта в эксплуатацию нефтепроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» (ВСТО) и отгружен первый танкер с нефтью сорта «ВСТО». Транспортировка нефти от г. Сковородино в направлении СМНП «Козьмино» осуществляется железнодорожным транспортом. Железнодорожная составляющая проекта ВСТО сохранится до введения в эксплуатацию второй очереди системы. Реализация второго этапа проекта трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан» (ВСТО-2) общей мощностью до 50 млн тонн в год с одновременным обеспечением расширения пропускной способности трубопроводной системы на участке Тайшет- Сковородино до 80 млн тонн в год осуществляется на участке г. Сковородино (Амурская область) – СМНП (Спецморнефтепорт) «Козьмино» (Приморский край). Трубопровод общей протяжённостью 2045 км проходит по маршруту г. Сковородино – г. Благовещенск – г. Биробиджан – г. Хабаровск – СМНП «Козьмино» по территории Амурской области, Еврейской автономной области, Хабаровского края и Приморского края. Строительство ведётся с января 2010 г. В сентябре 2011 г. строители завершили сварочномонтажные работы линейной части ТС ВСТО-2. В 2012 г. закончено возведение всех площадочных объектов. Нефтепровод «Сковородино-граница КНР» реализуется в соответствии с Межправительственным соглашением, заключённым между Правительством Российской Федерации и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в нефтяной сфере от 21.04.2009 г. и является ответвлением от трубопроводной системы ВСТО, предназначен для экспортной транспортировки российской нефти в КНР. Протяжённость линейной части российского участка составляет 63,4 км, диаметр 720 мм, производитель87 ность – 15 млн т нефти в год. Объект сдан в эксплуатацию в 2010 г., коммерческие поставки нефти в КНР начались 1 января 2011 г. Балтийская трубопроводная система (БТС) – система магистральных нефтепроводов, связывающая месторождения нефти Тимано-Печёрского, Западно-Сибирского и УралоПоволжского районов с морским портом Приморск (маршрут г. Унеча (Брянская область) – г. Усть-Луга (Ленинградская область). Проектная мощность нефтепровода – 75 млн т нефти в год. Целями строительства было повышение мощности сети экспортных нефтепроводов, снижение издержек на экспорт нефти, а также необходимость снижения рисков транзита нефти через другие государства. Проект строительства нефтепровода до Приморска взамен трубопровода «Дружба» родился после нефтяного конфликта России и Белоруссии в начале 2007 г., когда Белоруссия перекрыла России транзитные потоки нефти в Европу по трубопроводу «Дружба», требуя уплаты пошлины за транзит. После этого инцидента Россия решила подстраховаться от рисков, альтернативная труба получила одобрение правительства и президента. Трасса нефтепроводной системы проходит по территории Брянской, Смоленской, Тверской, Новгородской и Ленинградской областей. Главным плюсом «политического» трубопровода эксперты называют независимость от стран-транзитёров. Строительство нефтепровода БТС-2 началось в июне 2009 года. В октябре 2010 года в районе порта Усть-Луга прошла сварка заключительного стыка линейной части нефтепровода БТС-2. В настоящее время система управления БТС-2 эксплуатируется в опытном режиме. В настоящее время Приморск – крупнейший в России порт по отгрузке нефти на экспорт. В ближайшей перспективе его мощность может быть увеличена до 120 млн т. При этом Приморск, по оценкам независимых международных экспертов, – самый чистый и экологически безопасный в мире нефтепорт. Нефтепровод «Пурпе-Самотлор» – целью проекта является обеспечение поставки новых объёмов нефти в трубопроводную систему «Восточная Сибирь-Тихий океан» с месторождений ЯмалоНенецкого автономного округа и севера Красноярского края, в том числе Ванкорского месторождения. Проект нефтепровода «НПС «Пурпе» – НПС «Самотлор» включает в себя строительство магистрального трубопровода общей протяжённостью 429 км диаметром 1020 мм, мощностью – 25 млн т нефти в год, реконструкцию НПС «Пурпе», НПС «Самотлор», строительство промежуточной НПС, объектов внешнего электроснабжения, технологической связи, инфраструктуры. Трасса проходит по территории Ямало-Ненецкого и ХантыМансийского (Югры) автономных округов. 88 Следует отметить, что реализуемые компанией проекты представляют собой принципиально новые направления развития, новые мощности, а не расширение заложенной ранее инфраструктуры. Проекты осуществляются в сложных природно-климатических условиях. Никогда в своей истории компания не строила одновременно так много стратегически важных объектов. Перспективы развития трубопроводного транспорта газа В настоящее время основные инвестиции в развитие газотранспортной системы направляются на строительство российского участка газопровода ЯмалЕвропа (Мегапроект Ямал). Полуостров Ямал является регионом стратегических интересов ОАО «Газпром». Промышленное освоение месторождений Ямала позволит довести добычу газа на полуострове к 2030 году до 310-360 млрд м3 в год. Выход на Ямал имеет принципиальное значение для обеспечения роста добычи газа в России. Газопровод «Северный поток» (Nord Stream) – это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Целевыми рынками поставок по «Северному потоку» являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания и другие страны. Отличительной особенностью газопровода является отсутствие на его пути транзитных государств, что снижает риски транспортировки газа и его стоимость, одновременно повышая надёжность экспортных поставок. Новый газопровод имеет большое значение для обеспечения растущих потребностей европейского рынка в природном газе. Благодаря прямому соединению крупнейших в мире запасов газа, расположенных в России, с европейской газотранспортной системой, «Северный поток» сможет удовлетворить около 25% дополнительной потребности в импортируемом газе. Проектная мощность – 55 млрд м3 газа в год. Сухопутный участок газопровода протяжённостью 917 км пройдёт по территории РФ от Грязовца до Выборга. Морской участок протяжённостью 1198 км планируется проложить по дну Балтийского моря до побережья Германии с отводом в Швецию. Для проектирования, строительства и эксплуатации морского участка «Северного потока» создано совместное предприятие Nord Stream AG, зарегистрированное в Швейцарии. В его капитале СП ОАО «Газпром» принадлежит 51%, а немецким компаниям BASF и E.ON – по 24,5%. «Сахалин-2» Уникальность проекта «Сахалин-2»: Первый проект, реализуемый в России на условиях соглашения о разделе продукции. Первое соглашение о разделе продукции, подписанное в России. Первые морские нефтегазодобывающие платформы, установленные в России. 89 Первый завод по производству сжиженного природного газа в России. Первый выход российского газа на энергетические рынки АзиатскоТихоокеанского региона и Северное побережье Америки. «Голубой поток» – газопровод между Россией и Турцией, проложенный по дну Чёрного моря. Общая протяжённость газопровода – 1213 км. В целях диверсификации маршрутов экспортных поставок природного газа ОАО «Газпром» реализует проект строительства газопровода через акваторию Чёрного моря в страны Южной и Центральной Европы – проект «Южный поток». Для реализации сухопутной части проекта с Болгарией, Сербией, Венгрией, Грецией, Словенией, Хорватией и Австрией подписаны межправительственные соглашения. 3.2. Классификация трубопроводов Трубопровод – это сооружение, предназначенное для транспортировки жидких, газообразных и твёрдых продуктов. Трубопроводы состоят из плотно соединённых между собой прямых участков труб, деталей, запорнорегулирующей арматуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, опор и подвесок, крепежа, прокладок и уплотнений, а также материалов, применяемых для тепловой и антикоррозионной изоляции. Детали трубопроводов – это соединительные детали, которые используют при строительстве трубопроводов различного назначения, необходимые при изгибах, наклонах, поворотах, изменении диаметра труб и в случае, когда трубопровод временно не используется. Соединяются детали при монтаже трубопровода, как правило, сваркой встык. Рисунок 27 – Основные виды деталей трубопроводов По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы: внутренние (внутрипромысловые) – соединяют различные участки на промыслах, нефтегазоперерабатывающих заводах и газонефтехранилищах. 90 местные – по сравнению с внутренними трубопроводами имеют большую протяжённость и соединяют нефтегазопромыслы или нефтегазоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального трубопровода. магистральные – характеризуются большой протяжённостью, высокой пропускной способностью и соединяют поставщика нефтегазопроводуктов с потребителем. В связи с большой протяжённостью перекачка ведётся несколькими станциями, расположенными по трассе. технологические – характеризуются малой протяжённостью и служат для обеспечения работоспособности в заданных режимах технологических установок перекачивающих станций магистральных трубопроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз. Кроме того, трубопроводы можно классифицировать по: роду транспортируемого вещества на нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы, конденсатопроводы, паропроводы, водопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, углепроводы, а также специального назначения. материалу – на металлические, неметаллические и футерованные. К металлическим относят стальные, из цветных металлов и сплавов, чугунные, биметаллические. К неметаллическим относят полиэтиленовые, винипластовые, стеклянные и фторопластовые. К футерованным относят трубопроводы с поверхностями, покрытыми резиной, полиэтиленом, фторопластом, обетонированные и эмалированные. температуре транспортируемого вещества – на холодные (температура ниже 0°С), нормальные (от 1°С до 45°С) и горячие (свыше 46°С). степени агрессивности транспортируемого вещества – на трубопроводы для неагрессивных, мало-, средне- и высокоагрессивных сред. по гидравлической схеме: простые (не имеющие ответвлений); сложные (имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок). по характеру заполнения сечения – трубопроводы с полным заполнением сечения трубы и трубопроводы с неполным заполнением сечения. по типу укладки – подземные, наземные, надземные, подвесные, подводные. Технологические трубопроводы делят: 1) По величине напора: высоконапорные – выше 2,5 МПа; 91 средненапорные – 1,6-2,5 МПа; низконапорные – до 1,6 МПа; безнапорные (самотёчные). 2) Месторасположению – внутрицеховые и межцеховые. Нефтепроводом называют трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродуктов обычно употребляют термин нефтепродуктопровод). Газопроводом называют трубопровод, предназначенный для транспортировки природного газа. 3.3. Назначение и классификация магистральных нефтегазопроводов Магистральные нефтепроводы (МН) – инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними нефтеперекачивающие станции (НПС), приёмосдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз (НБ) для хранения нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приёмку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта Подводящие (местные) нефтепроводы – нефтепроводы, соединяющие промыслы с головными сооружениями МН; нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) с пунктами налива. Их протяжённость может достигать нескольких десятков километров; Технологические – внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС и т. п., предназначенные для соединения различных объектов и установок. МН предназначены для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров), рабочее давление в них обычно достигает 5-7,5 МПа. Согласно нормам технологического проектирования, к МН относятся трубопроводы протяжённостью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.). В соответствии со строительными нормами и правилами МН подразделяются на четыре класса: 1-й класс – DУ свыше 1000 до 1200 мм включительно; 2-й класс – DУ свыше 500 до 1000 мм включительно; 3-й класс – DУ свыше 300 до 500 мм включительно; 4-й класс – DУ менее 300 мм. 92 Линия прохождения трубопровода, разбитая на местности от начального до конечного пункта и определяющая направление оси трубопровода, называется трассой. Трасса МН проходит по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают естественные (водные преграды, ущелья и т. д.) и искусственные (автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередач и т. п.) препятствия. Для безопасности расположения вблизи трассы объектов различного назначения и в зависимости от условий работы линейная часть и отдельные участки магистральных трубопроводов подразделяются на категории. В каждой категории предъявляются определённые требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия. Для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов с диаметром 700 мм и более при всех видах прокладки согласно СНиП 2.05.06-85* принимается категория III, а для диаметра менее 700 мм при подземной прокладке – IV. Однако, отдельные участки МН могут иметь более высокую категорию (табл. 3), которая назначается в соответствии с в зависимости от условий прокладки и эксплуатации. Таблица 3 – Краткая характеристика категорий участков МН Назначение: условия прокладки и эксплуатации Категория 1. Нефтепроводы диаметром менее 700 мм при подземной прокладке IV 2. Нефтепроводы, не соответствующие п.1, 3-5 III 3. Нефтепроводы, прокладываемые по территории распространения вечII номёрзлых грунтов, переходы через болота II типа, пересекающие поймы рек 4. Переходы нефтепроводов через реки, болота II и III типов, горные I участки, железные дороги общей сети, узлы пуска и приёма очистных устройств, нефтепроводы на НПС 5. Переходы нефтепроводов D > 1000 мм через водные препятствия В Прокладка трубопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором МН понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надёжности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов и газопроводов. В пределах одного технического коридора допускается прокладывать более двух трубопроводов диаметром 1200 мм и не более трёх трубопроводов 93 диаметром 1020 мм и менее для транспорта нефти (нефтепродуктов), а для транспорта газа (газового конденсата) – не более шести трубопроводов диаметром 1420 мм. Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединённый непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населённым пунктам и промышленным предприятиям. В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населённых пунктах и другие трубопроводы. По характеру линейной части различают газопроводы: - магистральные, которые могут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (с различным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки; - кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надёжности снабжения газом и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую газотранспортную систему страны. Магистральные газопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объёма неразрушающего контроля сварных соединений и величин испытательного давления. На наиболее сложных (болота, водные преграды и т. д.) и ответственных участках трассы категория магистральных газопроводов повышается. Например, для участков подключения компрессорных станций, узлов пуска и приёма очистных устройств, переходов через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более СНиП устанавливает категорию I. К категории В относятся газопроводы, сооружаемые внутри зданий и на территориях компрессорных станций и газораспределительных станций. При проектировании допускается категорию отдельных участков газопроводов повышать на одну категорию, против установленной СНиПом, при соответствующем обосновании. 94 К категориям магистральных газопроводов и их участкам в зависимости от коэффициента условий работы при расчёте на прочность предъявляются определённые требования в части контроля сварных соединений физическими методами и предварительного испытания Рисп. 3.4. Требования к трубам и материалам Для строительства магистральных газопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральные и другие специальные конструкции, изготовленные из: – спокойных и полуспокойных углеродистых, реже легированных сталей диаметром 50 миллиметров включительно; – спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 миллиметров; – низколегированных сталей в термически или термодинамически упрочнённом состоянии для труб диаметром до 1420 миллиметров; Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ8731–87, ГОСТ8732–87, ГОСТ8734–75, группы В. При соответствующем технико-экономическом обосновании можно использовать по ГОСТ9567–75. Трубы стальные электросварные диаметром до 800 миллиметров по ГОСТ20295–85. Для труб диаметром свыше 800 миллиметров по техническим условиям, утверждённым в установленном порядке с выполнением при заказе и приёмке труб требований, перечисленных ниже. Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяжённости и глубины не допускаются. Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб не должны превышать величин, приведённых в ГОСТах, а для труб диаметром свыше 800 миллиметров не должны превышать плюс минус 2 миллиметра. Овальность концов труб, то есть отношение разности между наибольшими и наименьшими диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру, не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 миллиметров и более не должна превышать 0,8%. Кривизна труб не должна превышать 1,5 миллиметров на 1 метр длины, а общая кривизна не более 0,2% длины трубы. Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5-11,6 метров. Трубы диаметром 1020 миллиметров и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100% контроль физическими неразрушающими методами. 95 Отношение предела текучести к временному сопротивлению (то есть пределу прочности) и относительное удлинение металла труб должны удовлетворять требования СНиП. Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки (в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной самозащитной порошковой проволокой), а также электроконтактной сваркой – оплавлением. Сталь труб должна хорошо свариваться. Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирование) должно быть не более 102%. В металле труб не допускается наличие трещин, плён, закатов, а также расслоений длиной более 80 миллиметров в любом направлении. Расслоение любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 миллиметров от торца не допускается. Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщины стенки труб после зачистки не выходят за пределы допусков на толщину стенки. Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжек, осевой рыхлости и других дефектов в формировании шва. Усиление наружного шва для труб с толщиной стенки до 10 миллиметров должно находиться в пределах 0,5-2,5 миллиметров, а более 10 миллиметров 0,5-3 миллиметров. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 миллиметров. Смещение наружного и внутреннего слоёв заводского сварного шва не должно превышать 20% толщины стенки при толщине до 16 миллиметров и 15% более 16 миллиметров. Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь раздел покромок под сварку. Форма разделки покромок определяется техническими условиями. Косина реза торцов труб должна быть не более 2 миллиметров. Каждая труба должна проходить на заводах изготовителях испытания гидростатическим давлением. Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими не разрушающимися методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест расшифровкой просвечиванием). В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в 96 обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0°С и выше, температура строительства – 40°С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20- – 40°С, температура строительства –60°С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали. Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей. Углеродистой сталью называется инструментальная или конструкционная сталь, не содержащая легирующих добавок (примесей для изменения (улучшения) физических и химических свойств). От обычных сталей углеродистую сталь отличает меньшее содержание примесей, небольшое содержание кремния, магния и марганца. Углеродистая сталь отличается повышенной прочностью и высокой твёрдостью. Основными поставщиками труб большого диаметра (529-1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы. 3.5. Трубопроводная арматура и оборудование Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная. Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) – для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) – для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости. Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабжённый двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединённый с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и шиберные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом. 97 Регуляторы давления – это устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление – до или после регулятора, – различают регуляторы типа «до себя» и «после себя». Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полно-подъёмные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор. Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные – с затвором, вращающимся относительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа. Контрольные вопросы к главе 3 1. Перечислите и охарактеризуйте основные этапы развития трубопроводного транспорта нефти и газа. 2. Дайте краткую характеристику организаций, эксплуатирующих трубопроводные системы нефти и газа. 3. По каким основным признакам классифицируются трубопроводы? 4. Классификация магистральных нефтепроводов. 5. Классификация магистральных газопроводов. 6. Какие требования предъявляются к трубам и материалам при транспортировании нефти и газа? 7. Назначение и классификация трубопроводной арматуры. 98 Глава 4. Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов и газопроводов 4.1. Устройство магистральных нефтепроводов 4.1.1. Состав объектов и сооружений МН Объектом МН называется производственный комплекс, включающий трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надёжную эксплуатацию. Под сооружением МН подразумевается надземная или подземная строительная система, состоящая из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих конструкций и предназначенная для выполнения производственных процессов различного вида, хранения материалов, изделий и оборудования, для временного пребывания людей, перемещения людей и грузов и т. д. Объекты и сооружения МН можно подразделить на линейные и площадочные. Площадочные объекты – это комплекс наземных зданий и сооружений, к которым относят: НПС, конечный пункт (КП), резервуарные парки, пункты подогрева нефти, нефтеналивные эстакады и причалы, а также и др. Указанные объекты и сооружения отражаются на схеме магистральных нефтепроводов, где показывают: информацию о протяжённости протяжённость трассы МН и трубопровода в однониточном исполнении; комплекс наземных зданий и сооружений: НПС, включая находящиеся на консервации; нефтебазы (НБ); перевалочные пункты с указанием наименований, дистанций подключения, проектной и существующей пропускной способности (млн т/год), а также пункты подогрева нефти; количество и тип резервуаров для наземных объектов; технологические участки МН, резервные нитки подводных переходов МН (ППМН) и лупинги с указанием наименований, протяжённости, условного диаметра, проектной и существующей пропускной способности (млн т/год), а также участки, выведенные из эксплуатации и находящиеся в консервации (показываются пунктиром) с указанием наличия нефти; водные преграды; блокировочные трубопроводы с указанием условного диаметра; подводящие трубопроводы, с указанием принадлежности, протяжённости, условного диаметра, границы раздела; 99 места базирования линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС), центральных ремонтных служб (ЦРС), участков устранения дефектов (УУД), участков аварийно-восстановительных работ (АВР), взлётно-посадочные площадки, пункты наблюдения (ПН) на крупных и судоходных реках, систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) с указанием номеров; камеры пуска-приёма средств очистки и диагностики (КПП СОД); административные границы. 4.1.2. Основные типы нефтеперекачивающих станций Нефтеперекачивающие станции (НПС) предназначены для транспортирования нефти от месторождений до потребителя. НПС магистральных нефтепроводов разделяются на головные и промежуточные. Головные НПС предназначены для приёма нефти с установок по её подготовке, замера и перекачки её из резервуаров в магистральный трубопровод. Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рисунке 27. Она включает в себя подпорную насосную (1), площадку фильтров и счётчиков (2), магистральную насосную (3), площадку регуляторов давления (4), площадку пуска скребков (5) и резервуарный парк (6), насосные. Нефть с промысла направляется на площадку (2), где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за её количеством. Далее она направляется в резервуарный парк (6), где производится её отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учёт. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная (1) и магистральная (3) насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счётчиков (2) с целью оперативного учёта, а также площадку регуляторов давления (4) с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода. Площадка (5) служит для запуска в нефтепровод очистных устройств скребков. Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточные НПС размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчётом через 50-200 км. 100 Рисунок 27 – Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции: 1 − подпорная насосная; 2 − площадка фильтров и счётчиков; 3 − основная насосная; 4 − площадка регуляторов; 5 − площадка пуска скребков; 6 − резервуарный парк Технологическая схема промежуточной НПС приведена на рисунке 28. Для обеспечения достаточно надёжного уровня синхронной работы смежных НПС магистральные трубопроводы разбивают на эксплуатационные участки, среднюю длину которых принимают в пределах 400-500 км. Расстояния между НПС определяются гидравлическим расчётом в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепровода при соблюдении нормативных разрывов от границ НПС до зданий и сооружений населённых пунктов, вахтенных поселков и промышленных предприятий. 101 Рисунок 28 – Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции: 1 – основная насосная; 2 – помещение с регулирующими клапанами; 3 – устройство приёма и пуска скребка; 4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями 4.1.3. Основные технологические процессы на НПС Технологической схемой НПС предусматриваются следующие технологические процессы: перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»; автоматический переход на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции в случае её остановки; обратная перекачка нефти по магистральному нефтепроводу; приём и пуск средств диагностики без остановки станции; сброс нефти от ударной волны в резервуар-сборник нефти; сбор утечек от насосов, опорожнение самотёком фильтровгрязеуловителей и приёмных трубопроводов блока системы сглаживания волн в резервуар-сборник нефти; откачка нефти из резервуара-сборника вертикальным насосным агрегатом в приёмный трубопровод основных насосов; опорожнение наземных участков трубопроводов нефтеперекачивающей станции от нефти при ремонтных работах; при достижении аварийного уровня нефти в резервуарах-сборниках нефти предусматривается отключение насосных агрегатов, а затем отключение от магистрального трубопровода; размыв парафина в резервуаре-сборнике нефтью при помощи вертикального насосного агрегата; оперативный учёт нефти, поступающей на НПС, а также контроль крупных утечек с помощью ультразвукового счётчика. 102 4.1.4. Состав объектов и сооружений НПС В состав НПС входят следующие основные и вспомогательные установки и сооружения: магистральная насосная; маслохозяйство; сборник нефти сброса ударной волны утечек и дренажа; ёмкость для аварийного сбора нефти; насосы погружные высоконапорные; регуляторы давления; система сбора и утилизации нефтеутечек; система тепло- и электроснабжения; система контроля и управления. Территория НПС разделена на две зоны: производственную и служебнопроизводственного комплекса. К производственной зоне НПС, расположенной со стороны магистрального нефтепровода, относятся здания и сооружения технологического назначения: узел подключения; магистральная насосная; регуляторы давления; ёмкость для сбора утечек нефти и дренажа с погружными насосами; сборник нефти сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа; маслохозяйство; фильтры-грязеуловители; производственно-эксплуатационный блок − ПЭБ (КТП − комплектная трансформаторная подстанция, ЩСУ − щит станции управления, операторная); компрессорная сжатого воздуха; резервная электростанция, установка пожаротушения. К зоне служебно-производственного комплекса, расположенной со стороны подъездной автодороги, относятся объекты инженерного обеспечения: узел связи; котельная; блоки водоснабжения и канализации; очистные сооружения; служебно-вспомогательный и ремонтный блоки; стоянки механизмов; 103 складские сооружения; трансформаторные подстанции для зданий и сооружений второй зоны (зона служебно-производственного комплекса); установки пожаротушения. На НПС предусмотрены следующие технологические сооружения: магистральная насосная с насосами и электродвигателями. Число насосов с электродвигателями определяется расчётом в зависимости от производительности будущей насосной станции; узел регуляторов давления с регулирующими заслонками. Число заслонок зависит от производительности НПС. Параметры заслонок позволяют производить регулирование давления при отключении одной из заслонок; фильтры-грязеуловители (рабочие и резервный) с патрубками; блок-системы гашения ударной волны с устройствами сглаживания волн давления; резервуар-сборник нефти системы сглаживания волн давления и дренажа, предназначенный для сброса нефти из системы защиты нефтепровода от повышения давления; блок с вертикальными погружными насосами с электродвигателями. Насосные агрегаты и сопутствующее оборудование В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электродвигатели устанавливаются в общем зале с насосами или в помещении, отделённом от насосного зала стеной, не пропускающей паров нефти. Взрывозащищённое исполнение электродвигателей, устанавливаемых в общих залах насосных, достигается продувкой корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением. При обычном исполнении электродвигатели устанавливаются в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения вала, соединяющего электродвигатель и насос, через разделительную стену имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти. Магистральные насосные агрегаты устанавливаются в отапливаемом помещении. Технологическая обвязка насосных агрегатов предусматривается из условия обеспечения достаточной компенсационной способности с целью недопущения передачи дополнительных усилий от трубопроводной обвязки на патрубки магистральных насосов сверх допустимых. 104 Для технического обслуживания насосных агрегатов предусматривается мостовой ручной опорный кран грузоподъёмностью 8 т. Для обеспечения нормальной работы насосных агрегатов с электродвигателями предусматриваются вспомогательные системы: централизованная система смазки и охлаждения подшипников; система сбора утечек и дренажа. Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Конструктивно они представляют собой улиткообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера, всасывающий и нагнетательный патрубки), внутри которого вращается закреплённое на валу рабочее колесо. Последнее состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения. Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса, где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким образом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере, жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок, где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку жидкость поступает в напорный трубопровод. Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакуумметра и манометра. Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определённый подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом. По величине развиваемого напора центробежные насосы магистральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. В качестве основных используются нефтяные центробежные насосы серии НМ. Марка насосов расшифровывается следующим образом: Н – насос, М – магистральный, первое число после букв – подача насоса (м3/ч) при максимальном КПД, второе число – напор насоса (м) при максимальном КПД. Насосы НМ на небольшую подачу (до 710 м3/ч) – секционные, имеют три последовательно установленных рабочих колеса с односторонним входом жидкости. Остальные насосы являются одноступенчатыми и имеют рабочее колесо с двусторонним входом, обеспечивающим разгрузку ротора от осевых усилий и увеличения производительности. 105 Для увеличения давления, развиваемого турбомашиной (насосом), применяют последовательное соединение нескольких рабочих колёс; такие машины называют многоступенчатыми. В них текучая среда последовательно проходит через все колеса, размещённые в секциях корпуса между направляющими аппаратами, где кинетическая энергия частично преобразуется в потенциальную. Основное назначение подпорных насосов – создание на входе в основные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. При подачах 2500 м3/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП. При меньших подачах используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке – это диаметр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (Н – насос; П – подпорный; В – вертикальный). Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверхности земли в металлическом или бетонном колодце («стакане»). В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных. При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения через разделительную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти. Маслосистема. Маслосистема предназначена для обеспечения централизованной смазки подшипников магистральных насосных агрегатов, охлаждения нагретого масла воздухом, очистки его от механических примесей и следов воды. Система работает по схеме с подключением аварийного бака на «проток» при статическом напоре и автоматическом контроле уровня масла в нём. Оборудование маслосистемы, кроме аппаратов воздушного охлаждения, располагается в помещении размером 3x12 м: насосы, маслобаки и сепаратор размещаются в приямке. Отметка приямки принимается, исходя из условия обеспечения самотёчного слива масла от агрегатов в маслобаки. Аппараты воздушного охлаждения размешаются на открытом воздухе под навесом. Рядом с помещением маслосистемы устанавливаются горизонтальные стальные резервуары ёмкостью 5 м3 для хранения масла. Число резервуаров определяется расчётом из условий создания необходимого запаса масла для бесперебойной работы маслосистемы и её опорожнения. Резервуары предназначаются для хранения чистого масла, отработанного, слива масла из маслосистемы. Резервуары оснащаются измерительными приборами, вентиляционной арматурой и хлопушками. 106 Сборники нефти. Для приёма нефти от системы сглаживания волн давления, утечек от торцовых уплотнений магистральных насосов, дренажа технологических трубопроводов, а также нефтесодержащих стоков устанавливаются стальные горизонтальные резервуары − сборники нефти ёмкостью 100 м3. Сборники нефти устанавливаются подземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предохранителями и сигнализаторами уровня. Для сбора нефти при аварийном разливе в магистральной насосной устанавливается стальной горизонтальный резервуар ёмкостью 100 м3. Резервуар размещается подземно и оснащается запорной арматурой, огневым предохранителем и сигнализатором уровня. Насосы погружные. Насосы погружные вертикальные предназначены для откачки нефти из сборника нефти, сброса ударной волны, утечек и дренажа технологических трубопроводов, а также из резервуара аварийного сбора нефти и закачки во всасывающий трубопровод магистральных насосов. Необходимая высота всасывания насосов обеспечивается размещением их в подземных стаканах-приямках с запорной арматурой. Насосы должны работать в диапазоне 0-100 м3/ч, Н = 400 − 150 м без регулировки напора при исключении опасности перегрузки электродвигателя. Регуляторы давления. Регуляторы давления предназначены для регулирования давления методом дросселирования (изменения давления путём пропуска потока газа через сужающее или расширяющее устройство) потока нефти в целях поддержания давления − минимального на приёме и максимального на выходе насосной станции в заданных пределах. В качестве исполнительных устройств принимаются регулирующие заслонки с электрическим приводом во взрывозащищённом исполнении. Регуляторы давления устанавливаются на открытой площадке. Дизельная резервная электростанция предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей НПС в период аварийного отключения основного источника электроснабжения. Расчётная продолжительность отключения составляет не более 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция находится в резерве. Дизельная электростанция размещается в блок-контейнере. Для хранения дизельного топлива применяются стальные горизонтальные резервуары ёмкостью 10 м3 каждый ёмкость резервуаров принимается из расчёта не менее 4-5 суточных запасов топлива. Резервуары устанавливаются наземно и оборудуются запорной, измерительной и дыхательной арматурой. На площадке с резервуарами размещается насос для подачи топлива в расходный бак дизельной электростанции. 107 Линейные сооружения МН К линейным сооружениям МН относятся подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с ГНПС, и собственно магистральный трубопровод с ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, узлами КПП СОД. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения связывают между собой перемычками. Линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15-20 км. На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды, с этой целью используют вантузы. Вантуз – это задвижка с патрубком, устанавливаемая под прямым углом к оси трубопровода. Вантузы по своему назначению делятся на проектные и временные. Вантузы бывают проектные и временные. Проектные предусматриваются: на высоких точках рельефа местности для впуска воздуха и выпуска газовоздушной смеси при ремонтных работах; на подводных переходах в пределах ограждения задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку, для проверки герметичности береговых задвижек и уменьшения давления до статического в отключённой нитке; на узлах линейных задвижек в пределах ограждений с двух сторон от задвижки (для проверки герметичности задвижки и выполнения технологических операций по заполнению и опорожнению участка); в низких точках рельефа местности для выполнения технологических операций по заполнению и опорожнению участка. При этом на резервных нитках, оборудованных КПП СОД, вантузы не устанавливаются. На вантузы, установленные на ЛЧ проектной организацией, должны быть внесены изменения в исполнительную документацию. Вантузы, на которые не имеется проектной документации относятся к временно установленным и должны быть ликвидированы по завершению выполненных работ. Временные вантузы предназначены для выполнения ремонтных работ, заполнения водой при строительстве. Переходы через естественные и искусственные препятствия: подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более); 108 переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах); надземные переходы через овраги, ущелья и т. п. Узлы КПП СОД предназначены для запуска и приёма очистных и инспекционных средств в процессе эксплуатации. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с НПС. Устройства пуска и приёма СОД предусматриваются также на лупингах и отводах протяжённостью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяжённости. Трубопровод и узлы КПП СОД оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими их прохождение. Кроме того, к линейным сооружениям относят: установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии; средства телемеханики, технологической связи, оперативного управления и помещения для их размещения; линии электропередач, предназначенные питания вспомогательных систем, установок электрохимической защиты и обслуживания нефтепроводов; устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты; противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов; земляные амбары для временного хранения нефти при авариях; здания и сооружения линейной службы эксплуатации нефтепроводов (ЛЭС, пункты обогрева, усадьбы линейных обходчиков, вертолётные площадки и т. п.); постоянные вдольтрассовые проезды, сооружаемые в случае необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождения нефтепроводов. В целях обеспечения сохранности, создания безопасных условий эксплуатации, предотвращения несчастных случаев и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов». Вдоль трассы устанавливаются опознавательные знаки нефтепровода, сигнальные знаки и постоянные реперы в местах пересечения МН с водными преградами, знаки «Остановка запрещена» в местах пересечения с автодорогами и предупредительные знаки в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» и «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов». 109 На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписямиуказателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. 4.2. Технологические схемы перекачки Перекачка – это процесс перемещения нефти по трубопроводу с помощью насосных установок по заданной схеме. Под схемой перекачки понимается движение нефти через сооружения и оборудование НПС и соединяющие их нефтепровод. В зависимости от оснащённости НПС выделяют три схемы перекачки: постанционная, с подключением резервуаров и из насоса в насос. Для технологической схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: перекачка через резервуар и минуя резервуар (с подключённым резервуаром). При постанционной схеме перекачки (рис. 28) нефть поочерёдно принимают в один из резервуаров НПС, а откачивают из другого. Эта схема позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах, при такой схеме осуществляется разгазирование нефти и удаление излишка воды, а также обеспечивается большая надёжность и бесперебойность поставок нефти потребителю за счёт того, что участки могут функционировать отдельно друг от друга. Рисунок 28 – Постанционная перекачка Основной недостаток системы – большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоёмкость: сооружение как минимум двух резервуаров и необходимость сооружения подпорной насосной. 110 При перекачке через резервуар НПС (рис. 29) нефть от предыдущей станции поступает в резервуар и одновременно из него откачивается. При не синхронной работе соседних НПС резервуар служит буферной ёмкостью. Данная схема позволяет удалять из трубопровода попавший в него при производстве ремонтных работ воздух, а также частично освободиться от воды и механических примесей за счёт значительного уменьшения скорости потока в резервуаре по сравнению с трубопроводом. Рисунок 29 – Перекачка через резервуар Вследствие перемешивания нефти в резервуаре интенсифицируются потери от «малых дыханий», а при несинхронной работе соседних НПС возможны потери и от «больших дыханий». Кроме того, необходимо сооружение как минимум одного резервуара и подпорной насосной. Рисунок 30 – Перекачка с подключённым резервуаром При перекачке с подключённым резервуаром (рис. 30) нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединён с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остаётся практически неизменным. 111 По сравнению с предыдущими схемами сокращаются потери в результате испарения нефти, которые будут определяться суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»). Рисунок 31 – Перекачка из насоса в насос Система перекачки из насоса в насос (рис. 31) осуществляется при отключении резервуаров промежуточных НПС. Их используют только для приёма нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключённых резервуарах исключаются потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС. На МН большой протяжённости должна предусматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400-600 км и до 800 км на магистральных нефтепродуктопроводах каждый, в пределах которых перекачка ведётся по схеме «из насоса в насос», являющейся наиболее предпочтительной в связи с достижением полной синхронизации работы НПС. На границах эксплуатационных участков располагаются промежуточных НПС с ёмкостью, которые работают по схеме «с подключённым резервуаром» или «через резервуар» при выполнении ремонтных работ для выпуска воздуха. Таким образом, обеспечивается независимая работа НПС одного эксплуатационного участка, от других (в течении некоторого времени, обусловленного вместимостью резервуарного парка и производительностью МН). ГНПС МН всегда работает по схеме «постанционной перекачки» (рис. 32). Рисунок 32 – Схема прохождения нефти по МН 112 4.3. Устройство магистральных газопроводов К магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки: природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населённых пунктов; сжиженных углеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 45°С с мест производства (заводов) до мест потребления (перевалочные базы, пункты налива, промышленные и сельскохозяйственные предприятия, порты, ГРС, пусковые базы); товарной продукции в пределах головных и промежуточных КС, станций подземного хранения газа, ГРС, замерных пунктов. Аналогично определяют магистральные водо-, конденсато- и аммиакопроводы. В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 33): • головные сооружения; • компрессорные станции; • газораспределительные станции (ГРС); • подземные хранилища газа; • линейные сооружения. Рисунок 33 – Схема магистрального газопровода: 1 – газосборные сети; 2 – промысловый пункт сбора газа; 3 – головные сооружения; 4 – компрессорная станция; 5 – газораспределительная станция; 6 – подземные хранилища; 7 – магистральный трубопровод; 8 – ответвления от магистрального трубопровода; 9 – линейная арматура; 10 – двухниточный проход через водную преграду 113 На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке (очистка, осушка и т. д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Её строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию. Компрессорные станции (КС) предназначены для перекачки газа. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твёрдых примесей, а также его осушка. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рисунке 34. Газ из магистрального газопровода (1) через открытый кран (2) поступает в блок пылеуловителей (4). После очистки от жидких и твёрдых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами – ГПА (5). Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения – АВО (7) и через обратный клапан (8) поступает в магистральный газопровод (1). Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т. д. Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для сжатия и обеспечения транспортировки природного газа с заданными технологическими параметрами на линейных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа (ПХГ). Рисунок 34 – Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателям: 1 – магистральный газопровод; 2 – кран; 3 – байпасная линия; 4 – пылеуловители; 5 – газоперекачивающий агрегат; 6 – продувные свечи; 7 – АВО газа; 8 – обратный клапан 114 Необходимость в аппаратах для охлаждения газа обусловлена следующим. При компримировании газ нагревается. Это приводит к увеличению его вязкости и соответственно затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке. Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой используют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оросительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совместно с поршневыми газомотокомпрессорами. На магистральных газопроводах наиболее широкое распространение получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различных типов. Конструктивно АВО представляет собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2-7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы делают оребрёнными. В качестве привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт. Достоинствами АВО являются простота конструкции, надёжность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха). Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него. Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надёжную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией. Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции. Принципиальная схема ГРС приведена на рисунке 35. Газ по входному трубопроводу (1) поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре (2), нагревается в подогревателе (3), редуцируется в регуляторах давления (5). Далее расход газа измеряется расходомером (6) и в него с помощью одоризатора (7) вводится одорант − жидкость, придающая газу запах. 115 Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту ДжоуляТомсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами. Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища. Рисунок 35 – Принципиальная схема ГРС: 1 – входной трубопровод; 2 – фильтр; 3 – подогреватель газа; – контрольный клапан; 5 – регулятор давления типа «после себя»; 6 – расходомер газа; 7 – одоризатор; 8 – выходной трубопровод; 9 – манометр; 10 – байпас Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники. Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа. 4.4. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов При сжижении природного газа его объём при атмосферном давлении уменьшается более чем в 600 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объёмов газа, получив значительную экономию капиталовложений. 116 Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162°С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85°С. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах. Перекачка сжиженного природного газа осуществляется следующим образом. Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей. Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция (ГНС). В её состав входят приёмные ёмкости, подпорная и основная насосные, а также узел учёта. Ёмкости служат для приёма СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические ёмкости высокого давления. Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами, в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ. Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4-5 МПа и при температуре минус 100-120°С. Чтобы предотвратить нагрев газа за счёт теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения. Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100-400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, так как СПГ имеет меньшую вязкость. Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2% происходит срыв их работы, т. е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ, в трубопроводах поддерживают давление не менее чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т. п.), перед насосами 117 на насосных станциях устанавливают буферные ёмкости. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище и установка регазификации сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке регазификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям. По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3-4 раза меньше. Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки: 1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9%. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали. 2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами. 3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии. Кроме природного, в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей. Основным сырьём для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки. Название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть. 4.5. Хранение нефти и газа 4.5.1. Классификация нефтебаз Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приёма, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное назначение нефтебаз − обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приёме, хранении и отпуске потребителям. 118 Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. К наиболее пожароопасным объектам относятся резервуары. Поэтому за критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объём резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на категории: • I – общий объём резервуарного парка свыше 100 000 куб. м; • II – то же, свыше 20 000 куб. м по 100 000 куб. м; • III а – то же, свыше 10 000 куб. м по 20 000 куб. м; • III б – то же, свыше 2 000 куб. м по 10 000 куб. м; • III в – то же, до 2 000 куб. м включительно. В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категорий – не менее 100 м. По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озёр, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза. Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения. Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз. По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом. По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают нефтебазы общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для тёмных нефтепродуктов и др. 119 4.5.2. Операции, проводимые на нефтебазах Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся: • приём нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них; • хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах; • отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам; •замер и учёт нефтепродуктов. Вспомогательные операции включают в себя: • очистку и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов; • смешение масел и топлив; • регенерацию отработанных масел; • изготовление и ремонт тары; • ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; • эксплуатацию котельных, транспорта и энергетических устройств. Количество вспомогательных операций на различных нефтебазах неодинаково. Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать удобство их взаимодействия, рациональное использование территории, минимальную длину технологических трубопроводов, водоотводящих (канализационных), водопроводных и тепловых сетей при соблюдении всех противопожарных и санитарно-гигиенических требований. Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон: 1) железнодорожных операций; 2) водных операций; 3) хранения нефтепродуктов; 4) оперативная; 5) очистных сооружений; 6) вспомогательных сооружений; 7) административно-хозяйственная. В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приёма и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В состав объектов этой зоны входят: а) железнодорожные тупики; 120 б) сливо-наливные эстакады для приёма и отпуска нефтепродуктов; в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно; д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); ж) хранилища нефтепродуктов в таре; з) площадки для приёма и отпуска нефтепродуктов в таре. В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приёма и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся: а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; б) стационарные и плавучие насосные; в) лаборатория; г) помещение для сливщиков и наливщиков. В зоне хранения нефтепродуктов размещаются: а) резервуарные парки для светлых и тёмных нефтепродуктов; б) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники); в) обвалование – огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров. Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т. е. относительно мелкими партиями. В этой зоне размещаются: а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны; б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны; в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов; г) склады для тары; д) погрузочные площадки для автотранспорта. В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К ним относятся: а) нефтеловушки; б) флотаторы; в) пруды-отстойники; г) иловые площадки; д) шламонакопители; 121 е) насосные; ж) береговые станции по очистке балластных вод. В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающих работоспособность основных объектов нефтебазы находятся: а) котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева нефтепродуктов и систему отопления; б) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией; в) водонасосная; г) механические мастерские; д) склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты. Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод. В административно-хозяйственной зоне размещаются: а) контора; б) проходные; в) гаражи; г) пожарное депо; д) здание охраны нефтебазы. Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, на многих перевалочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспорта, нет железнодорожных и водных операций. 4.5.3. Резервуары нефтебаз Только на крупных нефтебазах резервуарные парки соизмеримы с аналогичными объектами магистральных трубопроводов. В подавляющем же большинстве их суммарный объём не превышает нескольких десятков тысяч кубометров. В связи с относительно малыми объёмами годовой реализации общая ёмкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невелика. Кроме того, для каждого нефтепродукта должно быть предусмотрено не менее 2-х резервуаров. Делается это для того, чтобы один из них при необходимости можно было вывести в ремонт. Поэтому единичная ёмкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5 000 куб. м. 122 На нефтебазах, как и на перекачивающих станциях нефте- и нефтепродуктопроводов, применяются: 1) резервуары вертикальные стальные (типа РВС); 2) резервуары горизонтальные стальные (типа РГС); 3) железобетонные резервуары (типа ЖБР). Резервуары типов РВС и РГС используются для хранения как светлых, так и тёмных нефтепродуктов, а типа ЖБР – только для тёмных. Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов практически такое же, как у нефтяных: исключены только системы подогрева и размыва донных отложений. На резервуарах для тёмных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет вентиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую. Это стало возможным благодаря низкой испаряемости тёмных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приёмо-раздаточных патрубков устанавливается подъёмная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоёв. Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно – для тёмных. 4.5.4. Насосы и насосные станции нефтебаз С помощью насосов нефтепродукты транспортируются при их приёме и отпуске, а также при внутрибазовых перекачках. На нефтебазах применяют главным образом центробежные, поршневые и шестерённые насосы. Наиболее распространены центробежные насосы типов НК (консольные) и НД (с рабочими колёсами двустороннего входа). Консольные насосы НК одноступенчатые; их подача составляет от 30 до 140 м3/ч, а напор – от 45 до 130 м. Насосы типа НД бывают одно-, двух- и трёхступенчатыми с подачей от 200 до 1700 м3/ч и напором – от 60 до 300 м. Таким образом, их параметры, как правило, значительно отличаются от параметров центробежных насосов, используемых на перекачивающих станциях магистральных трубопроводов. В цилиндре (1) перемещается поршень (5). Движение поршню от привода передаётся через шток (6). К цилиндру присоединена клапанная коробка (4), в которой размещены два клапана: всасывающий (3), устанавливаемый на всасывающей линии, и нагнетательный (10), устанавливаемый на напорной линии. При движении поршня вправо всасывающий клапан открывается и цилиндр заполняется перекачиваемой жидкостью. Когда же поршень движется влево, всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, через который перекачиваемая жидкость вытесняется в нагнетательный трубопровод. 123 Рисунок 36 – Принципиальная схема насосной установки на базе поршневого насоса: 1 – опорожняемая ёмкость; 2 – всасывающий трубопровод; 3 – всасывающий клапан; 4 – цилиндр насоса; 5 – поршень; 6 – шток; 7 – крейцкопф; 8 – шатун; 9 – кривошип; 10 – нагнетательный клапан; 11 – напорный трубопровод; 12 – вакуумметр; 13 – манометр В качестве привода поршневых насосов используются электродвигатели, двигатели внутреннего сгорания и паровые двигатели. Шестерённый насос состоит из корпуса, в котором помещены две находящиеся в зацеплении крупнозубые шестерни. Корпус охватывает шестерни с небольшим зазором. При вращении шестерни зубья выходят из зацепления в зоне всасывания. При этом освобождается некоторый объём и в данной зоне образуется разряжение. В насос засасывается жидкость, которая захватывается зубьями и переносится во впадинах между зубьями в зону нагнетания. Выбор типа насоса определяется: 1) свойствами перекачиваемого нефтепродукта (вязкость, давление насыщенных паров); 2) необходимой подачей нефтепродукта; 3) необходимым напором; 4) обеспеченностью нефтебазы электроэнергией и паром. Так, центробежные насосы используются, в основном, для перекачки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на маловязких жидкостях данный тип насосов имеет высокий КПД. Область преимущественного применения поршневых и шестерённых насосов − перекачка высоковязких нефтепродуктов. Кроме того, их используют там, где требуются самовсасывающие насосы (например, при операциях по зачистке вагонов-цистерн и барж). Количество и марку насосов выбирают в соответствии с необходимыми подачей и напором. 124 Обеспеченность нефтебаз электроэнергией и паром влияет на выбор привода насосов и соответственно самого насоса. Специально оборудованное помещение, в котором устанавливаются насосы вместе с двигателями, называется насосной станцией. По характеру размещения насосные станции делят на стационарные и передвижные. В стационарных насосных (наземных, полуподземных и подземных) станциях оборудование смонтировано на неподвижных фундаментах и связано с ёмкостями постоянными жёсткими соединениями трубопроводов. Оборудование передвижных насосных станциях устанавливается на автомашинах, прицепах, баржах или понтонах (плавучие станции). Передвижные насосные станции служат для перекачки нефтепродуктов там, где нецелесообразно строить стационарную насосную станцию (на временных складах, на судоходных реках и т. д.). По роду перекачиваемых нефтепродуктов имеются насосные станции для перекачки светлых и тёмных нефтепродуктов и смешанные. Насосные станции, предназначенные для перекачки легковоспламеняющихся нефтепродуктов, оборудуются естественной вентиляцией с применением дефлекторов или искусственной вентиляцией с применением вентиляционных установок. 4.5.5. Хранение газа Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище газа, созданное в горных породах. Различают два типа ПХГ: в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Так, в США на них приходится лишь 6% из 371 ПХГ: 1 – в переоборудованной угольной шахте и 21 – в отложениях каменной соли. Остальные 349 ПХГ относятся к хранилищам второго типа: из них 305 размещены в отработанных нефтяных и газовых месторождениях, а 44 – в водоносных пластах. Широкое использование хранилищ в истощённых нефтегазовых месторождениях объясняется минимальными дополнительными затратами на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом природа уже «изготовила». Газ из магистрального газопровода (1) по газопроводу-отводу (2) поступает на компрессорную станцию (4), предварительно пройдя очистку в пылеуловителе (3). Сжатый и нагревшийся при компримировании газ очищается от масла в сепараторах (5), охлаждается в градирне, или АВО (6), и через маслоотделители (7) поступает на газораспределительный пункт (ГРП) (8). На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам. 125 Рисунок 37 – Принципиальная схема подземного хранилища газа: 1 – магистральный газопровод; 2 – газопровод-отвод; 3, 9 – пылеуловители; 4 – компрессорная станция; 5 – сепаратор; 6 – холодильник (градирня); 7 – маслоотделитель; 8 – газораспределительный пункт; 10 – установка осушки газа; 11 – расходомер Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки, как правило, используются газомотокомпрессоры. При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП (8), производят очистку и осушку газа в специальных аппаратах (9, 10), а затем после замера количества расходомером (11) возвращают в магистральный газопровод (1). Если давление газа в подземном хранилище недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают. Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, так как в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приёмистость скважин. Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, так как в хранилище создаются достаточно высокие давления. Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объём газа, чем тот, который отбирается. 126 Общий объём газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объём обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный − это тот объём газа, которым можно оперировать. Подземное хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение за рубежом. Достоинствами подземного хранения являются: 1) небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны – зоны хранения); 2) низкая пожаро- и взрывоопасность; 3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоёмкость по сравнению с наземными стальными резервуарами. Различают следующие типы подземных хранилищ: • хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва); • хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов; • шахтные хранилища; • льдогрунтовые хранилища. Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их технико-экономическими показателями. Подземные хранилища в отложениях каменной соли – это наиболее распространённый вид подземных ёмкостей для хранения нефтепродуктов. Каменная соль (галит) имеет высокий предел прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в её отложениях подземных ёмкостей. Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли сооружаются методом размыва. Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов, создаются там, где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах. В отличие от кристаллических пород в результате внутреннего взрыва пластичные породы под действием высокого давления, образующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приобретают повышенную прочность и герметичность. Для того чтобы получить подземные резервуары ёмкостью 100, 200, 400, 500, 700, 1000 куб. м, необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т. е. в 2-3 раза превышающая радиус шара равного объёма. Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более чем в течение пяти лет. Продлить срок их 127 службы позволяет термическая обработка стенок, напоминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа. Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре 105-110°С выпаривают воду, затем в течение 40 ч при температуре 900-950°С глинистый слой переводят в камнеподобное состояние и далее при температуре до 1100°С производят оплавление стенок полости. Подрыв ядерных боеприпасов для создания хранилищ нефтепродуктов методом глубинных взрывов в настоящее время не применяется, так как это приводит к радиоактивному заражению продуктов хранения. Шахтные хранилища – это комплекс сооружений, состоящий из следующих элементов: 1) подземных выработок-резервуаров для хранения нефтепродуктов, 2) вскрывающих выработок; 3) выработок вспомогательного назначения; 4) наземных сооружений и 5) технологического оборудования. Выработки-резервуары представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему горизонтальных, взаимосвязанных выработок. В зависимости от ёмкости хранилища и устойчивости пород поперечное сечение выработок-резервуаров имеет круглую, сводчатую или трапецеидальную форму. Их высота составляет от 4-х (глинистый сланец) до 13-ти (гранит) метров. Под вскрывающими выработками понимают вертикальные или наклонные стволы, связанные с горизонтальными выработками-штольнями. Вскрывающие выработки предназначены для соединения выработокрезервуаров с поверхностью, размещения трубопроводов и эксплуатационного оборудования. В зависимости от горно-геологических условий вскрывающие выработки бывают вертикальными, горизонтальными и наклонными. В выработках вспомогательного назначения находятся околоствольные и подземные насосные станции. Наземные сооружения шахтных хранилищ отличаются от аналогичных производственных комплексов наземных нефтебаз наличием приточновытяжных вентиляционных систем, располагаемых в подшахтном здании. К технологическому оборудованию хранилищ относятся приёмные и расходные трубопроводы, насосы, буферные наземные резервуары, измерительные устройства количества нефтепродуктов, приборы отбора проб и др. Хотя по стоимостным показателям хранилища шахтного типа уступают хранилищам в отложениях каменной соли, их преимущество заключается в возможности строительства практически во всех видах горных пород – в устойчивых и неустойчивых, проницаемых и непроницаемых. Это позволяет считать шахтные хранилища одним из перспективных типов хранилищ нефтепродуктов. 128 Льдогрунтовые хранилища сооружают в районах Крайнего Севера и северо-восточной части России. Горючее в эти районы завозят преимущественно танкерами в период очень короткой летней навигации. Поэтому надо иметь большое количество резервуаров значительного объёма, обеспечивающих хранение годового запаса нефтепродуктов. Строить металлические резервуары в этих районах вследствие значительной удалённости от поставщиков металлоконструкций очень дорого. Их эксплуатация вследствие низкой температуры воздуха и сильных ветров технически сложна. В связи с этим в указанных районах применяют льдогрунтовые хранилища, представляющие собой подземные выработки в вечномёрзлых грунтах и имеющие в качестве облицовки покрытия из льда. Подземное льдогрунтовое хранилище строят в виде горизонтальной выработки длиной около 200 м, ширина пролёта составляет обычно 6 м. Резервуары в подземных льдогрунтовых хранилищах изолируют и герметизируют перемычками и ледяной облицовкой стен. Ледяная оболочка предохраняет хранимый продукт от механического загрязнения, обеспечивает герметичность хранилищ. В связи с этим температура хранимого нефтепродукта не должна быть выше 0°С. Контрольные вопросы к главе 4 1. Какие объекты и сооружения магистральных нефтепроводов относятся к площадочным, а какие – к линейным? 2. Какие объекты и сооружения отображаются на схеме магистрального нефтепровода? 3. Какие технологические процессы осуществляются на нефтеперекачивающей станции? 4. Какие объекты входят в состав нефтеперекачивающей станции? 5. Какие объекты, входящие в состав магистрального нефтепровода, относятся к линейной части? 6. Перечислите технологические схемы перекачки нефти. В чём заключаются достоинства и недостатки каждой схемы? 7. Какие объекты входят в состав магистрального газопровода? 8. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов. 9. Какие существуют категории нефтебаз? Классификация нефтебаз по принципу операционной деятельности. 10. Какие операции проводятся на нефтебазах? 11. Перечислите основные типы и способы сооружения подземных хранилищ газа. 129 Глава 5. Защита трубопроводов от коррозии 5.1. Классификация коррозионных процессов Коррозия металлов – это процесс, вызывающий разрушение металла или изменение его свойств в результате химического либо электрохимического воздействия окружающей среды. Химическая коррозия относится к случаям изменения свойств металла в результате химических реакций без возникновения и протекания электрического тока. К этому виду коррозии относятся газовая коррозия и коррозия в неэлектролитах. Газовая коррозия происходит в результате взаимодействия металла с сильно разогретым газом при полном отсутствии влаги (например, коррозия лопаток газовых турбин, образование окалины при термической обработке металла и т. п.). Коррозия в неэлектролитах – разрушение металла в жидких или газообразных неэлектропроводных средах (коррозия при взаимодействии с нефтепродуктами, содержащими серу). Электрохимическая коррозия – это окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием и протеканием электрического тока. При этом на различных участках поверхности металла возникают анодные и катодные участки. Коррозионные разрушения образуются только на анодных участках. К электрохимическим коррозионным процессам относятся: коррозия в электролитах (жидкостях, проводящих электрический ток: речная и морская вода, растворы солей, кислот и щелочей); почвенная коррозия – разрушение металла под воздействием почвенного электролита; электрокоррозия – коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающий токов; контактная коррозия – коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух и более металлов, имеющих разный электрохимический потенциал; атмосферная коррозия – разрушение металла в среде атмосферного воздуха или любого другого влажного газа; биокоррозия – коррозия, жизнедеятельностью микроорганизмов, которые выделяют вещества, ускоряющие коррозионные процессы. 130 Процесс коррозии металла начинается с его поверхности и распространяется вглубь. Различают сплошную местную коррозию. При сплошной коррозии вся поверхность металла покрыта слоем продуктов коррозии. Неравномерность сплошной коррозии прямо пропорционально зависит от агрессивности коррозионной среды. Местная коррозия – разрушение металла на отдельных участках поверхности. Различают следующие виды местной коррозии: пятнами (толщина слоя продуктов коррозии много меньше площади пятна); язвенная (глубина повреждения значительна и соизмерима с его площадью); точечная (питтинговая) – глубина повреждения много больше его диаметра. Точечная коррозия может перейти в сквозную при благоприятных условиях коррозионных процессов. подповерхностная – вспучивание в виде пузырей и расслоение металла; межкристаллитная (распространяется по границам кристаллов металла и приводит к потере прочности и пластичности); структурно-избирательная (разрушается какой-либо один элемент сплава); коррозионное растрескивание (происходит в результате сочетания коррозионного и механического воздействия на металл). Рисунок 38 – Основные виды коррозионных разрушений Местная коррозия является причиной возникновения концентраторов напряжений, поэтому она более опасна, чем сплошная. 131 На интенсивность протекания процессов коррозии оказывают влияние различные факторы: неоднородный состав стали (содержащиеся в стали легирующие добавки и примеси благоприятствуют образованию коррозионных пар в агрессивной среде); неоднородность условий на поверхности металла (наличие царапин, вмятин, сварных швов, окалины на поверхности металла приводит к образованию анодных и катодных участков и является очагами коррозии); неоднородность условий окружающей среды: различная влажность грунта в области прокладки трубопровода и различная аэрация (доступ кислорода к участкам трубопровода); неоднородность транспортируемой среды (наличие воды и растворённых солей может привести к образование ручейковой коррозии на внутренней поверхности трубопровода). 5.2. Причины и механизм коррозии трубопроводов Влияние неоднородности состава металла Для строительства трубопроводов и резервуаров применяют малоуглеродистые и низколегированные стали. Кроме железа, они содержат углерод (до 2%), легирующие примеси (хром, никель, марганец, медь) и примеси, которые невозможно полностью удалить в металлургическом процессе (сера, фосфор, кислород, азот, водород). Неоднородный состав сталей благоприятствует возникновению коррозионных пар в соответствующей среде. Влияние неоднородности условий на поверхность металла Для возникновения тока при электрохимической коррозии металла необходимо наличие катодной и анодной зон. В анодной зоне протекает реакция окисления, заключающаяся в потере металлом своих электронов и образованием ион-атомов. Переходя в раствор электролита, ион-атомы металла вызывают его постепенное разрушение – коррозию. В катодной зоне протекает реакция восстановления – присоединения свободных электронов каким-либо веществом, называемым деполяризатором. Если роль деполяризатора играют ионы водорода 2Н++2е—> 2Н —> Н2, то такая реакция называется реакцией водородной деполяризации. Если же деполяризатором выступает кислород, то такая реакция называется реакцией кислородной деполяризации. Из рассмотрения механизма электрохимической коррозии следует, что интенсивность процесса зависит от скорости образования ион-атомов металла (и свободных электронов), а также наличия кислорода и воды. Учитывая, что на 132 скорость образования ион-атомов влияет температура, концентрация раствора электролита и другие внешние условия, можно сделать заключение, что если на поверхности одного и того же металла создать различные условия, то одна часть его поверхности станет анодом по отношению к другой. К образованию коррозионных элементов на поверхности трубопроводов приводит различный доступ кислорода к разным участкам его поверхности, разная влажность грунта, неоднородность микроструктуры металла. Влияние состава транспортируемой среды Нефти представляют собой смесь различных углеводородов с неуглеводородными компонентами (спирты, фенолы, соединения серы, кислорода и др.). Если предельные и непредельные углеводороды совершенно инертны к металлам, то неуглеводородные компоненты вступают с металлом в химическую реакцию. Особенно опасны сернистые соединения (элементарная сера, сероводород, меркаптаны), которые являются причиной от 3 до 20% случаев коррозионного повреждения внутренней поверхности трубопроводов. Сернистые соединения нефти попадают при её переработке и в нефтепродукты. Широкое применение методов заводнения нефтяных пластов с целью поддержания пластового давления и интенсификации добычи нефти приводит значительному обводнению продукции скважин. Несмотря на то, что в процессе подготовки нефти на промыслах осуществляется её обезвоживание и обессоливание, определённое количество минерализованной воды попадает в магистральные трубопроводы и в резервуары, что приводит к их внутренней коррозии. На ряде месторождений (например, на полуострове Мангышлак) вода, применяемая для заводнения пластов, оказалась заражена сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). С водой они попадают и на объекты трубопроводного транспорта. Продуктом деятельности СВБ является сероводород, вызывающий разрушение внутренней поверхности металлических сооружений. Большую опасность в коррозионном отношении представляют также органические кислоты, образующиеся в результате окисления углеводородной и неуглеводородной составляющих товарных топлив при их хранении и применении. Таким образом, нефть и нефтепродукты в той или иной мере являются коррозионно активными. Подводя итоги вышесказанному, можно сделать неутешительный вывод, что коррозия трубопроводов процесс неизбежный. Однако человек, вооружённый знанием механизма коррозии, может затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспособности трубопроводов в течение достаточно длительного времени. 133 5.3. Основные способы защиты трубопроводов от коррозии Защитные покрытия для трубопроводов Все способы, продляющие срок службы трубопровода, можно условно разделить на четыре группы. Пассивная защита. Заключается в нанесении на поверхность трубы защитного изоляционного покрытия на основе битума, полимерных лент или напылённого полимера. Изоляционные покрытия должны обладать сплошностью, высокой диэлектрической способностью, адгезией, механической прочностью, водонепроницаемостью, эластичностью, биостойкостью, термостойкостью, долговечностью и недефицитностью. Введение в металл компонентов, повышающих коррозионную стойкость. Метод применяется на стадии изготовления металла. Одновременно из металла удаляются примеси, понижающие коррозионную устойчивость. Воздействие на окружающую среду. Метод основан на введение ингибиторов коррозии для дезактивации агрессивной среды. Активная защита. К этому методу относятся катодная, протекторная и дренажная защита. Покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям: обладать высокими диэлектрическими свойствами; быть сплошными; обладать хорошей адгезией (прилипаемостью) к металлу трубопровода; быть водонепроницаемыми; обладать высокой механической прочностью и эластичностью; высокой биостойкостью; быть термостойкими (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких температурах); конструкция покрытий должна быть сравнительно простой, а технология их нанесения – допускать возможность механизации; материалы, входящие в состав покрытия, должны быть недефицитными, а само покрытие – недорогим, долговечным. В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пёков, стеклоэмалевые покрытия и др. Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов получили покрытия на основе битумных мастик. 134 Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного применения. Сначала идёт слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтоплива. Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей адгезии, между поверхностью металла и основным изоляционным слоем – битумной мастикой. Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного – БНИ-IV-3, БНИ-IV, БНИ-V; строительного – БН-70/30, БН-90/10), наполнителей (минеральных – асбеста, доломита, известняка, талька; органических – резиновой крошки; полимерных – атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зелёного, автола). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150-180°С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия. Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной обёрткой (стеклохолстом, бризолом, бикарулом, обёрткой ПДБ и ПРДБ). При выборе типа и конструкции изоляционного покрытия исходя из следующих рекомендаций. Независимо от величины удельного электросопротивления грунтов усиленный тип изоляции применяется при прокладке трубопроводов диаметром 1020 мм и более и на всех трубопроводах при прокладке их: южнее 50-й параллели северной широты; в засоленных, заболоченных и поливных почвах любого района страны; на подводных переходах и в поймах рек, а также переходах через железные и автомобильные дороги, включая примыкающие участки на расстоянии по 20 м от насыпей; на территориях перекачивающих станций, включая примыкающие к ним участки трубопроводов по 250 м; на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака; на участках, где имеются блуждающие токи; на участках нефте- и иефтепродуктопроводов, прокладываемых параллельно рекам, каналам, озёрам, а также у населённых пунктов и промышленных предприятий; включая примыкающие участки длиной 1 000 м. Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40°С. 135 Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия из следующих материалов: - полиэтиленовых изоляционных липких лент; - поливинилхлоридных изоляционных липких лент; - эпоксидной порошковой краски; - напылённого полиэтилена и др. Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от температуры транспортируемого по трубопроводу продукта tn. Порошковые полиэтиленовые покрытия применяют при tn ≤ 70°С, эпоксидные – при tn ≤ 80°С; полиэтиленовые липкие ленты – при tn ≤ 70°С, поливинилхлоридные липкие ленты – при tn ≤ 40°С. Специально для изоляции «горячих» трубопроводов разработана полимерная лента ЛЭТСАР-ЛПТ (tn ≤ 120°С). Применяются и зарубежные полимерные ленты: Поликен 980-25, Плайкофлекс 440-25, Плайкофлекс 45-25 (США), Нитто 53-635, Фурукава Рапко НМ-2 (Япония). Температура их применения – не более 70°С. Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напылённого полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наряду с битумными широко применяются покрытия на основе липких лент. Они очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла, острые камешки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сплошность. С этой точки зрения хороши покрытия на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Однако с течением времени битумные мастики «стареют»: теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов. ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) разработал конструкцию изоляционного покрытия «Пластобит», лишённую указанных недостатков. Покрытие представляет собой комбинацию битумного и плёночного покрытий: на слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3-4 мм, которая сразу же обматывается поливинилхлоридной плёнкой без подклеивающего слоя, Величина нахлёста регулируется в пределах 3-6 см. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлёст, что обеспечивает герметизацию мест нахлёста. Полимерный слой в конструкции покрытия «Пластобит» играет роль своеобразной «арматуры», которая обеспечивает независимо от срока службы сохранение целостности основного изоляционного слоя – битумного. В свою очередь, прокол полимерной плёнки не приводит к нарушению целостности 136 покрытия, т. к. слой битумной мастики имеет достаточно большую толщину. Более того, опыт эксплуатации покрытия «Пластобит» показывает, что в местах мелких сквозных повреждений полимерной части имеет место «самозалечивание», выражающееся в вытекании части мастики через это отверстие и застывание её в виде грибка над местом повреждения. Покрытие «Пластобит» является технологичным с точки зрения нанесения, не требует значительной перестройки применяемой до настоящего времени технологии капитального ремонта, обладает высокими защитными качествами, которые, по утверждению разработчика, не ухудшаются со временем. Другим перспективным изоляционным материалом является «Асмол». Он обладает более высокими физико-механическими свойствами (пластичность, вязкость, адгезия и др.), а также имеет низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Вследствие этого и усовершенствованного процесса нанесения изоляции посредством движения асмольной камеры по трубопроводу происходит более качественное формирование слоя изоляции, что позволяет увеличить срок службы действующих трубопроводов до 35 лет и соответственно снижать себестоимость капитального ремонта. За рубежом все шире применяются изоляционные материалы на основе полиуретанов. Полиуретаны характеризуются высокими теплоизолирующими свойствами, малоизменяющимися при изменениях температуры и влажности. Они обладают значительной твёрдостью при хорошей эластичности, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию и царапанию, биоповреждениям. Наконец, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и обладают хорошей прилипаемостью к металлам. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остаётся некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в СНиП 2.05.06-85 отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ). 137 Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной. Катодная защита При катодной защите трубопровода положительный полюс источника постоянного тока (анод) подключается к специальному анодному заземлителю, а отрицательный (катод) – к защищаемому сооружению. Принципиальная схема катодной защиты показана на рисунке 39. Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1, поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный. Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подключён к защищаемому трубопроводу 4, а положительным – к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит. Рисунок 39 – Схема катодной защиты трубопровода: 1 – линия электропередачи; 2 – трансформаторный пункт; 3 – станция катодной защиты; 4 – трубопровод; 5 – анодное заземление; 6 – кабель Принцип действия катодной защиты аналогичен электролизу. Под воздействием электрического поля начинается движение электронов от анодного заземлителя к защищаемому сооружению. Теряя электроны, атомы металла анодного заземлителя переходят в виде ионов в раствор почвенного электролита, то есть анодный заземлитель разрушается. На катоде (трубопроводе) наблюдается избыток свободных электронов (восстановление металла защищаемого сооружения). 138 Протекторная защита Рисунок 40 – Схема протекторной установки: 1 – трубопровод; 2 – протектор; 3 – проводник; 4 – контрольно-измерительная колонка Принцип действия протекторной защиты аналогичен гальванической паре. Два электрода – трубопровод и протектор (изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) соединяются проводником. При этом возникает разность потенциалов, под действием которой происходит направленное движение электронов от протектора-анода к трубопроводу-катоду. Таким образом, разрушается протектор, а не трубопровод. Материал протектора должен отвечать следующим требованиям: 1. Обеспечивать наибольшую разность потенциалов металла протектора и стали; 2. Ток при растворении единицы массы протектора должен быть максимальным; 3. Отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного потенциала, к общей массе протектора должно быть наибольшим. Предъявляемым требованиям в наибольшей степени отвечают магний, цинк и алюминий. Эти металлы обеспечивают практически равную эффективность защиты. Поэтому на практике применяют их сплавы с применением улучшающих добавок (марганца, повышающего токоотдачу и индия – увеличивающего активность протектора). Электродренажная защита Электродренажная защита предназначена для защиты трубопровода от блуждающих токов. Источником блуждающих токов является электротранспорт, работающий по схеме «провод-земля». Ток от положительной шины тяговой подстанции (контактный провод) движется к двигателю, а затем через колеса к рельсам. Рельсы соединяются с отрицательной шиной тяговой под139 станции. Из-за низкого переходного сопротивления «рельсы-грунт» и нарушения перемычек между рельсами часть тока стекает в землю. Если поблизости находится трубопровод с нарушенной изоляцией, ток проходит по трубопроводу до тех пор, пока не будет благоприятных условий для возвращения к минусовой шине тяговой подстанции. В месте выхода тока трубопровод разрушается. Разрушение происходит за короткое время, поскольку блуждающий ток стекает с небольшой поверхности. Электродренажной защитой называется отведение блуждающих токов от трубопровода на источник блуждающих токов или специальное заземление (рис. 41). Рисунок 41 – Схема электродренажной защиты: 1 – трубопровод; 2 – дренажный кабель; 3 – амперметр; 4 – реостат; 5 – рубильник; 6 – вентильный элемент; 7 – плавкий предохранитель; 8 – сигнальное реле; 9 – рельс Контрольные вопросы к главе 5 1. К какому виду коррозии относятся газовая коррозия и коррозия в неэлектролитах? 2. Какие виды коррозии относятся к электрохимическим коррозионным процессам? 3. Перечислите основные виды местной коррозии. 4. Назовите основные причины коррозии трубопроводов. 5. Дайте краткую характеристику способам защиты трубопроводов от коррозии. 6. Какие предъявляются требования к покрытиям, применяемым при пассивной защите трубопроводов? 7. Принцип действия катодной защиты трубопровода. 8. Требования, предъявляемые к материалу протектора при использовании протекторной защиты трубопроводов. 9. Какие существуют источники блуждающих токов? Какие способы применяются для защиты трубопроводов от воздействия блуждающих токов? 140 Список рекомендуемой литературы 1. Васильев, Г. Г. Трубопроводный транспорт нефти. Т. 1 / Г. Г. Васильев [и др.]. – М. : Недра, 2002. – 406 с. 2. Толковый словарь терминов и понятий, применяемых в трубопроводном строительстве / Ю. А. Горяинов [и др.]. – М. : Лори, 2003. – 316 с. 3. Вайншток, С. М. Трубопроводный транспорт нефти. Т. 2 / С. М. Вайншток [и др.]; под общ. ред. С. М. Вайнштока. – М. : ООО «НедраБизнесцентр», 2004. – 621 с. 4. Шаммазов, А. М. История нефтегазового дела России : учеб. / А. М. Шаммазов [и др.]. – М. : Химия, 2001. – 316 с. 5. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела : учеб. / А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. – Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2007. – 544 с. 6. Беляева, В. Я. Нефтегазовое строительство : учеб. пособие для студентов вузов / В. Я. Беляева [и др.]; под общ ред. проф. И. И. Мазура и проф. В. Д. Шапиро. – М. : ОМЕГА-Л, 2005. – 774 с.: ил. 7. Алиев, Р. А. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р. А. Алиев [и др.]. – М. : Недра, 2012. 141 Алфавитный указатель Насосный способ эксплуатации скважины ..........................................36 Нефтебаза ............................................118 Нефть ....................................7, 15, 16, 20, 21, 31, 41, 42, 53, 55, 57, 60, 62, 100 Нефтеперекачивающая станция ...88, 92, 93, 99, 100, 101, 102, 103, 104, 107, 108, 109, 110, 111, 112 О Обессоливание ......................................59 Органическое вещество ... 11, 12, 13, 14, 15 Оптическая активность ..................15, 21 Относительная плотность ....................16 Относительный удельный вес .............16 П Парафины ........................................20, 47 Пассивная защита ...............................134 Перевалочно-распределительная нефтебаза ........................................118 Перекачка ........... 110, 111, 112, 117, 118 перекачка с подключенным резервуаром ....................................111 перекачка через резервуар ............111 перекачка из насоса в насос..........112 Плотность ......... 16, 17, 22, 23, 29, 35, 36 Подземное газохранилище ................125 Предел взрываемости ...........................25 Протекторная защита .........................139 А Абсорбция .................................60, 71, 73 Автомобильный транспорт.................. 28 Адсорбция ............................................. 71 Активная защита ................................ 141 В Внутритрубная деэмульсация ............. 58 Водный транспорт ................................ 26 Водонефтяная эмульсия....................... 57 Воздушный транспорт ......................... 29 Вязкость...........................................18, 24 Г Газ ... 23, 42, 45, 57, 70, 71, 114, 115, 117 Газлифтный способ эксплуатации скважины .......................................... 36 Газораспределительные станции ...... 115 Гидраты ................................................. 25 Гравитационное холодное разделение ........................................................... 57 Групповая замерно-сепарационная установка ........................40, 41, 42, 43 Д Дегазация........................................... 9, 51 Десорбер ....................................72, 76, 77 Динамическая вязкость ........................ 18 Допустимый кавитационный запас .. 105 Ж Железнодорожный транспорт ............. 25 З Забой скважины .................................... 35 И Индивидуальная замерносепарационная установка ............... 40 К Катодная защита ................................. 145 Кинематическая вязкость .................... 18 Коррозия ......................................130, 131 Критическое давление ......................... 26 Критическая температура ..............21, 24 Л Линейные сооружениям МН ............. 108 М Масляный пылеуловитель ................... 69 Молекулярный вес ............................... 17 Н Насос .................................................... 105 Р Разработка месторождения..................31 Распределительная нефтебаза ...........119 Растворимость.................................21, 24 Регазификация ....................................117 Ректификация......................60, 62, 63, 65 С Сепаратор ....... 38, 43, 51, 54, 76, 77, 106 Система сбора газа .........................66, 67 Стабилизация ........................................59 Сырая нефть ..........................................15 Т Температура застывания ......................20 Температура начала кристаллизации .20 Температура помутнения.....................20 Температурой воспламенения .............19 142 Температурой вспышки ....................... 19 Теплоемкость ........................................ 24 Теплота сгорания .................................. 24 Товарная нефть ..................................... 15 Трубопроводный транспорт ..........27, 79 У УВ ......................7, 8, 9, 10, 12, 13, 14, 15 Установка комплексной подготовки нефти...........................................65, 66 Условная вязкость ................................ 18 Ф Фильтрация ........................................... 58 Флуоресценция ..................................... 21 Фонтанный способ эксплуатации скважины ..........................................36 Х Химическая коррозия .........................130 Ц Циклонные пылеуловители ...........69, 70 Э Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ................................35 Электродренажная защита ................139 Электрохимическая коррозия ...........130 143 Учебное издание Полубоярцев Евгений Леонидович Исупова Екатерина Владимировна Трубопроводный транспорт нефти и газа Учебное пособие Редактор А. Ю. Васина Технический редактор Л. П. Коровкина План 2014 г., позиция 140. Подписано в печать 15.12.2014 г. Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman. Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная. Усл. печ. л. 8,4. Уч.-изд. л. 7,8. Тираж 120 экз. Заказ №291. Ухтинский государственный технический университет. 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13. Типография УГТУ. 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.
