Лекция № 1 - Институт сервиса и технологий

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
“Южно-Российский государственный университет экономики и сервиса”
(ФГБОУ ВПО “ЮРГУЭС”)
Кавминводский институт сервиса (филиал)
(КМВИС ФГБОУ ВПО “ЮРГУЭС”)
Тихонов А.А., Лавриненко О.В.
Транспортировка, хранение и реализация продуктов нефтегазового комплекса
конспект лекций для студентов специальности 100101.65 «Сервис»
Пятигорск
2013 г.
УДК 662
ББК 25.34
Т/Л 46
Кафедра «Сервис»
Составитель:
ассистент кафедры «Сервис» Тихонов А.А., Лавриненко О.В.
Рецензент:
профессор кафедры «Сервис»
д.т.н. Гаджиев С.Ш.
Т/Л 46 Тихонов А.А., Лавриненко О.В. Транспортировка, хранение и реализация продуктов
нефтегазового комплекса, конспект лекций для студентов специальности 100101.65 «Сервис»
Пятигорск: КМВИС ФГБОУ ВПО «ЮРГУЭС», 2012г.- 31с.
Курс лекций по дисциплине «Транспортировка, хранение и реализация продуктов
нефтегазового комплекса» предназначен для студентов направления подготовки 100101
«Сервис на предприятиях нефтегазового комплекса». Курс лекций соответствует рабочей
программе дисциплины.
Курс лекций печатается по решению научно-методического совета КМВИС ФГБОУ ВПО
«ЮРГУЭС» для внутривузовского издания (протокол № 4 от 08.02.2013 г.)
© КМВИС ФГБОУ ВПО «ЮРГУЭС»
© Тихонов А.А., Лавриненко О.В.
2
Содержание
Лекция № 1. Общие сведения о транспорте и нефтепродуктах………………………………….4
Лекция № 2. Железнодорожный транспорт. Водный транспорт……………………………..…4
Лекция № 3. Виды резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов………………..……...9
Лекция № 4. Неметаллические резервуары (железобетонные резервуары)……………..……..9
Лекция
№
5.
Неметаллические
резервуары
(резинотканевые
резервуары,
подводные
резервуары)………………………………………………………………………………………….11
Лекция № 6. Перекачка термообработанной нефти……………………………………………...11
Лекция № 7. Перекачка нефти с присадками……………………………………………………..12
Лекция № 8. Общие сведения о транспорте газа……………………………………...………….13
Лекция № 9. Компрессорные станции газопроводов…………………………………………….14
Лекция № 10. Одоризация газа…………………………………………………………………….14
Лекция № 11. Бурение нефтяных и газовых скважин. Способы бурения скважин…...……….15
Лекция № 12. Сверхглубокое бурение……………………………………...…………………….19
ПРИЛОЖЕНИЕ А…………………………………………………………………………………..29
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………………..30
3
Лекция № 1. Общие сведения о транспорте и нефтепродуктах (2 часа).
Развитие народноrо хозяйства связано со значительным рocтом потребления нефти,
нефтепродуктов и газа. Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше
200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел. Газ используют в металлургии,
на электростанциях и в других областях как наиболее дешевый вид топлива. Бесперебойная
работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной поставки нефтепродуктов.
Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным,
железнодорожным и автомобильным транспортом, а также сетью нефтебаз, газохранилищ,
бензогазораздаточных станций. Каждый вид транспорта используется в зависимости от
развития соответствующих транспортных путей, от объема перевозок, характера нефтегpузов,
от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов (ИЛЗ), нефтебаз и
основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель:
при минимальных затратах сократить сроки доставки и полностью исключить нерациональные
перевозки. При выборе вида транспорта во внимание принимаются как недостатки, так и
преимущества данного вида. Известно, что удельные затраты тем меньше, чем больше
мощность транспортной мaгистрали. Однако нельзя пренебрегать и такими факторами, как
сезонность работы и расстояние перевозки. Например, водным транспортом, который дешевле
железнодорожного, можно перевозить только в навигационный период, автомобильным в
некоторых районах до наступления распутицы, а железнодорожным и трубопроводным
практически круглый год. При перевозках на короткие расстояния достаточно экономично
пользоваться автомобильным транспортом. В случае доставки нефтепродуктов на весьма
большие расстояния, когда не удается ограничиться одним видом транспорт приходится
передавать нефтегpуз с одного вида транспорта на другой. Перемещение гpузов несколькими
видами транспорта называется смешанными перевозками.
4
Лекция № 2. Железнодорожный транспорт. Водный транспорт (2 часа).
Железнодорожный транспорт.
Железнодорожным транспортом перевозят все виды нефтепродуктов, нефть и сжиженные
газы. В общем объеме перевозок на eгo долю приходится около 40 %. Нефть и нефтепродукты
перевозятся по железным дорогам, как правило, в вагонax - цистернах. Только небольшая часть,
около 2 %, транспортируется в мелкой таре в бочках, контейнерах и бидонах. для
тpaнcпортировки отдельных видов масел, смазок и небольших партий светлых и темных
нефтепродуктов используются крытые вагоны. Отличительная особенность железнодорожных
перевозок - это возможность доставки нефтегpузов в любое время года, благодаря чему
большинство распределительных баз расположено на железнодорожных магистралях. Однако
железнодорожный транспорт имеет существенные недостатки.
К ним относятся: большие капиталовложения при строительстве новых и peконструкции
действующих путей; относительно высокие эксплyатaционные расходы на перевозку нефти по
сравнению с другими видами транспорта (в 2 раза дороже водного и трубопроводного).
Нефть и нефтепродукты перевозятся в железнодорожных цистернах грузоподъемностью
25, 50, 60, 90 и 120 т. Наибольшее распространение имеют четырехосные цистерны объемом 50
и 60 м3. вагоны - цистерны формируют в поезда, называемыми наливными маршрyтaми.
Цистерны оборудуются универсальными сливными приборами. Они устанавливаются в нижней
части котла цистерны и обеспечивают полный слив нефтепродукта, для ограничения
максимально допустимого давления и вакуума в железнодорожных цистернах, сверх которых
могут возникнуть опасные напряжения в стенке котла, цистерны снабжают пружинными
предохранительными клапанами. Цистерны, предназначенные для перевозки высоковязких
застывающих нефтепродуктов, оборудуют наружными паровыми рубашками или внyтpенними
устройствами для подогрева. Паровая рубашка обеспечивает подогрев (подплавление)
погpаничногo слоя заcтывшего нефтепродукта без разогрева остальной eгo массы. Цистерны с
внyтpенними подогревателями обычно снабжены наружной теплоизоляцией (цистерны термосы) для уменьшения тепловых потерь, когда цистерна находится в пути.
Для перевозки битума как весьма тугоплавкого нефтепродукта применяют специальные
железнодорожные
вагоны,
называемые
бункерными
полувагонами.
Особенность
их
заключается в том, что они состоят из четырех бункеров с паров ой рубашкой (объемом по 11,8
м3, установленных на раме вaгoнa. Опорные точки бункера расположены таким образом, что в
заполненном состоянии eгo центр тяжести находится выше этих точек и бункер легко
опрокидывается (при освобождении зaxвaтoв). Битум вываливается в затвердевшем виде на
разгрузочную площадку, а затем после опорожнения бункер возвращается в первоначальное
вертикальное положение. По железной дороге нeфтeпродукты перевозят также и в контейнерах.
Контейнеры представляют собой небольшие цистерны грузоподъемностью 2,5 И 5 т. их
5
устанавливают на железнодорожных платформах и по прибытии к месту назначения в
заполненном виде перегружают кранами на грузовые машины. В цистернах - контейнерах
перевозят главным образом масла и смазки. Поскольку масла и смазки имеют высокую
вязкость, контейнеры снабжены паровыми рубашками для подогpeва нeфтeпродуктов при их
опорожнении. Слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, прибывающие на
нефтебазу, производится на специальных сливно-наливных устройствах (эстакадах).
На нефтебазу цистерны подают по подъездным железнодорожным путям, которые
примыкают к железнодорожным магистралям у ближайшей станции. В зависимости от
характера проводимых операций подъездные железнодорожные пути разделяют на основные,
предназначенные для слива и налива нефти и нефтепродуктов; вспомогательные для разгрузки
или погрузки тарных грузов и дрyгиx вспомогательных материалов; обгонные для маневровых
работ. На основных железнодорожных путях размещают устройства для сливно-наливных
операций, которые вместе с ними называются сливно-наливным фронтом.
Нефтепродукты всех видов перевозят по железным дорогам в соответствии с «Правилами
перевозок
грузов»
железнодорожных
МПС.
цистерн
Этими
в
правилами
маршруты,
предусмотрен
условия
порядок
перевозок
формирования
нефтегрузов,
подачи
железнодорожных маршрутов под слив и налив на эстакады, правила сдачи наполненных
маршрутов по железной дороге, нормы времени на погpузочно - разгрузочные операции, а
также основные требования к технической эксплуатации.
Водный транспорт.
Водным транспортом перевозят нефть, нефтепродукты и сжиженные raзы. Водный
транспорт подразделяется на морской и речной. Он осуществляет перевозку нефти и
нефтепродуктов как внутри страны, так и за ее пределами. На долю водного транспорта
приходится около 13 % от общего объема перевозок нефтегpузов. По сравнению с
железнодорожным водный транспорт тpeбует меньшего расхода топлива на единицу перевозок,
xapaктeризуется небольшой численностью обслуживающего персонала, меньшими затратами
металла на единицу гpузоподъемности и небольшой собственной массой по отношению к массе
перевозимoгo груза.
Морским
транспортом
внyтpи
России
основные
перевозки
нефтепродуктов
осуществляются в Каспийском, Черном, Азовском, Балтийском, Японском и Охотском морях.
К преимуществам морского транспорта относятся низкая себестоимость перевозки нефти
за счет использования судов большой гpузоподъемности на дальние расстояния.
Речным
транспортом
доставляются
нефтепродукты
на
многие
нефтебазы,
расположенные на реках. Протяженность cyдоходных рек в России составляет около 150 тыс.
км.
6
К преимуществам речного транспорта относится высокая пропускная способность речных
путей и возможность перебрасывать флот из одного речного бассейна в другой. Для отдельных
районов Якутии, Тюмени, Омской и Новосибирской областей речной транспорт является
основным способом доставки нефтепродуктов.
К отрицательным свойствам речного транспорта можно отнести то, что на зимний период
прекращаются речные перевозки. Это приводит к созданию межнавигационных запасов нефти в
перевалочных пунктах или у потребителей. Приходится coopyжать крупные резервуарные
емкости на промыслах, НПЗ и водных нефтебазах для соответствующего накопления и
длительного хранения нефти.
К недостаткам речного транспорта также относятся нecoвпадения географического
расположения сети с наполнением нефтяных грузопотоков, что удлиняет расстояние перевозки,
и малая, скорость нефтеналивных судов по сравнению с другими видами транспорта.
Нефтеналивные суда подразделяют на морские (танкеры), речные, озерные и смешанного
плавания, а также самоходные и несамоходные.
Самоходные (танкеры) имеют машинные отделения; Hecaмоходные суда (баржи)
передвиrают, при помощи буксиров различной мощности.
Нефтеналивное судно характеризуется следующими показателями:
1) осадкой судна - глубиной на которую погрузилось судно; осадку определяют по
положению ватерлинии. Ватерлиния делит судно на надводную и подводную части и
называется порожней (лёгкой) ватерлинией, соответствующей порожнему судну; ватерлиния:.
соответствующая осадке судна с максимальным грузом, называется грузовой ватерлинией;
2) водоизмещением - равным массе воды, вытесненной груженым судном до грузовой
ватерлинии (при суммарной массе судна и груза);
3) грузоподъемностью - массой транспортируемого груза; .
4) дедвейтом - полной массой груза, включающей тpaнcпортируемую массу и гpуз для
собственных нужд (вода, топливо, бaгаж и продовольствие), который может быть принят
судном без потери своей плавучести и остойчивости и при сохранении скорости хода;
5) остойчивостью - способностью судна не переворачиваться, а возвращаться в своё
положение при крене, в которое оно приводится волной, ветром или неравномерной нaгpузкой.
Наклон судна в поперечном направлении, т.е. в сторону одного из eгo бортов, называется
креном, а наклон в продольном направлении, т.е. в сторону носа или кормы дифферентом;
6) непотопляемостью - способностью судна держаться на воде при пробоинах в корпусе.
Она тем больше, чем больше в нем перегородок, разделяющих судно на отдельные
герметичные отсеки. При отсутствии перегородок жидкий гpуз при крене или дифференте
получает возможность перетекать в сторону наклона судна, увеличивая крен за пределы,
обеспечивающие остойчивость, что в результате может привести к переворачиванию судна. Во
7
избежание крена зaгpузку и выгрузку отсеков (танков) производят по определенной
очередности.
Танкеры и баржи различаются как по грузоподъемности, так и по их конструкции. По
конструктивной схеме нефтеналивное судно представляет собой стальной каркас (с
поперечными и продольными связями), к которому крепится обшивка. В кopпуce танкера
различают три основные части - среднюю, носовую, кормовую.
Средняя часть танкера в связи с пожарной безопасностью отделена от носа и кормы
сдвоенными непроницаемыми переборками, образующими свободную полость, которая
называется коффердам. Коффердам заливают обычной водой, чтобы создать надежную
изоляцию опасной зоны судна от дрyгих eгo частей. Средняя часть танкера при помощи
непроницаемых переrородок разделена на отсеки (танки), в которые заливают нефтепродукт.
Танки сообщаются между собой через специальные клинкеты установленные в нижней части
перегородок, которые открываются во время налива или выкачки нефтегруза. Управление
клинкетами выведено на палубу судна.
Наличие отдельных отсеков повышает остойчивость тaнкeра. При аварии с одним танком
(пробоина или пожар) остальные танки остаются в защищенном состоянии.
Для выполнения операций по выкачке нефтегрузов, а также для внyтpенних перекачек
,служит насосное (машинное) отделение, которое оборудовано грузовыми насосами. В носовой
части имеются сухогрузный трюм для перевозки нефтепродуктов в таре и сухих грузов, а также
отделение для хозяйственных грузов.
Налив и откачка нефтепродуктов, производится по системе трубопроводов, соединяющих
машинное отделение с отсеками.
При наливе следят, чтобы танки были залиты полностью во избежание самопроизвольного
перемещения нефтепродуктов при перекачке танкера. Перемещение нефтепродукта при
перекачке может вызвать большие гидравлические удары и вероятность Haрушения прочности
стенок. На корме размещены машинное отделение, топливные баки, жилые помещения.
Озерно-речные танкеры в отличие от морских имеют меньшую осадку (вследствие малых
речных глубин), чем и объясняется их малая грузоподъемность (10 - 12 тыс.).
Танкеры не имеют возможности причаливать к бepery и стоят в рейде. В этом случае
нефтегрузы перегружают на лихтеры, грузоподъемность которых доcтигaeт 100 т. Лихтеры
бывают самоходные и несамоходные.
Для перевозки вязких нефтепродуктов баржи оборудованы подогревателями, причем пар
для этих целей подается с буксира или специальных плавучих насосных станций.
В настоящее время применяют смешанные перевозки. Разновидность гpузовых судов
смешанного плавания - нефтерудовозы. Руду загружают в центральный трюм, а нефтепродукты
заливают в бортовые цистерны - по четыре с каждого борта. У нефтерудовоза нет «холостых»
8
пробегов, неизбежных для танкера или рудовоза. Так, в Швецию они доставляют нефть, а
обратно возвращаются с рудой.
При, перевозке нефтепродуктов по водным магистралям
coблюдаются правила
Министерства Mopcкoгo и речного флота. Этими правилами предусмотрены порядок
подготовки судна к наливу, погрузочно-разгрузочных операций, условия перевозки при
различных температурных режимах, требования к герметичности систем и другим мерам
технической эксплуатации; установлен также порядок замера количества груза и оформления
грузовых документов.
9
Лекция № 3. Виды резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов (4 часа).
Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы
и размеров. Резервуары являются наиболее ответственными сооружениями, в них хранятся в
больших количествах ценные жидкости.
В зависимости от материала, из котopoгo они изготавливаются, резервуары делятся на
металлические и неметаллические.
Металлические сооружают преимущественно из стали, иногда из алюминия. К
неметаллическим относятся железобетонные и пластмассовые резервуары.
Резервуары
бывают
по
форме:
вертикальные
цилиндрические,
горизонтальные
цилиндрические, прямоугольные, каплевидные и др.
По схеме установки резервуары делятся на: наземные у которых днище находится на
уровне или выше планировочной отметки прилегающей площадки; подземные, когда
наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей планировочной отметки
прилегающей площадки (В пределах 3 м), не менее чем на 0,2 м.
Резервуары сооружают различных объемов - от 5 до 120 000 м3. Для хранения светлых
нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с
бензоустойчивым внyтpенним покрытием - листовой стальной облицовкой и др. Для нефти и
темных нефтепродуктов применяют в основном железобетонные резервуары. Хранение
смазочных масел осуществляется в стальных резервуарах.
Расстояния между резервуарами принимают равными: для резервуаров с плавающими
крышами не менее 0,5 диаметра; для резервуаров со стационарными крышами и понтонами 0,65
диаметра; для резервуаров со стационарными крышами, но без понтонов - 0,75 диаметра.
Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота
которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости.
Лекция № 4. Неметаллические резервуары (железобетонные резервуары) (2 часа).
Неметаллическими называются такие резервуары, у которых несущие конструкции
выполнены из неметаллических материалов. К ним относятся железобетонные и резервуары из
резинотканевых или синтетических материалов, применяемых в качестве передвижных
емкостей, а также подводные резервуары.
Железобетонные резервуары (рис. 4.1) подразделяются на резервуары для мазута, нефти,
масел и светлых нефтепродуктов. Нефть и мазут практически не оказывают химического
воздействия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол
тампонировать мелкопористые материалы, поэтому не требуется специальная защита стенок,
днищ и покрытия резервуаров.
10
Рис. 4.1 - Монолитные цилиндрические железобетонные резервуары:
а - емкостью 3000 м3 для нефти и темных нефтепродуктов; б - емкостью 200 м3 для
светлых нефтепродуктов и масел: 1 - покрытие; 2 - днище; 3 - отверстия для оборудования; 4 днище; 5 - деформируемый шов; 6 - приямок, 7 - сборные плиты покрытия; 8 - трубопровод; 9 металлическая решетка; 10 – люк - лаз; 11 - блок световой; 12 - подготовка из бетона мapки 75,
δ = 100 мм; 13 - цементная стяжка, δ = 10 мм; 14 - два слоя гидроизола на битуме марки V; 15
- жирная глина. δ = 150 мм; 16 - растительный слой, δ = 240 мм; 17 - металлическая
облицовка; 18 - гидрофобный грунт, δ = 30 мм; 19 - хлорвиниловая прокладка.
При хранении масел во избежание их зaгpязнения внутренние поверхности резервуаров
защищают различными облицовками. То же самое относится и к резервуарам для светлых
нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон.
Железобетонные резервуары обладают еще рядом преимуществ. При хранении в них
подогреваемых вязких нефтей медленнее происходит их остывание за счет малых теплопотерь,
а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от
испарения, так как резервуары при подземной ycтaновке менее подвержены солнечному
облучению.
Стенки
железобетонного
резервуара
состоят
из
предварительно
напряженных
железобетонных панелей; швы между стеновыми панелями замоноличивают бетоном.
Кольцевую apмaтyру на стенку резервуара навивают при помощи арматурно - навивочной
машины. Покрытие выполняется из сборных железобетонных предварительно напряженных
ребристых плит, опирающихся на кольцевые балки.
11
Лекция № 5. Неметаллические резервуары (резинотканевые резервуары, подводные
резервуары) (2 часа).
Резинотканевые
резервуары
предназначены
для
хранения
и
транспортировки
автомобильного бензина реактивного топлива, дизельного топлива, масел. Резервуары
представляют собой замкнутую оболочку в виде подушки с вмонтированной в нее арматурой.
Оболочка состоит из внутреннего масло- бензостойкого резинового слоя, полиамидной пленки,
капронового силового слоя и наружного атмосферостойкого резинового слоя.
Подводные резервуары представляют собой емкости (рис. 5.1), погруженные в воду.
Рис. 5.1 - Подводный резервуар переменной плавучести:
1 - патрубок для отвода воздуха; 2 - трубопровод для залива нефтепродуктов; 3 - насос; 4 шланг для подачи сжатого воздуха; 5 - насосная; 6 - нефтепродуктопровод; 7 - плавающая
кровля; 8 - крыша; 9 - обечайка; 10 - нефтепродукт; 11 - водная подушка; 12 - защитный бон.
Принцип подводного хранения нефтепродуктов основан на том, что плотность
нефтепродуктов меньше плотности воды, и они практически не смешиваются. Поэтому многие
конструкции резервуаров запроектированы без днища в виде колокола. Продукт здесь хранится
на водяной подушке. По мере откачивания продукта резервуар заполняется водой. В резервуар
продукт закачивается под давлением насосами, а забирают eгo под давлением столба воды,
находящейся над резервуаром.
По степени погружения в воду подводные резервуары делятся на донные стационарные и
плавающие переменной плавучести. Подводные резервуары бывают железобетонные, из
эластичных синтетических или резинотканевых материалов, а также металлические.
Лекция № 6. Перекачка термообработанной нефти (2 часа).
В настоящее время у нас и за рубежом добывают нефти, обладающие высокой вязкостью
(при обычных температурах) или содержащие большое количество парафина. Перекачка таких
нефтей
по
трубопроводам
обычным
способом
затруднена.
Для
осуществления
их
транспортировки применяют следующие способы повышения текучести нефтей: смешение
вязких с маловязкими и совместная их перекачка; смешение и перекачка с водой;
12
термообработка вязких нефтей и последующая их перекачка; перекачка предварительно
нагретых нефтей; добавление присадок депрессаторов в нефти.
В настоящее время транспорт таких нефтей по трубопроводам осуществляется всеми
перечисленными способами. Однако выбор способа перекачки должен быть обоснован
технико-экономическим расчетом.
Перекачка термообработанных нефтей. Тепловая обработка (нaгpeв) с целью изменения
реологических свойств нефти называется термообработкой. Она заключается в следующем.
Нефть нагревают до некоторой температуры, а затем охлаждают с заданной скоростью.
температуру нaгpeвa и скорость охлаждения подбирают лабораторным путем для каждого
нефтепродукта. В результате этоrо резко снижаются вязкость и температура застывания
термообработанной нефти. Если эти параметры сохраняются низкими значительное время
(одни нефти восстанавливают свои свойства за 3 суток, другие за 20 суток), то нефть можно
перекачивать по трубопроводу как обычную маловязкую жидкость.
Предварительная термообработка нефти применяется на магистральном нефтепроводе в
Индии.
Лекция № 7. Перекачка нефти с присадками (2 часа).
Наиболее распространенный способ трубопроводного транспорта вязких нефтей перекачка предварительно нaгpетых нефтей - так называемая горячая перекачка. При этом
способе нефть нагревается на головном пункте трубопровода и насосами закачивается в
магистраль. Через каждые 25....100 км по длине трассы устанавливаются промежуточные
тепловые станции, где остывшая нефть вновь подогревается.
Нефть с промысла (рис. 7.1) по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 головной
перекачивающей станции. Резервуары оборудуются подогревательными устройствами, с
помощью которых поддерживается температура нефти. Насосы 3 прокачивают нефть через
дополнительные подогреватели 4.
В резервуарах применяют, как правило, паровые подогреватели змеевикового или
секционного типа. Подогреватели для потока нефти бывают паровыми или огневыми и
устанавливаются до насосов или после них.
Рис. 7.1 - Принципиальная схема горячего магистрального трубопровода.
13
Через подогреватели можно про пускать всю перекачиваемую нефть, повышая ее
температуру до заданной. Иногда через подогреватели перекачивают только часть нефти,
нагревают ее до более высокой температуры чем расчетная, а на выходе из станции смешивают
с холодным потоком, получая заданную температуру подогрева.
После теплообменных аппаратов 4 нефть поступает в ocновные насосы 5 и закачивается в
магистраль. По мере движения по трубе она остывает. Чтобы можно было транспортировать
нефть на значительные расстояния, ее по пути подогpевaют на промежуточных станциях 6 и 7.
Если нефть транспортируется на большое расстояние, то, кроме тепловых, сооружаются и
промежуточные насосные станции 8, как правило, совмещенные с тепловыми станциями 9. На
схеме 10 и 11 - еще две промежуточные тепловые станции и сырьевой парк 12
нефтеперерабатывающего завода. В мире эксплуатируется свыше 60 магистральных
трубопроводов, по которым перекачивается подогретая нефть.
Лекция № 8. Общие сведения о транспорте газа (4 часа).
В общее понятие «транспорт газа» входит транспорт газа в сжиженном и газообразном
состоянии. Способы транспорта этих газов существенно отличаются друг от друга. Сжиженные
углеводородные газы (смесь пропана, бутана, изобутана) отличаются тем, что при небольшом
давлении и нормальной температуре их можно транспортировать и хранить в жидком виде.
Сжиженный газ занимает объем примерно 1/250 cвoeгo первоначального объема, поэтому eгo
можно
транспортировать
всеми
видами
транспорта:
железнодорожным,
водным,
автомобильным, трубопроводным (в баллонах и съемных емкостях). На месте доставки емкости
подключают к разводящим сетям.
В отличие от сжиженного природный газ сохраняет свои свойства при положительных
температурах и различных давлениях и транспортируется исключительно по магистральным
газопроводам и разводящей газовой сети. Однако при отрицательных температурах и давлении
～ 5 МПа (занимая при этом значительно меньший объем) технически возможно и
экономически выгодно транспортировать сжиженный природный газ по магистральным
трубопроводам. Для этого требуется сооружение заводов сжижения газов и применение
специальных трубных сталей для низкотемпературных жидкостных газопроводов, а также
сооружение низкотемпературных хранилищ.
Магистральный газопровод во мнoгoм тождествен магистральному нефтепроводу.
Конструкции трубопроводов почти одинаковы. Что касается перекачивающих станций, то
компрессорные станции газопровода во мнoгoм аналогичны насосным станциям нефтепровода.
Диаметры газопроводов больше, чем нефтепроводов.
Особенностью
магистрального
газопровода
является
поддержание
значительного
давления в конце перегона. Если на нефтепроводе начальное давление нефти 5 МПа снижается
14
к концу перегона практически до нуля, то на газопроводе давление в конце поддерживается на
уровне ～ 2 МПа.
К
особенностям
магистральных
газопроводов
относится
также
необходимость
специальных мер по предотвращению образования гидратных пробок и мероприятий,
связанных со взрывоопасностью газа, а также высокие требования к бесперебойности
перекачки, так как длительная остановка газопровода вызывает немедленную остановку добычи
в начальном пункте.
Лекция № 9. Компрессорные станции газопроводов (4 часа).
На головной станции газопровода газ, поступающий с промысла проходит обычно
следующий путь:
1) сепараторы, в которых он очищается от жидкости, песка и других загрязнений;
2) регулятор давления «после себя», который поддерживает на всасывании компрессора
расчетное давление, и счетчик для замера количества поступающего газа;
3) приемный коллектор;
4) компрессоры, которые сжимают газ до давления, необходимого для перекачки eгo до
следующей станции; каждый компрессор снабжен предохранительным клапаном, обводом,
продувки и обратным клапаном на выкиде;
5) выкидной коллектор;
6) маслоотделители, удаляющие из него смазочное масло, увлеченное газом из
компрессора;
7) холодильники охлаждающие газ, нaгpетый в компрессорах при сжатии;
8) сепараторы для удаления из газа жидкости, сконденсировавшейся в холодильниках;
9) установка для сушки газа, где с помощью определенного поглотителя из газа удаляется
оставшаяся после сепаратора влaга;
10) одоризатор, в котором сильно пахнущими веществами (одорантами) газу сообщается
резкий запах, облегчающий eгo обнаружение;
11) диафрагмовый счетчик для учета перекачиваемого газа;
12) обводная линия для пропуска газа в обход компрессоров.
Лекция № 10. Одоризация газа (4 часа).
Природный газ, очищенный от сероводорода не имеет ни запаха ни цвета, поэтому
обнаружить утечку eгo довольно тpyдно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и
использования газа eгo одорируют, т.е. придают ему неприятный запах. Для этой цели в газ
вводят специальные компоненты - одоранты.
15
Реагенты, используемые для одоризации горючих газов, должны обладать следующими
свойствами:
- сильным резким, характерным неприятным запахом;
- физиологической безвредностью;
- не должны aгpессивно действовать на металлы газовых сетей;
- возможно, меньшей растворимостью в воде и других веществах, способных
конденсироваться в газопроводе;
- не должны слишком сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должны создавать
стойкий, медленно исчезающий запах;
- продукты сгорания одоранта не должны заметно yxyдшать санитарно-гигиенические
условия в кухнях и других помещениях, где газ сжигается открытым пламенем;
- не должны быть слишком дорогими.
Изложенным требованиям удовлетворяют следующие вещества: этилмеркаптан, сульфан,
метилмеркаптан, пропилмеркaптан, колодорант, каптан, пенталарм. Все эти вещества в
обычных условиях являются жидкими. Наибольшее распространение получил этил меркаптан
(C2H5SH). Средняя норма этил меркаптана ～ 16 г на 1000 м3 газа для получения необходимого
резкого запаха. Одорант в газ вводят на одоризационных установках двух видов: прямого
действия и параллельно включенных. В первом случае одорант подается в газопровод
непосредственно, а во втором случае он вводится в параллельную ветвь газопровода по которой
течет часть газового потока. По способу действия одоризаторы разделяются на капельные,
фитильные и барботажные.
Капельный одоризатор подает жидкий одорант каплями или тонкой струей в газопровод,
где он и испаряется, смешиваясь с газом.
Фитильный одоризатор снабжен фитилями из фланели, частично погруженными в жидкий
одорант. Поднимаясь по фитилю, одорант испаряется с наружной eгo части и в виде паров
смешивается в одоризаторе с газом.
В барботажных одоризаторах газ проходит сквозь слой жидкого oдopaнта, что ведет к
испарению последнего и к насыщению газа eгo парами. В одоризаторах всех трех типов
предусматривается автоматическое регулирование подачи одоранта в газ в целях точной
дозировки смеси.
Лекция № 11. Бурение нефтяных и газовых скважин. Способы бурения скважин.
(4 часа).
Бурение нефтяных и газовых скважин. Бурение - это процесс сооружения скважины путем
разрушения горных пород.
16
Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в
нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой,
а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние
от устья до забоя по оси ствола, а глубина -проекция длины на вертикальную ось. Длина и
глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у
наклонных и искривленных скважин.
Элементы конструкции скважин приведены на рис. 11.1. Начальный участок 1 скважин
называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород,
его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом.
Сначала бурят шурф-колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем
в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между
стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.
Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Глубина спуска направления
составляет от 5 до 40 м., а диаметр спущенных труб составляет 426 мм.
Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм.
Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой I, состоящей из свинченных стальных
труб, которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют.
С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы,
осложняющие процесс бурения.
Рис. 11.1 - Конструкция скважины:
1 — обсадные трубы; 2 — цементный камень; 3 — пласт; 4 — перфорация в обсадной трубе и
цементном камне; I — направление; II — кондуктор; III — промежуточная колонна; IV —
эксплуатационная колонна.
17
Глубина спуска кондуктора составляет от 200 до 800 м., а диаметр спущенных труб
составляет 325 мм.
После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной
глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости
перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной
скважиной.
В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую
промежуточной. Диаметр спущенных труб составляет 219 мм. Если продуктивный пласт, для
разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество
промежуточных колонн может быть больше одной.
Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Диаметр
спущенных труб составляет 146 мм. Эксплуатационная колонна предназначена для подъема
нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный
пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в
вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой
эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.
Способы бурения скважин.
Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.
Классификация способов бурения на нефть и газ приведена в таблице 11.1
Таблица 11.1 - Способы бурения на нефть и газ
По способу воздействия на горные механическое
породы
Ударное
Вращательное
Роторное
с забойным
двигателем
Винтовой двигатель
электробур
Турбобур
Немеханическое
Гидравлическое
Термическое
Взрывное
Электрофизическое
По характеру разрушения горных
пород на забое
Сплошное
Колонковое
По типу долота
режуще-скалывающего действия
дробяще-скалывающего действия
Лопастные
Шарошечные
режуще-истирающего действия
Алмазные
Твердосплавные
18
По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое
бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на
горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без
непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические
способы
(гидравлический,
термический,
электрофизический)
находятся
в
стадии
разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.
Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.
При
ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1,
подвешенным на канате (рис. 11.2). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и
канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5,
установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное
движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6. По мере углубления
скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота
во время работы.
Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически
извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в
дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и
разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При
подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.
По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и
бурение продолжается. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают
обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.
В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в
нашей стране не применяют.
Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При
данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на
которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с
поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или
от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного
непосредственно над долотом.
Турбобур — это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью
нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур
представляет собой
электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому
подается по кабелю с поверхности.
19
Винтовой двигатель — это разновидность забойной гидравлической машины, в которой
для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию
вращательного движения использован винтовой механизм.
По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое
бурение.
При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя.
Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью
извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины
скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а
также состав и свойства насыщающего породу флюида.
Рис. 11.2 - Схема ударного бурения:
1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок; 4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.
Все буровые долота классифицируются на три типа:
1) долота
режуще-скалывающего
действия,
разрушающие
породу
лопастями
(лопастные долота);
2) долота
дробяще-скалывающего
действия,
разрушающие
породу
зубьями,
расположенными на шарошках (шарошечные долота);
3) долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или
твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и
твердосплавные долота).
Лекция № 12. Сверхглубокое бурение (4 часа).
По существующей классификации к глубоким относятся скважины глубиной 3 000 —
6000 м, а к сверхглубоким — глубиной 6 000 м и более.
В 1958 году в США появилась программа сверхглубокого бурения «Мохол». Это один из
самых смелых и загадочных проектов послевоенной Америки. Как и многие другие программы,
20
«Мохол» был призван обогнать СССР в научном соперничестве, установив мировой рекорд в
сверхглубоком бурении. Название проекта происходит от слов «Мохоровичич» — это фамилия
хорватского ученого, который выделил поверхность раздела между земной корой и мантией —
границу Мохо, и «hole», что по-английски значит «скважина». Создатели программы решили
бурить в океане, где, по данным геофизиков, земная кора значительно тоньше, чем на
материках. Надо было спустить трубы на несколько километров в воду, пройти 5 километров
океанского дна и достичь верхней мантии.
В апреле 1961 года у острова Гваделупа в Карибском море, где водная толща достигает 3,5
км, геологи пробурили пять скважин, самая глубокая из них вошла в дно на 183 метра. По
предварительным расчетам, в этом месте под осадочными породами ожидали встретить
верхний слой земной коры — гранитный. Но поднятый из-под осадков керн содержал чистые
базальты — эдакий антипод гранитов. Результат бурения обескуражил и в то же время окрылил
ученых, они стали готовить новую фазу бурения. Но когда стоимость проекта перевалила за 100
млн. долларов, конгресс США прекратил финансирование. «Мохол» не ответил ни на один из
поставленных вопросов, но он показал главное — сверхглубокое бурение в океане возможно.
С тех пор мир заболел сверхглубоким бурением. В США готовили новую программу
изучения океанского дна (Deep Sea Drilling Project). Построенное специально для этого проекта
судно «Гломар Челленджер» несколько лет провело в водах различных океанов и морей,
пробурив в их дне почти 800 скважин, достигнув максимальной глубины 760 м. К середине
1980-х годов результаты морского бурения подтвердили теорию тектоники плит. Геология как
наука родилась заново. Тем временем Россия шла своим путем. Интерес к проблеме,
разбуженный успехами США, вылился в программу «Изучение недр Земли и сверхглубокое
бурение», но не в океане, а на континенте. Несмотря на многовековую историю,
континентальное бурение представлялось совершенно новым делом. Ведь речь шла о
недостижимых ранее глубинах — более 7 километров. В 1962 году Никита Хрущев утвердил
эту программу, хотя руководствовался он скорее политическими мотивами, нежели научными.
Ему не хотелось отстать от США.
Возглавил вновь созданную лабораторию при Институте буровой техники известный
нефтяник доктор технических наук Николай Тимофеев. Ему было поручено обосновать
возможность сверхглубокого бурения в кристаллических породах — гранитах и гнейсах. На
исследования ушло 4 года, и в 1966 году эксперты вынесли вердикт — бурить можно, причем
не обязательно техникой завтрашнего дня, достаточно того оборудования, что уже есть.
Главная проблема — жара на глубине. Согласно расчетам, по мере внедрения в горные породы,
слагающие земную кору, температура должна увеличиваться через каждые 33 метра на 1
градус. Значит, на глубине 10 км надо ожидать порядка 300°С, а на 15 км — почти 500°С.
21
Такого нагрева бурильные инструменты и приборы не выдержат. Надо было искать место, где
недра не столь горячи.
Такое место нашли — древний кристаллической щит Кольского полуострова. Отчет,
подготовленный в Институте физики Земли, гласил: за миллиарды лет своего существования
Кольский щит остыл, температура на глубине 15 км не превышает 150°С. А геофизики
подготовили примерный разрез недр Кольского полуострова. По их данным, первые 7
километров — это гранитные толщи верхней части земной коры, потом начинается
базальтовый слой. Тогда представление о двухслойном строении земной коры было
общепринятым. Но как оказалось позднее, и физики, и геофизики ошибались. Площадку для
буровой
выбрали
на
северной
оконечности
Кольского
полуострова
близ
озера
Вильгискоддеоайвинъярви. По-фински это значит «Под волчьей горой», хотя ни горы, ни
волков в том месте нет. К бурению скважины, проектная глубина которой составляла 15
километров, приступили в мае 1970 года. Создания принципиально новых устройств и
гигантских машин бурение Кольской скважины СГ-3 не требовало. Начинали работать с тем,
что уже имелось: установка «Уралмаш 4Э» грузоподъемностью 200 тонн и легкосплавные
трубы. Что действительно было нужно на тот момент, так это нестандартные технологические
решения. Ведь в твердых кристаллических породах на столь большую глубину никто не бурил,
и что там будет, представляли себе только в общих чертах. Опытные буровики, однако,
понимали, что каким бы детальным ни был проект, реальная скважина окажется намного
сложнее. Через 5 лет, когда глубина скважины СГ-3 превысила 7 километров, смонтировали
новую буровую установку «Уралмаш 15 000» — одну из самых современных по тем временам.
Мощная, надежная, с автоматическим спускоподъемным механизмом, она могла выдержать
колонну труб длиной до 15 км. Буровая превратилась в полностью обшитую вышку высотой 68
м, непокорную сильным ветрам, бушующим в Заполярье. Рядом выросли минизавод, научные
лаборатории и кернохранилище. При бурении на небольшие глубины мотор, который вращает
колонну труб с буром на конце, устанавливают на поверхности. Бур представляет собой
железный цилиндр с зубьями из алмазов или твердых сплавов — коронку. Эта коронка
вгрызается в породы и вырезает из них тонкий столбик — керн. Чтобы охладить инструмент и
извлечь из скважины мелкий мусор, в нее нагнетают буровой раствор — жидкую глину,
которая все время циркулирует по стволу, словно кровь в сосудах. Через какое-то время трубы
поднимают на поверхность, освобождают от керна, меняют коронку и вновь опускают колонну
в забой. Так ведется обычное бурение. А если длина ствола 10—12 километров при диаметре
215 миллиметров? Колонна труб становится тончайшей нитью, опущенной в скважину. Как ею
управлять? Как увидеть, что творится в забое? Поэтому на Кольской скважине внизу бурильной
колонны установили миниатюрные турбины, их запускал буровой раствор, нагнетаемый по
трубам под давлением. Турбины вращали твердосплавную коронку и вырезали керн. Вся
22
технология была хорошо отработана, оператор на пульте управления видел вращение коронки,
знал ее скорость и мог управлять процессом. Каждые 8—10 метров многокилометровую
колонну труб приходилось поднимать наверх. Спуск и подъем в общей сложности занимали 18
часов. 7 километров — отметка для Кольской сверхглубокой роковая. За ней начались
неизвестность, множество аварий и непрерывная борьба с горными породами. Ствол никак не
удавалось держать вертикально. Когда в первый раз прошли 12 км, скважина отклонилась от
вертикали на 21°. Хотя буровики уже научились работать при невероятной кривизне ствола,
дальше углубляться было нельзя. Скважину предстояло перебурить с отметки 7 километров.
Чтобы получать вертикальный ствол в твердых породах, нужен очень жесткий низ бурильной
колонны, дабы он входил в недра, как в масло. Но возникает и другая проблема — скважина
постепенно расширяется, бур болтается в ней, как в стакане, стенки ствола начинают рушиться
и могут придавить инструмент. Решение этой задачи получилось оригинальным — была
применена технология маятника. Бур искусственно раскачивался в скважине и подавлял
сильные колебания. За счет этого ствол получался вертикальным.
Наиболее распространенная авария на любой буровой — обрыв колонны труб. Обычно
трубы пытаются захватить вновь, но если это случается на большой глубине, то проблема
переходит в разряд неустранимых. Искать инструмент в 10-километровой скважине бесполезно,
такой ствол бросали и начинали новый, чуть выше. Обрыв и потеря труб на СГ-3 случались
многократно. В итоге в своей нижней части скважина выглядит как корневая система
гигантского растения. Разветвленность скважины огорчала буровиков, но оказалась счастьем
для геологов, которые неожиданно получили объемную картину внушительного отрезка
древних архейских пород, сформировавшихся более 2,5 млрд. лет назад.
В июне 1990 года СГ-3 достигла глубины 12 262 м. Скважину стали готовить к проходке
до 14 км, и тут вновь произошла авария — на отметке 8 550 м колонна труб оборвалась.
Продолжение работ требовало долгой подготовки, обновления техники и новых затрат. В 1994
году бурение Кольской сверхглубокой прекратили. Через 3 года она попала в Книгу рекордов
Гиннесса и до сих пор остается непревзойденной. Сейчас скважина представляет собой
лабораторию для изучения глубоких недр. СГ-3 была секретным объектом с самого начала.
Виноваты и пограничная зона, и стратегические месторождения в округе, и научный приоритет.
Первым иностранцем, посетившим буровую, стал один из руководителей Академии наук
Чехословакии. Позже, в 1975 году, о Кольской сверхглубокой вышла статья в «Правде» за
подписью министра геологии Александра Сидоренко. Научных публикаций по Кольской
скважине по-прежнему не было, но кое-какие сведения за рубеж просачивались. Больше по
слухам мир стал узнавать — в СССР бурят самую глубокую скважину.
Завеса тайны, наверное, висела бы над скважиной до самой «перестройки», не случись в
1984 году в Москве Всемирного геологического конгресса. К столь крупному в научном мире
23
событию тщательно готовились, для Министерства геологии даже построили новое здание —
ожидали много участников. Но зарубежных коллег интересовала в первую очередь Кольская
сверхглубокая! Американцы вообще не верили в то, что она у нас есть. Глубина скважины к
тому моменту достигла 12 066 метров. Скрывать объект более не имело смысла. В Москве
участников конгресса ждала выставка достижений российской геологии, один из стендов был
посвящен скважине СГ-3. Специалисты всего мира недоуменно взирали на обычную буровую
головку со стертыми твердосплавными зубьями. И этим бурят самую глубокую в мире
скважину? Невероятно! В поселок Заполярный отправилась большая делегация геологов и
журналистов. Посетителям показали буровую в действии, доставали и отсоединяли 33метровые секции труб. Вокруг высились кучи точно таких же буровых головок, как и та, что
лежала на стенде в Москве.
От Академии наук делегацию принимал известный геолог, академик Владимир Белоусов.
Во время пресс-конференции из зала ему задали вопрос:— Что же самое главное показала
Кольская скважина? — Господа! Главное, она показала то, что мы ничего не знаем о
континентальной коре, — честно ответил ученый.
Кое-что о земной коре континентов, конечно, знали. Тот факт, что континенты сложены
очень древними породами, возрастом от 1,5 до 3 миллиардов лет, не опровергла даже Кольская
скважина. Однако составленный на основании керна СГ-3 геологический разрез оказался прямо
противоположным тому, что ученые представляли себе ранее. Первые 7 километров были
сложены вулканическими и осадочными породами: туфами, базальтами, брекчиями,
песчаниками, доломитами. Глубже лежал так называемый раздел Конрада, после которого
скорость сейсмических волн в породах резко увеличивалась, что интерпретировалось как
граница между гранитами и базальтами. Этот раздел был давно пройден, но базальты нижнего
слоя земной коры так нигде и не появились. Наоборот, начались граниты и гнейсы.
Разрез Кольской скважины опроверг двухслойную модель земной коры и показал, что
сейсмические разделы в недрах — это не границы слоев из пород разного состава. Скорее они
указывают на изменение свойств камня с глубиной. При высоком давлении и температуре
свойства пород, видимо, могут резко меняться, так, что граниты по своим физическим
характеристикам становятся похожи на базальты, и наоборот. Но поднятый на поверхность с
12-километровой глубины «базальт» тут же становился гранитом, хоть и испытывал по пути
сильнейший приступ «кессонной болезни» — керн крошился и распадался на плоские бляшки.
Чем дальше уходила скважина, тем меньше качественных образцов попадало в руки ученых.
Глубина заключала в себе много неожиданностей. Раньше было естественно думать, что с
удалением от поверхности земли, с ростом давления породы становятся более монолитными, с
малым количеством трещин и пор. СГ-3 убедила ученых в обратном. Начиная с 9 километров,
толщи оказались очень пористыми и буквально напичканы трещинами, по которым
24
циркулировали водные растворы. Позднее этот факт подтвердили другие сверхглубокие
скважины на континентах. На глубине оказалось гораздо жарче, чем рассчитывали: на целых
80°! На отметке 7 км температура в забое была 120°С, на 12 км — достигла уже 230°С. В
образцах
Кольской
скважины
ученые
обнаружили
золотое
оруденение.
Вкрапления
драгоценного металла находились в древних породах на глубине 9,5—10,5 км. Впрочем,
концентрация золота была слишком мала, чтобы заявлять о месторождении — в среднем 37,7
мг на тонну породы, но достаточная, чтобы ожидать его и в других подобных местах.
Демонстрация Кольской скважины в 1984 году произвела на мировую общественность
глубокое впечатление. Многие страны начали готовить проекты по научному бурению на
континентах. Такую программу утвердили и в Германии в конце 1980-х годов. Сверхглубокую
скважину KTB Хауптборунг бурили с 1990 по 1994 год, по плану она должна была достичь
глубины 12 км, но из-за непредсказуемо высоких температур удалось добраться только до
отметки 9,1 км. Благодаря открытости данных по буровым и научным работам, хорошей
технологии и документированности сверхглубокая скважина КТВ остается одной из самых
известных в мире.
Место для бурения этой скважины выбрали на юго-востоке Баварии, на остатках древней
горной цепи, чей возраст исчисляется 300 миллионами лет. Геологи полагали, что где-то здесь
проходит зона соединения двух плит, бывших некогда берегами океана. По мнению ученых, со
временем верхняя часть гор стерлась, обнажив остатки древней океанской коры. Еще глубже, в
десяти километрах от поверхности, геофизики обнаружили крупное тело с аномально высокой
электрической проводимостью. Его природу также надеялись прояснить с помощью скважины.
Но основной задачей было достичь глубины 10 км, чтобы приобрести опыт сверхглубокого
бурения. Изучив материалы Кольской СГ-3, немецкие буровики решили сначала пройти
пробную скважину глубиной 4 км, чтобы составить более точное представление об условиях
работы в недрах, опробовать технику и взять керн. По окончании пилотных работ многое из
бурильного и научного оборудования пришлось переделывать, кое-что создавать заново.
Основную — сверхглубокую — скважину КТВ Хауптборунг заложили всего в двухстах
метрах от первой. Для работ соорудили 83 метровую вышку и создали мощнейшую по тем
временам бурильную установку грузоподъемностью 800 тонн. Многие бурильные операции
автоматизировали,
в
первую
очередь
механизм
спуска
и
подъема
колонны
труб.
Самонаводящаяся система вертикального бурения позволяла делать почти отвесный ствол.
Теоретически с таким оборудованием можно было бурить до глубины 12 километров. Но
реальность как всегда оказалась сложнее, и планы ученых не сбылись.
Проблемы на скважине КТВ начались после глубины 7 км, повторив многое из судьбы
Кольской сверхглубокой. Сначала, как полагают из-за высокой температуры, сломалась
система вертикального бурения и ствол пошел вкось. В конце работ забой отклонился от
25
вертикали на 300 м. Потом начались аварии посложнее — обрыв бурильной колонны. Так же
как и на Кольской, приходилось бурить новые стволы. Определенные трудности доставляло
сужение скважины — вверху ее диаметр составлял 71 см, внизу — 16,5 см. Бесконечные аварии
и высокая температура в забое –270°С вынудили буровиков прекратить работы невдалеке от
заветной цели.
Нельзя сказать, что научные результаты КТВ Хауптборунг поразили воображение ученых.
На глубине главным образом залегали амфиболиты и гнейсы — древние метаморфические
породы. Зону схождения океана и остатки океанической коры нигде не обнаружили. Возможно,
они есть в другом месте, здесь же находится небольшой кристаллический массив, вздернутый
на высоту 10 км. В километре от поверхности обнаружили месторождение графита.
В 1996 году скважина КТВ, стоившая бюджету Германии 338 млн. долларов, перешла под
патронат Научного центра геологии в Потсдаме, ее превратили в лабораторию для наблюдений
за глубокими недрами и объект туризма.
В настоящее время пробурены 2 скважины, которые превзошли Кольскую скважину по
длине ствола. Это ОР-I (месторождение Одопту, Сахалин, Россия)-12 345 м, Maersk Oil BD-04A
(Катар) - 12 290 м.
Самая глубокая нефтяная залежь в нашей стране открыта в районе г. Грозного (Чеченская
Республика) на глубине 5300 м, а промышленный приток газа получен в Прикаспийской
впадине с глубины 5370 км. За рубежом самая большая глубина с которой ведется добыча газа7460 м (США, Техас).
В Удмуртии тоже есть своя «сверхглубокая» скважина. Это параметрическая скважина,
пробуренная в 19991 года в Сарапульском районе, ее глубина составляет 5500 м.
Все сверхглубокие скважины имеют телескопическую конструкцию: бурение начинают с
самого большого диаметра, а затем переходят на меньшие. Так, в Кольской скважине (Россия)
диаметр с 92 см в верхней части уменьшился до 21,5 см на глубине 12 262 м. А в скважине
КТБ-Оберпфальц (Германия) — с 71 см до 16,5 см на глубине 7500 м. Механическая скорость
бурения сверхглубоких скважин составляет 1-3 м/час. За один рейс между спускоподъемными
операциями можно углубиться на 6—10 м. Средняя скорость подъема колонны буровых труб
равна 0,3—0,5 м/сек. В целом бурение одной сверхглубокой скважины пока занимает годы.
Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области
бурения и крепления, выполненные в последние годы, позволили увеличить глубину скважин
(до 7 000 м и более) и совершенствовать их конструкции в следующих направлениях:
увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и
малых диаметров; применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление
стволов промежуточными колоннами-хвостовиками; использование обсадных труб со
сварными соединительными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специальными
26
резьбами при компоновке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн;
уменьшение конечного диаметра скважин и эксплуатационных колонн.
Сверхглубокое
последовательного
Характерные
бурение
основывается
закрепления
особенности
на
пройденных
технологии:
технологии
интервалов
возрастание
вращательного
колоннами
с
глубиной
бурения
обсадных
и
труб.
температуры
и
гидростатического давления; потеря устойчивости пород под действием разности между
горным и гидростатическим давлениями; увеличение массы бурильной и обсадных колонн;
замедление темпов углубления за счет увеличения времени спуска/подъема бурильной колонны
и ухудшения буримости пород; возрастание потерь энергии при передаче силовых воз действий
с поверхности на забой; необходимость отбора керна в больших объемах и проведения
внутрискважинных геофизических исследований.
Для
сверхглубокого
бурения
созданы
и
применяются
буровые
установки
грузоподъемностью до 11 МН (1100 т) общей мощностью до 18 тыс. кВт с насосами (2—4 шт.)
на рабочее давление 40-50 МПа мощностью до 1 600 кВт каждый. Как правило, такие установки
имеют электрический привод от источника постоянного тока, что позволяет осуществить
бесступенчатое регулирование работы основных механизмов. Спуск/подъем бурильной
колонны ведется преимущественно с удлиненными до 37 м «свечами» при максимальной
механизации и автоматизации процесса. Установки такого типа производятся такими
отечественными производителями, как Уральский завод тяжелого машиностроения (УЗТМ) и
Волгоградский завод буровой техники (ВЗБТ).
Деление буровых установок на установки для глубокого и сверхглубокого бурения
определяется многими факторами:
1) технической характеристикой установки; нагрузкой на крюке, давлением и подачей
буровых насосов, типом и мощностью главного привода; 2) массой наземного оборудования
(как следствие технической характеристики буровой установки); 3) .способом монтажа,
демонтажа и транспортировки; 4) временем, затрачиваемым строительство буровой; 5)
временем бурения скважины; 6) организацией буровых работ.
При cверхглубоком бурении применяют роторный или турбинный способ бурения,
возможны
оба
с
поинтервальным
чередованием.
Первый
из
них
нашел
широкое
распространение на Западе, второй — в России. Турбинный способ позволяет успешно
применять бурильные грубы из легких (термостойкие, алюминиевые, сплавов (ЛБТ)). По
критерию допустимых напряжений в трубах турбинный способ в сочетании с ЛБТ дает
возможность в 1,5-2 раза увеличить глубину бурения по сравнению с роторным способом в
сочетании со стальными трубами (СБТ) при той же грузоподъемности. Это преимущество
подтверждено практикой бурения Кольской скважины: при ее проводке применялась составная
колонна из ЛБТ (низ) и СБТ (верх), примерно 2 ООО м, с использованием алюминиевых
27
сплавов, которые были в 2,4 раза легче стали. Общая тенденция добычи нефти и газа со все
более глубоко залегающих горизонтов может быть проиллюстрирована следующими цифрами.
Еще 20 лет назад основная добыча нефти (66%) осуществлялась из самых молодых
кайнозойских пород. Из более древних мезозойских пород добывали 19% нефти, а из самых
древних палеозойских пород -15%. Сейчас ситуация изменилась: основными поставщиками
нефти стали мезозойские породы, на втором месте - породы палеозоя.
Предотвращение искривления сверхглубоких скважин — важное условие успешной их
проводки. Для поддержания сил сопротивления движению бурильной колонны и износа
обсадных колонн в допустимых пределах стремятся, чтобы интенсивность искривления не
превышала 2—3° на 1 км при соблюдении постоянства азимута искривления, а абсолютная
величина зенитного угла не превышала 10-12°. Особо жесткие требования предъявляются к
вертикальности верхней части ствола. Для борьбы с кривизной обычно используют жесткие
компоновки низа бурильной колонны (КНБК) с полноразмерными центраторами, а при
отсутствии должного эффекта — КНБК маятникового типа. В верхней части скважин (до 3-4
км) при бурении ствола большого диаметра успешно применяют реактивно-турбинные буры.
Развитие сверхглубокого бурения в обозримом будущем, по всей видимости, будет
основываться на технологии вращательного бурения. По мере увеличения глубин (более 10 км)
забойный привод долота будет вытеснять роторный способ, открывая дорогу для реализации
принципиальных преимуществ бурильных труб из легких металлических сплавов на основе
алюминия и титана. В центре внимания, вероятно, окажется термостойкий редукторный
турбобур.
Есть планы по бурению 20-ти километровой скважины со дна Тихого океана.
Сверхглубокое бурение недаром сравнивают с покорением космоса. Такие программы, с
глобальным размахом, вбирающие в себя все лучшее, чем располагает на данный момент
человечество, дают толчок развитию многих отраслей промышленности, техники и в конечном
итоге готовят почву для нового прорыва в науке. В таблице 12.1 приведены сведения о самых
глубоких скважинах мира, приложении А показано расположение сверхглубоких скважин на
территории бывшего СССР.
28
Таблица 12.1 - Самые глубокие скважины мира
Название скважины
Местоположение
Время
бурения
Глубина бурения, м
Проектная
Аралсорская СГ-1
Прикаспийская
низменность
1962 -1971
Фактическая
6 800
Биикжальская
СГ-2
Кольская СГ-3
Прикаспийская
низменность
Кольский
полуостров
Азербайджан
1962 -1971
6 200
Архангельская
область
Узбекистан
1961
1984
7 000
3 000
Северо-Восток
России
Западная Сибирь
1984 -1993
7 000
6 904
1987 -1996
8 000
7 502
Татарстан
Поволжье
1988
1989 -1992
Украина
1984 -1993
12 000
5 382
Уральская
СГ-4
Средний Урал
1985
15 000
6 100
Ен-Яхтинская
СГ-7
Сарапульская
Параметрическая
Юниверсити
Западная Сибирь
7 500
6 900
5 500
5 500
Бейден-Юнит
Саатлинская
Колвинская
Мурунтауская
СГ-10
Тимано-Печорская
СГ-5
Тюменская СГ-6
Ново-Елховская
Воротиловская
Криворожская
СГ-8
1970 -1992
15 000
12 262
1977 -1990
11 500
8 324
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
Научное
бурение
Поиск нефти и
газа
7 057
5 881
5 374
Удмуртия
1991
США
8 686
США
70-е годы
ХХ века
1972
Берта-Роджерс
США
1974
9 583
Цистердорф
Австрия
1983
8 553
Сильян Ринг
Швеция
1990
6 800
Бигхорн
США, Вайоминг
7 583
КТВ Hauptbohrung
Mirow-1
Германия
Германия
80-е годы
ХХ века
1990-1994
1974-1979
Maersk Oil BD-04A
Катар
2008
ОР-I
Сахалин, Россия
2011
29
Цель бурения
9 159
12 000
9 101
8008
12 290
12 345
12 345
Поиск золота
Поиск нефти и
газа
Поиск алмазов,
изучение ПучежКатункской
астроблемы.
Поиск
железистых
кварцитов
Поиск медных
руд, Изучение
строения Урала
Поиск нефти и
газа
Научное
бурение
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
Научное бурение
Научное бурение
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
Поиск нефти и
газа
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Карта расположения глубоких и сверхглубоких скважин на территории
России
30
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
№
п/п
Автор(ы)
Основная литература
Наименование
Изд-во, год
издания
Системы газоснабжения:
устройство, монтаж и
эксплуатация.
1.02
Поникаров
Расчеты
машин
и
И.И.
аппаратов
химических
производств
и
нефтегазопереработки
(примеры и задачи)
1.03
Правила
безопасности
систем
газораспределения
и
газопотребления. ПБ 12529-03.
1.04 Вержичинская Химия и технология
С.В. и др.
нефти и газа
1.05
Рябов В.Д.
Химия нефти и газа
1.01
Фокин С.В.
2.01
Коннова Г.В.
2.02
Брюханов
О.Н.
М.: Альфа
2011.-288 с.
М.: Альфа
2011.-720 с.
Назначение
(учебник,
уч. пособие
и т.д.)
Уч. пособие
Колво в
бибке
15
Уч. пособие
5
СПб, 2011.-240
с.
М.: Форум,
2012.-400 с.
М.: Форум,
2012.-336 с.
Дополнительная литература
Оборудование транспорта
Р/Д.: Феникс,
и хранение нефти и газа
2007.-128с.
Основы
эксплуатации М.: Инфра-М,
оборудования и систем
2005. – 256с.
газоснабжения
5
Уч. пособие
10
Уч. пособие
5
Уч. пособие
6
Учебник
10
Базы данных, информационно-справочные и поисковые системы
1. www.oilforum.ru – нефтегазовый форум;
2. http://neftegaz.tv/category/all/transportirovka-nefteproduktov/ - интернет канал отрасли;
3. http://www.myshared.ru/theme/prezentatsiya-neft/2/ - мультимедийные материалы.
31
Кафедра «Сервис»
Тихонов А.А., Лавриненко О.В.
Транспортировка, хранение и реализация продуктов нефтегазового комплекса
конспект лекций для студентов специальности 100101.65 «Сервис»
Издательство КМВИС ФГБОУ ВПО «ЮРГУЭС»
357500, Ставропольский край, г.Пятигорск, бульвар Гагарина, 1, корпус 1
32