3.8. методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А.
ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА
Рецензенты: кафедра бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; др техн. наук профессор Н.А. Малюшин
Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А.
А 72
Основы нефтегазового дела: Учеб. для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр»,
2003. - 307 с: ил. ISBN 5-8365-0151-3
Изложены основные сведения о месторождениях нефти и газа, способах их
формирования, разведки. Описано оборудование для обустройства месторождений и
добычи нефти и газа. Приведены основные данные по обустройству месторождений и
методах подготовки нефти и газа к дальнему транспорту. Рассмотрены составы
оборудования и технология транспорта нефти и газа по магистральным трубопроводам.
Уделено внимание оборудованию и описаны технологии по обустройству хранилищ
нефти, газа, нефтепродуктов с характеристиками газораспределительных систем и систем
отпуска нефти и нефтепродуктов.
Для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению
нефтегазовое дело. Может быть полезна студентам средних учебных заведений,
аспирантам, эксплуатационному персоналу, специализирующимся в области добычи,
транспорта и распределения нефти, газа, нефтепродуктов.
1
ОГЛАВЛЕНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ ............................................................................................................................ 5
Глава 1 ............................................................................................................................................ 6
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ГЕОЛОГИИ .................................................................................... 6
1.1. ГИПОТЕЗЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ .................................................................... 6
1.2. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
ЗАЛЕЖАХ .................................................................................................................................. 8
1.3. СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ .................................................................................. 10
1.4. СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА .......................................................... 13
1.5. СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД................................................................................... 16
1.6. ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ................................. 17
1.7. ЗАПАСЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...................................................................................... 20
Глава 2 .......................................................................................................................................... 22
Бурение Нефтяных и Газовых Скважин .................................................................................... 22
2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН .................................................................................. 22
2.2. ЭЛЕМЕНТЫ СКВАЖИН ................................................................................................ 23
2.3. ОБЩАЯ СХЕМА БУРЕНИЯ ........................................................................................... 24
2.4. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН ......................................................................................... 25
2.5. БУРОВЫЕ ДОЛОТА ........................................................................................................ 27
2.5.1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ..................................................................... 27
2.5.2. ДОЛОТА ДЛЯ СПЛОШНОГО БУРЕНИЯ ................................................................. 27
2.5.3. ДОЛОТА ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ ............................................................. 31
2.6. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА ................................................................................................ 33
2.7. МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА ............................................................... 36
2.7.1. РОТОРЫ ......................................................................................................................... 36
2.7.2. ТУРБОБУРЫ .................................................................................................................. 37
2.7.3. ЭЛЕКТРОБУРЫ ............................................................................................................ 38
2.8. ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА СКВАЖИН ..................................................................... 38
2.8.1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ......... 38
2.8.2. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ ....................................... 40
2.8.3. ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА ................................... 42
2.8.4. ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ОЧИСТКА ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА ............................. 43
2.8.5. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ .................................. 46
2.8.6. ПРОДУВКА СКВАЖИН ВОЗДУХОМ ....................................................................... 46
2.9. РЕЖИМ БУРЕНИЯ .......................................................................................................... 47
2.10. РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ ............................. 49
2.10.1. ЭЛЕМЕНТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ .................................................................... 49
2.10.2. УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ ........................... 50
2.10.3. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ....................................................... 51
2.10.4. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН И ПЕРФОРАЦИЯ .................................... 55
2.10.5. ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ ИЛИ ГАЗА ИЗ ПЛАСТА ........................................... 59
2.11. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ............................................................................................. 59
Глава 3 .......................................................................................................................................... 61
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА ........................................................................................................ 61
3.1. ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ И СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖАХ...................... 61
3.2. РЕЖИМЫ ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ..................... 62
3.2.1. ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ ....................................................................................... 62
3.2.2. УПРУГИЙ (УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ) РЕЖИМ ................................................. 63
3.2.3. ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ ........................................................................................ 63
3.2.4. ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ ...................................................................................................... 64
2
3.2.5. ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ .................................................................................. 65
3.3. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ.............................................................................................. 65
3.4. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ............. 67
3.5. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ......................................................... 68
3.6. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ................................ 69
3.7. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ ........ 70
3.8. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ ............ 73
3.9. СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ................. 75
3.9.1. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ............................................................................. 76
3.9.2. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ............................................................................ 80
3.9.3. НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ................................................................................. 83
3.9.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ
НАСОСАМИ ............................................................................................................................ 88
3.9.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН .............. 92
3.10. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН ....................... 95
3.10.1. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ................................................................ 96
3.10.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА ................................................................ 98
3.10.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН .................................... 100
3.10.4. ВИБРООБРАБОТКА ЗАБОЕВ СКВАЖИН ........................................................... 101
3.10.5. РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ ................................. 102
3.10.6. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН........................................................................... 102
3.10.7. ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН ........... 103
3.11. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН ........................................................................ 103
3.11.1. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ................................................................................................ 104
3.11.2. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН................................................................ 105
ГЛАВА 4 ..................................................................................................................................... 107
ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГА3А К ТРАНСПОРТУ ............ 107
4.1. СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ ......................................................................................... 107
4.1.1. СТАРЫЕ НЕГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ НЕФТЕГАЮВОДОСБОРА
................................................................................................................................................. 107
4.1.2. ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ [9, 38] ........................ 109
4.2. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ ................................................................. 111
4.3. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ ................................... 112
4.3.1. МЕХАНИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ ................................................... 114
4.3.2. ТЕРМИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ ....................................................... 115
4.3.3. ХИМИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ ........................................................ 115
4.3.4. ФИЛЬТРАЦИЯ ............................................................................................................ 116
4.3.5. ТЕПЛОХИМИЧЕСКОЕ ДЕЭМУЛЬГИРОВАНИЕ.................................................. 116
4.3.6. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ ................................................................. 117
4.4. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ ........................................................................................... 118
4.5. СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА ............................................................. 121
4.6. ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ............................................ 123
4.7. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ ............................. 127
4.8. СОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОСУШКИ ГАЗА ........................................................... 129
4.8.1. ОСУШКА ГАЗА АБСОРБЕНТАМИ ......................................................................... 129
4.8.2. ОСУШКА ГАЗА АДСОРБЕНТАМИ ........................................................................ 131
4.8.3. ОСУШКА ГАЗА МОЛЕКУЛЯРНЫМИ СИТАМИ ................................................. 132
4.9. ОСУШКА ГАЗА ОХЛАЖДЕНИЕМ ............................................................................ 133
4.10. ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА .................................................................................................. 135
4.11. ОЧИСТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА ОТ СЕРНИСТЫХ СОЕДИНЕНИЙ И
УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА ......................................................................................................... 138
3
Глава 5 ........................................................................................................................................ 141
ОСНОВЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА ................................. 141
5.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ .................................................................. 141
5.2. СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ .................... 142
5.2.1. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ........... 142
5.2.2. ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СТАНЦИИ ................................................ 143
5.2.3. КОНЕЧНЫЕ ПУНКТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ...................... 144
5.3. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА И ИЗЫСКАНИЯ ТРАСС
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ......................................................................... 145
5.3.1. ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ВЫГОДНОГО СПОСОБА ТРАНСПОРТА НЕФТЯНЫХ
ГРУЗОВ .................................................................................................................................. 145
5.3.2. ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ВЫГОДНОГО СПОСОБА ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ............................................................................................................ 146
5.3.3. ПОРЯДОК ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ..... 147
5.3.4. ИЗЫСКАНИЯ ТРАССЫ И ПЛОЩАДОК СТАНЦИЙ............................................ 148
5.3.5. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ, ГИДРОЛОГИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ
................................................................................................................................................. 152
5.3.6. СБОР КЛИМАТОЛОГИЧЕСКИХ И ГИДРОМЕТРИЧЕСКИХ ДАННЫХ ........... 152
5.3.7. ПРОЧИЕ ИЗЫСКАНИЯ ПО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
СТАНЦИЙ.............................................................................................................................. 153
ИЗЫСКАНИЯ ПО ВОДОСНАБЖЕНИЮ И КАНАЛИЗАЦИИ ....................................... 153
5.3.8. ОТВОД ЗЕМЕЛЬ ......................................................................................................... 153
Глава 6 ........................................................................................................................................ 155
ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ...................................................................... 155
6.1. КЛАССИФИКАЦИЯ, ЗОНЫ И ОБЪЕКТЫ НЕФТЕБАЗ ........................................... 155
6.2. РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕБАЗ И ПРОВОДИМЫЕ НА НИХ ОПЕРАЦИИ ................ 158
6.3. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ....... 159
6.4. СТАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ .......................................................................................... 161
6.5. НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ ....................................................................... 167
6.6. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ............................ 170
ГЛАВА 7 ..................................................................................................................................... 176
Общие сведения о транспорте газа .......................................................................................... 176
7.1. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ............................. 176
7.2. ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ...................................................... 177
7.3. АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ................................... 178
7.4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ ................................. 180
7.5. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ КОНДЕНСАТА И ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ
ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ............................................................................................. 181
ГЛАВА 8 ..................................................................................................................................... 182
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ХРАНЕНИЕ ГАЗОВ ........................................................................... 182
8.1. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ ................................................................................................................. 182
8.2. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ ........................................................................ 183
8.3. МЕТОДЫ ПОКРЫТИЯ НЕРАВНОМЕРНОСТЕЙ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА ............ 184
8.4. ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА ......................................................................... 186
8.4.1. ГАЗГОЛЬДЕРЫ ........................................................................................................... 186
8.4.2. НАКОПЛЕНИЕ ГАЗА В ПОСЛЕДНЕМ УЧАСТКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО
ГАЗОПРОВОДА .................................................................................................................... 189
8.4.3. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА.................................................................................. 189
Список литературы .................................................................................................................... 193
4
ПРЕДИСЛОВИЕ
Нефть и газ в настоящее время во всем мире и в России — основные виды энергетических
ресурсов, на долю которых приходится около 70 % всех видов используемых ресурсов.
Важными и актуальными задачами являются вопросы, связанные со всей технологической
цепочкой — от разведки месторождений до использования нефти и газа. Преобладающее
использование нефти и газа в мире предопределило приоритетность всех вопросов,
связанных с разведкой, добычей, транспортом, переработкой и использованием их. Происходит постоянное совершенствование в первую очередь разведки месторождений, в
эксплуатацию вовлекаются месторождения морского шельфа, идет освоение добычи
нефти с больших глубин, прорабатываются технологии добычи нефти в циркумполярной
зоне Северного Ледовитого океана. Осваиваются месторождения с глубиной залегания 4
— 5 км, что требует создания новой техники и технологии бурения. Разрабатываются
мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов для повышения коэффициента
извлекаемости. В последние годы открыты газогидратные месторождения газа в зоне
многолетнемерзлотных грунтов, где газ находится в виде газогидратов, создаются новые
технологии добычи газа для этих месторождений и методы оценки запасов в них.
Совершенствуются и развиваются способы доставки нефти и газа в районы их
потребления, переработки. На сегодняшний день основным видом транспорта
углеводородного сырья стал трубопроводный, хотя существенное значение для США и
Японии имеет морской транспорт и нефти и газа [31]. Построены и эксплуатируются
специальные суда для транспорта природного газа в жидком состоянии с температурой —
80 °С, так как в этом случае 1 м3 сжиженного газа эквивалентен 600 м3 природного газа
при нормальных условиях. Объемы танкеров для доставки нефти и газа составляют 300 —
500 тыс. т. В трубопроводном транспорте, являющемся основным средством доставки
нефти и газа в России, также постоянно совершенствуется технологическое оборудование
— в первую очередь на компрессорных станциях газопроводов, где используются
газотурбинные установки мощностью от 10 до 25 МВт [19, 37]. В последние годы
отчетливо проявляется тенденция снижения объемов добычи и транспортировки нефти и
нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы используются лишь наполовину их
пропускной способности. Они находятся в эксплуатации уже свыше 20 лет, в связи с чем
остро стоит проблема поддержания их надежности на проектном уровне во избежание
аварий, что требует новых подходов к оценке технического состояния нефте- и
газопроводов, для чего созданы и используются внутритрубные диагностические снаряды,
позволяющие осуществить оценку технического состояния линейной части и объемы и
сроки ремонтов [24]. Значительно изменились и сами ремонты — их техника, технология
и материалы. Это позволит сократить сроки проведения ремонтов и повысить надежность
проводимых ремонтов. Осуществляется совершенствование методов и способов хранения
нефти, нефтепродуктов и газа. Сооружаются подземные хранилища газа для снижения
неравномерности загрузки газопроводов, особенно у крупных промышленных центров. В
свою очередь, меняющиеся условия эксплуатации, применение новых технологий,
материалов требуют постоянного повышения квалификации обслуживающего персонала
для грамотной и безаварийной работы всех систем добычи, доставки и использования
углеводородного сырья. Учебник знакомит с основными положениями нефтегазового
производства и современными техническими решениями, которые используются в
настоящее время в этой отрасли.
Авторы выражают благодарность д-ру техн. наук профессору Н.А. Малюшину и дру техн. наук профессору O.K. Ангелопуло за ценные замечания и предложения, а также
сотрудникам Тюменской государственной архитектурно-строительной академии Е.А.
Высотиной, А.В. Тарковскому и М.В. Терехину за помощь, оказанную при подготовке
рукописи к печати.
5
ГЛАВА 1
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ГЕОЛОГИИ
1.1. ГИПОТЕЗЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ
Происхождение нефти до настоящего времени не выяснено. Существует множество
теорий происхождения нефти и газа, каждая их которых имеет подтверждение и в то же
время опровергается противниками. При этом решение проблемы происхождения нефти и
газа позволит определить и уточнить количество запасов и поиск новых месторождений.
Все существующие на сегодняшний день гипотезы можно разделить на следующие
группы:
1) органическую, или биогенную;
2) абигенную;
3) космическую.
Рассмотрим группу органических гипотез. Впервые научную и для того времени
законченную схему происхождения нефти в 1793 г. предложил М.В. Ломоносов. По его
представлениям, нефть образовалась из органического материала растительного
происхождения. Он считал, что имеется аналогия между происхождением нефти и других
многочисленных горючих ископаемых, например, угля. Полезные ископаемые получились
разными потому, что условия образования каждого из них были различными. Им было
подчеркнуто значение повышенной температуры, больших давлений подземных глубин и
миграции нефти в пористых породах. Объяснение образования нефти заключалось в том,
что растения, перекрытые слоями наносов и опущенные на глубину в результате
подвижек земной коры, подвергаются воздействию высокой температуры. Для
образования нефти, в данном случае в присутствии перегретого пара, достаточно
температуры около 200 °С. По гипотезе М.В. Ломоносова, нефть рождается из наземных
растений, захороненных в болотах, дельтах рек и прибрежных лагунах, в результате прямой перегонки. В своих трактатах он писал: «Нефть приготавливается из торфа и
каменного угля действием подземного жара, и если он слабый, то она получается светлая,
а если сильный — то густая и черная». Многие идеи М.В. Ломоносова не потеряли своего
значения, став основой гипотез органического происхождения нефтей. В последствии в
рамках этой гипотезы появились теории животного, растительно-животного,
растительного происхождения. Например, в 1888 г. химик К. Энглер осуществил
перегонку китового жира и получил нафтеновые и ароматические углеводороды и
твердый парафин. Одновременно известный геолог прошлого века Г. Гефер при бурении
скважин на Каспии обнаружил прослойки, сплошь состоящие из погибшей рыбы. Гибель
больших масс водной фауны действительно может происходить в природе. В результате
эти ученые создали гипотезу, по которой нефть образуется из жиров погибших животных,
а растения дают нефти воск и смолы.
Предметом исследований академика Н.Д. Зелинского стал сапропельный ил озера Балхаш.
В 1919 г. путем перегонки из него была получена искусственная нефть. Она содержала
бензин, керосин и тяжелые масла, в составе которых были все известные тогда нефтяные
углеводороды.
Идея об органическом происхождении нефти была коренным образом переработана
геологом, акад. И.М. Губкиным и акад. В.И. Вернадским. В итоге появилась биогенная
теория происхождения нефти. Согласно этой теории, происхождение нефти следует
рассматривать в тесной связи с другими природными процессами: биологическими,
химическими и геологическими. Нефть и другие горючие ископаемые (уголь, изокерит и
6
др.) взаимосвязаны с циклическими процессами круговорота углерода в природе.
Атмосфера всегда содержит углекислый газ (около 0,03 %) за счет жизнедеятельности
живых организмов, разложения карбинатов и действия вулканов. Растения же усваивают
двуокись углерода из воздуха, причем углерод идет на построение тел растений, а потом и
животных. Кислород возвращается в атмосферу. Нефть представляет собой продукт
сложнейших превращений животных и растительных остатков. В ней содержатся также
различные соединения азота, кислорода и серы, которые не являются случайными
примесями. Характер азотистых соединений в различных нефтях тождественен. А это
свидетельствует о том, что они представляют собой продукты разложения азотистых
веществ животных и растений и находятся в генетической связи с нефтью. При
разрушении нефти и окисления ее углеводородов углерод снова возвращается в
атмосферу в виде углекислого газа, и таким образом цикл замыкается. Сторонники этой
теории подсчитали, что в осадочных породах нашей планеты в составе рассеянного
органического вещества содержится около 60 — 80 тыс. млрд т углеводородов. Это
количество более чем в 100 раз превышает известные сегодня запасы нефти. Способность
такой массы рассеянных углеводородов образовывать скопления промышленной нефти не
вызывает сомнения.
Параллельно с органической теорией появилась и развилась гипотеза абигенного или
минерального происхождения нефти. В конце XIX в. была проведена серия опытов для
доказательства минерального происхождения нефти. В 1888 г. французский химик М.
Бертло на чугун с 4%-ным содержанием углерода воздействовал соляной и серной
кислотами. В итоге были получены водород и смесь углеводородов, имеющих запах
нефти. Когда на железистый марганец действовали горячей водой при температуре 100 —
200 °С, также получали нефтеподобную смесь. Химики П. Сабатьев и Ж. Сандебран
использовали для опытов уже не металл, а смесь ацетилена с водородом и нагревали ее в
присутствии никеля. И у них получалось вещество, богатое ароматическими
углеводородами. На основании серии проведенных опытов Д.И. Менделеев предложил
научно обоснованную теорию минерального происхождения нефти. По его
представлениям, источником углерода и водорода могут быть вода и углекислый газ.
Проникая в глубь Земли на 100— 150 км, где давление составляет 50 000 атм., а значение
температуры превышает 1800 °С, вода реагирует с карбидами металлов, образуя
ненасыщенные углеводороды.
Русский геолог В.Л. Соколов, учитывая находки битума в метеоритах и наличие
углеводородов в хвостах некоторых комет, предложил в 1892 г. космическую гипотезу
возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению,
углеводороды находились в составе газовой фазы допланетного облака. По мере его
охлаждения углеводороды растворялись в жидкой магме и после образования твердой
земной оболочки поднимались по трещинам в осадочные породы. В соответствии с
гипотезой О.Ю. Шмидта, газопылевое облако, из которого возникли планеты Солнечной
системы, включало в себя не только простые элементы, но и воду, метан, углекислоту и
более сложные углеводороды. Моделируя условия атмосферы, какими они были
(предположительно) миллиарды лет назад, американские ученые в 50-гг. XX в. получили
из метаново-водородной среды, насыщая ее электрическими разрядами, аналогичными
грозовым, сложнейшие углеводородные соединения и нуклеиновые кислоты. Следует
отметить, что приборы космических станций регистрируют наличие метана в атмосфере
Венеры, и существует мнение, что углеводороды входят в состав межпланетной материи.
Критикуя противников, сторонники неорганической гипотезы спрашивают, почему
месторождения нефти и газа часто находятся в зонах глубинных разломов? Почему
вулканическая сера встречается вместе с нефтью? Почему, наконец, и сама нефть
встречается в форме кристаллов, которые никак не попадают в круговорот жизни?
Взгляды на происхождение нефти продолжают оставаться дискуссионными, несмотря на
7
существенное изменение и уточнение, а то и полное разрушение многих из них. Таким
образом, вопросы генеалогии нефти ждут своих исследователей. Возможно, что происхождение нефти может быть объяснено на основе развития таких наук, как физика и
химия высоких температур, космотологии (при изучении планет, находящихся на той
стадии эволюции, которую Земля давно прошла) [5, 17, 9].
1.2. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
ЗАЛЕЖАХ
Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах насыщают пустоты между зернами, трещины и
каверны пород, слагающих пласты. Большинство нефтегазовых месторождений
приурочены к осадочным породам — хорошим коллекторам нефти (пески, песчаники,
конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты). Иногда нефть
обнаруживают в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления обычно не
имеют промышленного значения.
Горные породы, слагающие нефтяные и газовые месторождения, в зависимости от их
свойств играют разную роль. Одни из них, имеющие большое число крупных пор, —
резервуары нефти и газа (нефтяные и газовые залежи). Породы, такие как глины, сланцы и
другие, практически непроницаемые для пластовых газожидкостных смесей, —
естественные покрышки продуктивных коллекторов нефти и газа, способствующие их
накоплению. Промышленная ценность месторождения определяется не только его
размерами, но и в значительной степени физическими свойствами коллекторов, пластовых
жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.
Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых
пористыми породами, перекрытыми непроницаемыми пластами (так называемыми
ловушками). Естественные резервуары нефти и газа по происхождению и геометрической
форме могут быть самыми различными. Простейшая структурная ловушка —
антиклинальная складка. В зависимости от условий залегания и количественного
соотношения нефти и газа залежи подразделяются на следующие: 1) чисто газовые; 2)
газоконденсатные; 3) газонефтяные (с газовой шапкой); 4) нефтяные без газовой шапки с
растворенным в нефти газом. Нефть, газ и вода распределяются в залежи соответственно
своим плотностям.
Как правило, в продуктивной зоне пласта кроме нефти и газа содержится также
вода, хотя продукцией скважин при разработке этого пласта может быть безводная нефть.
Вода, по всей вероятности, осталась в нефтяной и газовой частях пластов со времени
образования залежи. Породы нефтяных и газовых пластов отлагались в водоемах. В
процессе накопления нефть и газ не смогли полностью вытеснить воду из пористой среды.
В значительной мере это объясняется гидрофильностью большинства пород, слагающих
продуктивные пласты. Вода частично остается в порах пласта в виде тончайших пленок,
капелек в местах контакта зерен породы, а также в субкапиллярных порах. Эту
капиллярно удерживаемую воду называют связанной. Иногда ее именуют также
погребенной, остаточной, реликтовой и т. д. По данным С.Л. Закса, исследовавшего
породы значительного числа нефтяных и газовых месторождений СССР, количество
связанной воды, выраженной в процентах от суммарной емкости пор, может колебаться от
долей процента до 70 % и в большинстве коллекторов составляет 20 — 30 %.
Установлено, что чем меньше проницаемость пород, тем больше остаточная
водонасыщенность. С увеличением количества глинистого материала в породе
содержание связанной воды также растет. Изучение свойств и происхождения связанной
воды может помочь решению вопроса генезиса нефтяных месторождений; количество
связанной воды необходимо знать для оценки абсолютных запасов нефти, а качество —
для правильного выбора нагнетаемой воды при искусственном заводнении нефтяного
8
пласта. Состав нагнетаемой воды должен быть подобран так, чтобы при контакте ее со
связанной водой в пласте не выпал осадок, способный частично или полностью закрыть
поровые каналы.
Раздел между нефтью и водой в нефтяных месторождениях и между газом и водой в чисто
газовых представляет собой переходную зону от водной части пласта к нефтяной или
газовой. Вследствие капиллярного подъема воды в порах «зеркала вод» в пластах не
существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в
водоносной части до остаточной водонасыщенности в верхних частях залежи. Мощность
этой переходной области может достигать 3 — 5 м и более. Так как пористость и
проницаемость коллекторов в пределах одной и той же залежи изменяются в широких
пределах, содержание связанной воды, а следовательно, нефте- и газонасыщенность также
неодинаковы на различных участках залежи. Водо- и нефтенасыщенность пород
определяют по результатам анализа кернов, выбуренных из пласта при его вскрытии, и по
геофизическим данным.
Жидкости и газы в пласте находятся под давлением. От пластового давления зависят запас
энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. По давлению, наряду с
другими параметрами, определяют запасы газа в залежи, дебит нефтяных и газовых
залежей и условия эксплуатации залежей.
Опыт показывает, что начальное пластовое давление (измеренное до начала
эксплуатации), в Па, зависит от глубины залежи и приближенно может быть определено
по формуле [9]
α— переводной коэффициент, Па/м; Н — глубина залегания пласта, м.
Обычно истинное пластовое давление больше или меньше давления, вычисленного по
формуле (1.1). На практике переводной коэффициент составляет, как правило, α =
(0,8÷1,2) 104 Па/м.
В газовой залежи пластовое давление одинаково по всей площади или изменяется
незначительно, а в нефтяной при значительных углах падения пластов р пл в различных
частях залежи неодинаково: на крыльях — максимальное, в сводовой части —
минимальное (рис. 1.1).
Таким образом, на истинные давления в залежи накладываются соответствующие
изменения давления по площади, обусловленные изменением глубины залегания пласта.
Поэтому удобнее относить пластовое давление в залежи к какой-либо одной плоскости.
Часто за такую плоскость принимают уровень моря или условную плоскость
первоначального положения водонефтяного контакта. Давление в пласте, отнесенное к
этой условной плоскости, называют приведенным. Если пластовые давления в скв. 1 и 2
равны соответственно рх и р2, то приведенные давления в них, отнесенные к первоначальному уровню водонефтяного контакта, составят
где х1 и х2 — расстояния от забоев скважины до уровня водонефтяного контакта; ρ —
плотность жидкости в пласте; g — ускорение свободного падения.
Изменения пластового давления регистрируются при эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений. Это дает возможность судить о процессах, происходящих в пласте. На
основании данных о динамике изменения пластовых давлений разрабатываются
мероприятия для увеличения эффективности эксплуатации месторождения.
9
С ростом глубины залегания
пластов повышается и температура.
Расстояние по вертикали, на
котором температура горных пород
закономерно повышается на 1 °С,
называется
геотермической
ступенью.
Среднее
значение
геотермической ступени 33 м; для
различных
месторождений
ее
величина неодинакова.
Рис. 1.1. Изменение пластового давления в
зависимости от глубины залегания месторождения
Свойства нефти, воды и газа на
поверхности сильно отличаются от
их свойств в пластовых условиях,
где они находятся при сравнительно
высоких давлениях и температурах.
Свойства нефти, воды и газов в
пластовых условиях влияют на
закономерности их движения в
пористой среде.
1.3. СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ
Впервые была изучена пенсильванская нефть Северо-Американского нефтеносного
бассейна, в которой немецкий ученый К. Шорлеммар (1834— 1892) обнаружил
предельные углеводороды метанового ряда. Исчерпывающее объяснение строения
углеводородов дал А.М. Бутлеров (1861), а основоположником науки о нефти принято
считать Д.И. Менделеева.
Исследования показали, что в нефтях содержится три большие группы углеводородов:
предельные, непредельные и ароматические [5, 7, 9, 13].
Предельные — наиболее простые по строению, получившие свое название от самого
простейшего из всех углеводородов — метана. Часто такие углеводороды называют метановыми, а в химии их называют алканами. Структурная формула метана напоминает
простейшее из живых существ — амебу. Только у метана вместо ядра — атом углерода, а
протоплазму образуют 4 атома водорода. Каждый следующий углеводород имеет на 1
атом углерода больше, т. е. структурная формула алканов имеет вид: СnН2n+2. Как бы не
вытягивалась цепочка углеводородов, она всегда будет окружена водородной оболочкой.
В нефти встречаются почти все члены этого ряда: СН4 —С4Н10 — газы; С5Н12 —С17Н36 —
жидкости; начиная с С18Н38 — могут находиться в нефти в виде кристаллов и входят в
состав парафинов. Отсюда еще одно название углеводородов — парафиновые. Названия
первых 10 членов по порядку: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан,
нонан, декан. Начиная с четвертого углеводорода — бутана, все имеют несколько
разновидностей — изомеров. Молекулы их построены по-разному, хотя химическая
формула одинакова. Если основной член ряда имеет вид простой цепочки, то у изомеров
цепь ветвится. Различаясь по структуре, по прочности связей, изомеры отличаются и
свойствами. Например, температура плавления и кипения у них ниже, чем у нормальных.
Лучшие бензины для современных бесшумных автомобилей состоят не из истинных
бензинов, а из их изомеров. Следует отметить, что многие изомеры еще не изучены, и в
первую очередь потому, что, как подсчитали ученые, 11-й член ряда может иметь 159
изомеров, 18-й (октодекан) — 60523, и т. д. Постоянный интерес к изучению физикохимических свойств таких углеводородов объясняется не только желанием создать новые
10
сорта топлива, но и тем, что некоторые изомеры своим строением напоминают
органические вещества.
Непредельные — это циклические насыщенные углеводороды со структурной формулой
СпН2п. В их молекулах «не хватает» двух атомов водорода. Такие углеводороды называют
также нафтеновыми или алкенами. В природных нефтях их нет, они образуются при ее
вторичной переработке. У нафтенов может быть не одно, а несколько колец — отсюда
названия: моно-, би- или полициклические со структурными формулами CnH2n 2, CnH2n_4.
Еще одно название углеводородов этой группы — циклопарафины — происходит от
способности их колец удерживать при себе цепочку метановых углеводородов. Это
свойство определяет и другие: большая плотность, чем у метановых, выше температура
кипения и плавления, легко взаимодействуют с галогенами, присоединяют кислород. В
нормальных условиях — это всегда жидкости.
Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных (не всегда
приятных) запахов. По-гречески «арома» означает пахучее вещество. Структурная
формула CnH2n-m, где т — четные числа. Представлены такие углеводороды бензолом
С6Н6 и его производными (гомологами) . Ароматические углеводороды сильно
недонасыщены водородом, однако химически малоактивны. В нормальных условиях —
это жидкости, имеющие очень низкую температуру застывания: от —25 до —88 °С.
В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей групп
углеводородов в количестве более 50 % нефти именуются метановыми, нафтеновыми,
ароматическими. Если к доминирующему присоединяется другой углеводород в
количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например
метанонафтеновые.
Приведенная классификация нефтей по углеводородному составу позволяет дать
определение нефти: нефть представляет собой раствор чистых углеводородов и
гетероатомных органических соединений (т. е. углеводородов, содержащих в молекуле
атомы кислорода или азота, или серы) друг в друге.
Углеводородный состав нефти является важной характеристикой, но целесообразно
ввести еще два — элементарный и фракционный.
Несмотря на многообразие углеводородов, элементарный состав нефти колеблется в
небольших пределах (%): углерод — 83 — 87, водород — 11 — 14, смолисто-асфальтовые
вещества — 2 — 6. Смолисто-асфальтовые вещества представляют собой
высокомолекулярные органические соединения, содержащие углерод, водород, серу, азот
и металлы. К ним относятся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены,
не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены,
растворимые в сероуглероде; карбоиды, вообще не растворимые. При сгорании нефти
получается зола (сотые доли процента), состоящая из оксидов кальция, магния, железа,
алюминия, кремния, натрия и ванадия. Сера в нефти находится в виде сероводорода,
меркаптанов, сульфанов, иногда—в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому
запаху и действию на растворы свинцовых солей. По содержанию серы нефти делят на
следующие группы: несернистые (менее 0,2 %), малосернистые (0,2 — 1,0 %), сернистые
(1,0 — 3,0 %), высокосернистые (более 3 %). Азот, как примесь безвредная и инертная,
почти не контролируется анализами; его доля обычно не превышает 1,7 %. В заключение
можно сказать, что в нефтях обнаруживают более половины таблицы Менделеева, причем
элементарный состав нефти полностью не изучен.
Фракционный состав нефти определяется при ее перегонке. Существует несколько
способов так называемой прямой гонки, но суть их одна. Любой жидкий углеводород
имеет свою температуру кипения, т. е. температуру, выше которой он испаряется.
11
Например, бензол С6Н6 кипит при 80 °С, а толуол С7Н8 — при 111 °С. При перегонке
типичной нефти можно получить: 31 % бензина (углеводороды С 4 — С10), 10 % керосина
(Сп — С12), 15 % дизельного топлива (С13 — С20), 20 % смазочных масел (С21 — С40), 24 %
остатка — мазута (с С40 и выше). Таким образом, из сложной многокомпонентной нефти
получаются новые вещества (фракции), более близкие по углеводородному составу и,
следовательно, по свойствам.
Приведем основные физические свойства нефтей: плотность, вязкость, сжимаемость и др.
Плотность нефти — это масса единицы объема, при температуре 20 °С и атмосферном
давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м3. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м3 называют
легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м3, керосин - 800 - 840
кг/м3, бензины 700 - 800 кг/м3, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м3. Плотность
пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.
Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление
перемещению ее частиц относительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жидкости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической
вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас,
поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз
(сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП = 10 -3Пa∙c.
С понижением температуры вязкость увеличивается, с повышением — уменьшается.
Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в
зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких
десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —
0,2 Па∙с).
Объемный коэффициент пластовой нефти — это отношение объема нефти в пластовых
условиях к объему дегазированной нефти:
где Упл — объем нефти в пластовых условиях; Удег — объем этой же нефти при
атмосферном давлении и температуре 20 ° С после дегазации.
Известны месторождения, для которых объемный коэффициент нефти достигает 3,5 и
более. Для пластовой воды объемные коэффициенты составляют 0,99— 1,06.
С помощью объемного коэффициента можно определить «усадку» нефти — уменьшение
объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность:
Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления.
Характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн, который представляет относительное
изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:
где ΔV — изменение объема нефти, м3; Vo — исходный объем нефти, м3; Ар — изменение
давления, Па.
Коэффициент сжимаемости нефти, не содержащей растворенный газ, равен 4∙10 -10 - 7∙10 10
1/Па (4∙10 -5 —7∙10 -5 1/ад).
12
Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в
термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление, оказываемое на
пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться
растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения,
называется недонасыщенной. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то
пластовая нефть называется насыщенной.
Газовый фактор. Газовым фактором называется количество газа (в м3), приведенное к
атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений
России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м3/т (в среднем он составляет около 100
м3/т).
1.4. СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Природный газ представляет собой смесь предельных углеводородов состава СпН2п+2, в
которой содержится метан, этан, пропан, бутан и иногда пары более тяжелых
углеводородов. Часто в состав природных газов входят азот N2 (до 40 % по объему),
углекислота СО2, сероводород H2S и редкие газы.
В газе газовых и газоконденсатных месторождений обычно преобладает метан; его доля
достигает 98,8 %; в нефтяном (попутном) газе доля метана намного меньше, однако увеличивается доля более тяжелых углеводородов — этана, пропана и бутана [5, 7, 13, 41].
Состав газовых смесей выражается в виде массовой, объемной или молярной доли
компонентов в процентах. Массовая доля в процентах какого-либо компонента газовой
смеси представляет собой отношение массы этого компонента к массе всей смеси:
где Мi — масса i-го компонента; Mсм — масса смеси.
Объемная доля (%) какого-либо компонента в смеси газов равна отношению объема
компонента к объему всей смеси:
где Vi — объем /-го компонента в смеси; Vсм — объем всей смеси.
Молярная доля компонента определяется аналогично и может быть представлена в виде
где Ni — число молей г-го компонента в смеси; NCM — суммарное число молей газа в
смеси.
Физические свойства природного газа зависят от его состава, но в целом близки к
свойствам метана как основного компонента смеси.
Плотность природного газа можно определить взвешиванием или вычислить, зная
молекулярную массу смеси М:
где VM — объем моля газа при стандартных условиях, м3.
13
Обычно рг находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. В расчетах часто используют более
удобную величину — относительную плотность Δ так как значение ее практически не
зависит от давления и температуры. За величину сравнения принимают плотность воздуха
где МГ — масса газа; Мв — масса воздуха.
Относительная плотность газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность индивидуальных
компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше
единицы. При всех расчетах, связанных с движением газа, используется вязкость.
Аналитические зависимости вязкости смеси от вязкости входящих в смесь компонентов
сложны и имеют недостаточную точность. В связи с этим на практике вязкость
определяют по экспериментальным графикам, один из которых приведен на рис. 1.2.
Вязкость природных газов зависит от их состава,
температуры и давления. При высоком давлении
вязкость растет с увеличением плотности газа,
при низком — уменьшается. С повышением
давления вязкость увеличивается. Температура
влияет на вязкость по-разному: при низких
давлениях с повышением температуры она
увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) —
снижается. Такие свойства объясняются степенью
близости газа к жидкому состоянию. Вязкость
природных газов обычно составляет (1,1 — 1,6)10~5 Пас.
Рис. 1.2. Зависимость вязкости природного
газа μ (при Δ = 0,6) от температуры
Состояние газа характеризуется давлением р,
температурой Т и объемом V. Соотношение
между этими параметрами определяется законами
идеальных газов (Бойля — Мариотта, ГейЛюссака и др.), которые имеют чрезвычайно
большое
значение
в
технологии
добычи
и
транспортирования нефти и газа. Однако
состояния реальных и идеальных газов в определенных условиях существенно отличаются.
Поэтому для расчета состояния реальных газов
обычно пользуются обобщенным газовым
законом в виде уравнения Клапейрона, в которое
вводится поправка (коэффициент сжимаемости
Z), учитывающая отклонение реальных газов от
законов сжатия и расширения идеальных газов:
pV = ZMRT,
где Z — коэффициент сжимаемости; М — масса
газа; р — давление; V — объем газа; R — газовая
постоянная; Т — абсолютная температура.
Рис. 1.3. Зависимость коэффициента
сжимаемости природного газа от
приведенного
давления
при
различных температурах
Для нефтяных газов значение коэффициента
сжимаемости Z можно найти приближенно
14
Относительная плотность газа
Рис. 1.4. Зависимость среднекритического давления (1, 2) и температуры (1' 2' )
природного газа от относительной плотности:
1, 1' — газовое месторождение; 2, 2' — газоконденсатное месторождение
по графикам Брауна, представленным на рис. 1.3. Коэффициенты сжимаемости Z на этом
графике зависят от приведенных давления рпр и температуры Тпр , значения которых
можно определить по формулам
где р и Т — соответственно давление и температура газа; ркр и Ткр
давления и температура.
- критические
Для смесей газов критические температуру и давление определяют по формулам или
приближенно по графикам рис. 1.4 как функцию относительной плотности смеси. При
добыче природного газа часто приходится иметь дело с процессами дросселирования, т. е.
с изменением давления без совершения внешней работы. Температура идеального газа
при этом остается постоянной. Температура реального газа изменяется, что очень важно
учитывать, так как это явление связано с выпадением из него влаги и углеводородного
конденсата. Снижение давления в области относительно низких давлений (до 40 МПа)
приводит к охлаждению газа, в области высоких — к нагреванию. Изменение
температуры газа при его
дросселировании
носит
название эффекта ДжоуляТомсона.
Различают
дифференциальный
и
интегральный
эффекты.
Большое
практическое
значение
имеет
интегральный
эффект
Джоуля — Томсона, т. е.
понижение температуры
Энтальпия, кДж/кг
Рис. 1.5. Энтальпия природного газа в зависимости от
давления и температуры (при относительной
плотности газа Δ = 0,6)
15
газа на конечном участке
изменения его давления. Эту
величину обычно находят по
кривым
теплосодержания
(рис. 1.5). Зная давление газа
и его температуру при одном
состоянии, по этим кривым
можно найти температуру газа после дросселирования. Для этого от первоначальной
точки по линии равного теплосодержания следует переместиться в точку нового значения
давления. Температура, соответствующая этой точке, явится искомой величиной.
Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффициентом Джоуля — Томсона. Эта величина составляет 0,25 — 0,35 °С на 0,1 МПа (1 атм).
1.5. СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
Плотность и минерализация. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за
единицу. Воды нефтяных месторождений содержат в растворе различные соли, поэтому
их плотность больше единицы, причем плотность пластовых вод возрастает с
увеличением концентрации солей. Значения плотности в зависимости от количества
растворенных минеральных солей приведены ниже.
Плотность вод нефтяных месторождений
Плотность воды при 15,5 °С,
кг/м3.....................................................1000
1020
1040
27500
55400
1060
1080
Количество растворенного
минерального вещества, мг/л..........Не обн.
83700 113200
При концентрации солей в количестве 643 кг/м3 плотность пластовой воды может
достигать 1450 кг/м3.
Сжимаемость пластовой воды. Характеризуется коэффициентом сжимаемости βв′
который определяется аналогично коэффициенту сжимаемости нефти. Для пластовых вод
значение коэффициента сжимаемости изменяется в следующих пределах:
βв = (3,7÷5,0)∙10 -10 1/Па.
Вязкость пластовой воды. На вязкость пластовой воды большое влияние оказывает
температура. С ее увеличением вязкость снижается. Рост давления, минерализация и
содержание в ней растворенных газов существенного влияния на вязкость воды не
оказывают.
Электропроводность пластовых вод зависит от степени их минерализации —
увеличивается с увеличением минерализации и температуры вод. Поверхностное
натяжение воды. Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымывающей
способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет
нефть из пласта. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как
они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) — органические кислоты и
основания.
Приведем в табл. 1.1 классификацию пластовых вод.
Таблица 1.1 Классификация пластовых вод
Воды
Контурные
краевые
Подошвенные
Условия залегания
или Залегают в пониженных частях нефтегазоносных пластов.
Верхняя часть пласта насыщена нефтью (газом), а нижняя
— краевой водой
Обычно располагаются в приконтурной части пласта.
Однако если контакт между нефтью (газом) находится
выше подошвы пласта, подошвенная вода подстилает всю
залежь
16
Промежуточные
В пластах и пропластках среди нефтегазоносных пластов
Верхние
Воды всех водоносных пластов, залегающих выше данного
нефтегазоносного пласта
Нижние
Воды всех водоносных пластов, залегающих ниже данного
нефтегазоносного пласта.
Тектонические
Воды, поступающие по дислокационным трещинам
При наличии нижних краевых вод положение водонефтяного контакта (ВНК) определяет
внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры нефтеносности. В
части пласта, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, нефть
содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней
части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности,
содержится нефть, а в нижней — вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной.
В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности.
Одна из задач рациональной разработки — обеспечение равномерного продвижения этих
контуров.
1.6. ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Поисково-разведочные работы ведутся в целях открытия нефтяного или газового
месторождения, определения его запасов и составления проекта разработки. При этом
поисковые работы делятся на несколько этапов:
1) общая геологическая съемка;
2) детальная геологическая съемка;
3) глубокое бурение поисковых скважин.
На первом этапе, который называется общей геологической съемкой, составляется
геологическая карта местности. Горных выработок на этом этапе не делают, проводят
лишь работы по расчистке местности для обнажения коренных пород. Общая
геологическая съемка позволяет получить некоторое представление о геологическом
строении современных отложений на изучаемой площади. Характер залегания пород,
покрытых современными отложениями, остается неизученным.
На втором этапе, называемом детальной структурно-геологической съемкой, бурят
картировочные и структурные скважины для изучения геологического строения площади.
Картировочные скважины бурят глубиной от 20 до 300 м для определения мощности
наносов и современных отложений, а также для установления формы залегания слоев,
сложенных коренными породами. По результатам общей геологической съемки и
картировочного бурения строят геологическую карту, на которой условными
обозначениями изображается распространение пород различного возраста. Для более
полного представления об изучаемой площади геологическая съемка дополняется
сводным стратиграфическим разрезом отложений и геологическими профилями.
коренными породами. По результатам общей геологической съемки и картировочного
бурения строят геологическую карту, на которой условными обозначениями изображается
распространение пород различного возраста. Для более полного представления об
изучаемой площади геологическая съемка дополняется сводным стратиграфическим
разрезом отложений и геологическими профилями.
Сводный стратиграфический разрез, вычерчиваемый в виде колонки пород, должен
содержать подробную характеристику пород, слагающих изучаемый район [9, 30].
17
Геологические профили строятся в крест простирания пород для изображения
геологического строения участка в вертикальных плоскостях. Для детального выяснения
характера залегания пластов или, как говорят, для изучения их структурной формы в
дополнение к геологической карте строят структурную карту по данным специально
пробуренных структурных скважин. Структурная карта отражает поверхность
интересующего геологов пласта и дает представление о форме пласта при помощи
горизонталей. Строят структурную карту следующим образом (рис. 1.6). Исследуемую
поверхность, отделяющую пласты Аи В, мысленно рассекают горизонтальными
плоскостями, расположенными, например, через 100 м друг от друга, начиная от уровня
моря. Линии пересечения горизонтальных плоскостей с поверхностью пласта в
определенном масштабе откладывают на плане. Перед цифрой, показывающей глубину
нахождения секущей горизонтальной поверхности, ставят знак «плюс», если сечение
проводится выше уровня моря, и знак «минус», когда оно расположено ниже уровня моря.
На втором этапе проводят также геофизические и геохимические методы, позволяющие
более детально изучить строение недр и более обоснованно выделить площади,
перспективные для глубокого бурения с целью поисков залежей нефти и газа. Из
геофизических методов наиболее распространены сейсмо- и электроразведка.
Сейсморазведка основана на использовании закономерностей распространения упругих
волн в земной коре, искусственно создаваемых в ней путем взрывов в неглубоких скважинах. Сейсмические волны распространяется по поверхности Земли и в ее недрах.
Рис. 1.6. Структурная карта:
1— горизонтали; 2 — линия профиля
Некоторая часть энергии этих волн, дойдя до поверхности плотных пород, отразится от
нее и возвратится на поверхность Земли. Отраженные волны регистрируются специальными приборами — сейсмографами. По времени прихода отраженной волны к
сейсмографу и расстоянию от места взрыва судят об условиях залегания пород.
18
Электроразведка основана на способности пород пропускать электрический ток, т. е. на их
электропроводности. Известно, что некоторые горные породы (граниты, известняки,
песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой) хорошо проводят
электрический ток, а другие (глины, песчаники, насыщенные нефтью) практически не
обладают электропроводностью. Естественно, что породы, имеющие плохую
электропроводность, обладают более высоким сопротивлением. Зная сопротивление
различных горных пород, можно по характеру распределения электрического поля
определить последовательность и условия их залегания.
Электрические методы изучения недр Земли широко применяются при исследовании
разрезов в пробуренных скважинах при электрометрии скважин. Для этого в скважину на
специальном каротажном кабеле спускают три электрода, а четвертый заземляют на
поверхности у устья. Затем включают электрический ток. С помощью специальных
приборов измеряется разность потенциалов по всей скважине, при этом записываются
диаграмма кажущегося сопротивления и кривая потенциалов. Против таких пород, как
известняки и насыщенные нефтью песчаники, регистрируется значительное кажущееся
сопротивление, против глин и водоносных песчаников отмечаются несравненно меньшие
сопротивления. Так как жидкость в скважине не изолирована от пластовой, вследствие
перепада давления она из скважины может перемещаться в пласт и обратно. В результате
движения соленой минерализованной воды через пористые породы происходит
поляризация и возникает естественная электродвижущая сила. В более проницаемых
породах жидкость перемещается быстрее и, следовательно, возникает большая разность
естественных потенциалов. Например, при прохождении жидкости через хорошо
проницаемые пески возникает значительно большая естественная разность потенциалов,
чем при движении жидкости через плохо проницаемые глины и плотные известняки.
Таким образом, в процессе электрометрии скважин при помощи специальных приборов
проводится измерение и автоматическая запись кажущихся сопротивлений и естественных разностей потенциалов. Путем сравнения показаний устанавливаются глубина
залегания и мощность песчаника, насыщенного нефтью, характеризующегося большими
значениями кажущегося сопротивления и естественной разности потенциалов. Среди
полевых геофизических методов известны также гравиразведка и магниторазведка, а
среди методов исследования скважин — радиометрия и др.
Применение геофизических методов позволяет выявить структуры, благоприятные для
образования ловушек нефти и газа. Однако содержать нефть и газ могут далеко не все
выявленные структуры. Выделить из общего числа обнаруженных структур наиболее
перспективные без бурения скважин помогают геохимические методы исследования недр,
основанные на проведении газовой и бактериологической съемок. Газовая съемка
основана на диффузии углеводородов, из которых состоит нефть. Каждая нефтяная или
газовая залежь выделяет поток углеводородов, проникающих через любые породы. При
помощи специальных геохимических приборов определяют содержание углеводородов в
воздухе на исследуемой площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают
повышенное содержание углеводородов. Результаты газовой съемки упрощают выбор
участка для детальной разведки бурением.
Бактериологическая съемка основана на поиске бактерий, содержащихся в углеводородах.
Анализ почв на изучаемой площади позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, а следовательно, и углеводородов. В результате бактериологического анализа почв
составляется карта расположения предполагаемых залежей. Таким образом, результаты
газовой и бактериологической съемок взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает
реальность планирования буровых работ на исследуемой площади.
После проведения комплекса геофизических и геохимических исследований приступают к
третьему этапу поисковых работ — глубокому бурению поисковых скважин. Успешность поисковых работ на третьем этапе в значительной степени зависит от качества
19
работ, проведенных на втором этапе. В случае получения из поисковой скважины нефти и
газа заканчиваются поисковые работы и начинается детальная разведка открытого
нефтяного или газового месторождения. На площади одновременно бурятся так
называемые оконтуривающие, оценочные и контрольно-исследовательские глубокие
скважины для установления размера (или контура) залежи и контроля за ходом разведки
месторождения. После бурения необходимого числа глубоких скважин для разведки
месторождения период поисково-разведочных работ заканчивается и начинается период
бурения эксплуатационных скважин внутри контура нефтеносности (или газоносности),
через которые будет осуществляться добыча нефти или газа из недр Земли.
1.7. ЗАПАСЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Запасы нефти, горючих газов и содержащихся в них компонентов по
народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному
подсчету и учету:
1) балансовые — запасы, удовлетворяющие промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации; разработка их экономически целесообразна (эти
запасы называют геологическими);
2) забалансовые — запасы, выработка которых на данном этапе нерентабельна вследствие
небольшого их количества, сложности условий эксплуатации, плохого качества нефти и
газа или низкой производительности скважин.
По балансовым запасам рассчитывают извлекаемые запасы, т. е. те, которые можно
извлечь из недр методами, соответствующими современному уровню техники и
технологии.
По степени изученности месторождений запасы нефти, газа и сопутствующих им
компонентов разделяются на четыре категории: А, В, С,, С2.
К категории А относятся запасы, подсчитанные на площади, детально разведанной и
оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа. Для подсчета
запасов этой категории должны быть хорошо известны параметры продуктивного пласта,
его продуктивность, границы залежи, свойства нефти и газа, а также содержания в них
сопутствующих компонентов (по геолого-геофизическим результатам и результатам
пробной эксплуатации многих скважин). Запасы этой категории определяют при
разработке месторождения.
К категории В относятся запасы, подсчитанные на площади, промышленная
нефтеносность или газоносность которой доказана при бурении скважин с
благоприятными промыслово-геофизическими показателями, при условии, что эти скважины вскрыли пласт на разных гипсометрических отметках и в них получены
промышленные притоки нефти. При подсчете запасов категории В должны быть
приближенно изучены геолого-промысловая характеристика пласта, его продуктивность,
контуры нефтегазоносное™, свойства газожидкостных смесей в степени, достаточной для
составления проекта разработки.
К категории С, относятся запасы залежей, нефтегазоносность которых установлена на
основании получения промышленных притоков нефти или газа в отдельных скважинах и
благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин, а также
запасы части залежи (тектонического блока), примыкающей к площадям с запасами более
высоких категорий.
К категории С2 относятся запасы залежей нефти или газа всех типов ловушек
(структурных, стратиграфических, литологических), установленных достоверными для
20
данной нефтегазоносной провинции методами геолого-геофизических исследований и
характеризующихся на основе структурно-фациального анализа предполагаемым
наличием коллекторов, которые перекрыты непроницаемыми породами и могут быть
нефте-или газонасыщенными по аналогии с близлежащими хорошо изученными
месторождениями. Сюда же относятся запасы нефти или газа в отдельных неразведанных
тектонических блоках и пластах нефтяных месторождений, характеризующихся благоприятными геолого-геофизическими показателями.
Кроме запасов нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов
категории А, В, С, и С2, определяемых по отдельным месторождениям и площадям, для
оценки потенциальных возможностей нефтегазоносных провинций, областей и районов на
основе общих геологических представлений раскрываются и прогнозные запасы, которые
апробируются впоследствии соответствующими министерствами и добывающими
компаниями.
Проекты разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и капитальные вложения,
выделяемые на строительство объектов нефтегазодобывающих предприятий и промышленных сооружений, утверждаются при наличии по месторождению (залежи)
утвержденных запасов нефти и горючих газов категорий Аֽֽ Вֽ С1.
21
ГЛАВА 2
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН
Скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и
разработки нефтяных месторождений, подразделяются на следующие категории: а)
опорные; б) параметрические; в) поисковые; г) разведочные; д) эксплуатационные.
Опорные скважины проектируются с задачей изучения основных черт глубинного
строения малоисследованных крупных регионов, определения общих закономерностей
стратиграфического и территориального распределения отложений, благоприятных для
нефтегазонакопления. В процессе и по окончании бурения в скважинах проводится
комплекс исследований, предусмотренных специальной инструкцией. В результате
опорного бурения дается оценка прогнозных запасов нефти и газа.
Параметрические скважины закладываются для изучения глубинного строения и
сравнительной
оценки
перспектив
нефтегазоносности
возможных
зон
нефтегазонакопления. В отличие от опорных скважин в целях ускорения поисковых работ
и снижения их стоимости без ущерба для решения основных геологических задач эти
скважины бурятся с сокращенным отбором керна. В результате бурения параметрических
скважин могут быть уточнены прогнозные запасы и выявлены запасы нефти и газа
категории С2 [9, 30].
Поисковые скважины проектируются по данным параметрического бурения и
геофизических работ для выяснения наличия или отсутствия залежей нефти и газа на
новых площадях и выявления новых залежей на разрабатываемых месторождениях. При
проводке скважины предусматривают полный отбор керна в пределах возможно
продуктивных горизонтов и на границах стратиграфических разделов, а также проведение
комплекса промыслово-геофизических исследований и опробование возможно
продуктивных горизонтов. В результате бурения поисковых скважин могут быть определены запасы категорий С, и С2.
Разведочные скважины бурятся на площадях после выявления при поисковом
бурении их нефтегазоносности. На первой стадии (предварительная разведка) цель
бурения таких скважин — оценка промышленного значения месторождений (залежей) и
составление технико-экономических докладов (ТЭД) об экономической целесообразности
их разведки. Задача второй стадии (детальная разведка) после утверждения ТЭД —
подготовка запасов промышленных категорий (А + В + С,) и сбор исходных данных для
составления проектов разработки месторождений (залежей).
При бурении разведочных скважин предусматриваются отбор керна в пределах
продуктивных
горизонтов,
проведение
комплекса
промыслово-геофизических
исследований, в том числе отбор керна боковым грунтоносом и опробование горизонтов,
включая пробную эксплуатацию.
Продуктивные разведочные скважины на месторождениях, вводимых в разработку,
передаются в фонд эксплуатационных.
Эксплуатационные скважины бурятся в соответствии с проектами разработки
нефтяных и газовых месторождений. В эту категорию входят также нагнетательные,
оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины. Эксплуатационные скважины
предназначены для извлечения нефти и газа из разрабатываемой залежи; нагнетательные
— для закачки в продуктивный пласт воды, газа или воздуха; оценочные — для оценки
коллекторов продуктивных горизонтов; наблюдательные и пьезометрические — для
22
систематического наблюдения за изменением давления, водонефтяного контакта в
процессе эксплуатации скважины.
Специальные скважины. В нефтяной и газовой промышленности бурятся также
специальные скважины, которые предназначены для сброса промысловых вод,
ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных
газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.
2.2. ЭЛЕМЕНТЫ СКВАЖИН
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка (вертикальная или наклонная)
глубиной от нескольких метров до нескольких километров и диаметром свыше 75 мм,
сооружаемая в толще горных пород (рис. 2.1).
Элементы скважины:
устье — выход на поверхность или дно моря;
забой — дно;
ствол или стенка — боковая поверхность.
Расстояние от устья до забоя по оси ствола — длина скважины, а по проекции оси на
вертикаль — ее глубина.
Скважины бурят, как правило, с уменьшением диаметра от интервала к интервалу.
Начальный диаметр обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает менее 75 мм.
Углубление скважин осуществляется путем разрушения породы по всей площади забоя
(сплошное бурение) или по его периферийной части (колонковое бурение). В последнем
случае в центре скважины остается керн (цилиндрический столбик породы), который
периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород. Скважины бурят на суше и на море при помощи специальных буровых установок.
Непрерывный рост добычи нефти и газа возможен лишь при условии бурения тысяч
скважин, обеспечивающих разведку и ввод в эксплуатацию десятков новых нефтяных и
газовых месторождений. Однако бурение применяется не только в нефтяной и газовой
промышленности. Развитие других отраслей промышленности и сельскохозяйственного
производства немыслимо в настоящее время без буровых работ.
Угольная и горнорудная промышленность. В этих отраслях промышленности бурение
скважин ведется в следующих целях:
1) поиск и разведка твердых полезных ископаемых;
2) вентиляция горных выработок;
3) откачка воды из горных выработок;
4) спуск в горные выработки крепежного материала;
5) замораживание грунта при проходке шахт;
6) подземная газификация углей;
7) тушение подземных пожаров;
8) взрывные работы при карьерной и подземной разработке полезных ископаемых.
23
Рис. 2.1. Скважины:
а, б — вертикальные (б — колонковое бурение); в — наклонная (а, в — сплошное
бурение); 1 — устье; 2 — стенка (ствол); 3 — ось; 4 — забой; 5 — керн; Н, L —
глубина и длина скважины соответственно
Химическая промышленность. В коллекторах земной коры иногда в растворенном
состоянии содержатся значительные количества солей брома, йода и других химических
веществ. В целях добычи растворов, содержащих эти вещества, приходится бурить
скважины.
Медицина. В этой отрасли скважины бурятся для добычи минеральных вод.
Промышленное и гражданское строительство. Без буровых работ немыслимо
изыскание трасс шоссейных и железных дорог, исследование грунтов на месте
предполагаемого возведения плотин, мостов, заводов, домов. Кроме того, скважины бурят
в целях промышленного водоснабжения различных объектов.
2.3. ОБЩАЯ СХЕМА БУРЕНИЯ
Для бурения нефтяных и газовых скважин в России применяют только вращательный
метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом.
Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей
промывочной жидкости либо с нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В
зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное
и турбинное. При роторном бурении двигатель находится на поверхности и приводит во
вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб. При турбинном бурении
двигатель (турбобур или электробур) перенесен к забою скважины и установлен над
долотом.
Процесс бурения включает в себя следующие операции: 1) спускоподъемные работы —
спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным
долотом; 2) работа долота на забое — разрушение породы долотом.
24
Эти операции периодически прерываются для спуска в скважину обсадных труб, которые
используются для предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных
(газовых) и водяных горизонтов [9, 30].
Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна,
приготовление промывочной жидкости, каротаж, замер кривизны ствола скважины,
освоение ее с целью вызова притока нефти или газа.
Полный цикл строительства скважины включает следующие основные элементы:
1) монтаж буровой вышки, бурового (силового) оборудования и строительства
привышечных сооружений;
2) подготовительные работы к бурению скважин;
3) процесс бурения;
4) вскрытие и разобщение пластов (спуск обсадных труб и их цементирование);
5) испытание скважины на приток нефти или газа (освоение);
6) демонтаж оборудования.
2.4. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными
отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком
жидкости. Поэтому бурить скважину начинают только после того, как предпримут
необходимые меры против размывания породы под основанием буровой. Для этого до
бурения скважины сооружают шурф до устойчивых пород (4 —8 м) и в него спускают
трубу с вырезанным окном в ее верхней части. Пространство между трубой и стенкой
шурфа заполняют бутовым камнем и цементным раствором. В результате устье скважины
надежно укрепляется. К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по
которому в процессе бурения промывочная жидкость направляется в желобную систему и
к очистным механизмам. Трубу, устанавливаемую в шурфе, называют направлением.
После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр
оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение
шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтированной буровой и
приступают к бурению скважины.
Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие
процесс бурения (обычно 50 — 400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего
в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных труб, а ее
затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна называется кондуктором.
После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины
из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия
продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях
возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной
колонны, которая называется промежуточной колонной.
При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие
изоляции. Тогда спускают и изолируют третью обсадную колонну, называемую второй
промежуточной колонной. В этом случае ранее спущенная обсадная колонна будет
называться первой промежуточной. В осложненных условиях бурения таких
промежуточных колонн может быть три и даже четыре.
25
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную
колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для
нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт в целях поддержания давления.
После спуска и цементирования эксплуатационной колонны проверяют качество
цементного кольца, образовавшегося в затрубном пространстве, и все обсадные колонны
на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование.
Расположение обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины перехода с большего
диаметра скважины на меньший, глубина спуска обсадных колонн и интервалов их
цементирования составляют понятие конструкции скважины. Если в скважину кроме
направления и кондуктора спускают только эксплуатационную колонну, то конструкцию
называют одноколонной. Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают
промежуточные и эксплуатационные колонны, то конструкцию называют двухколонной
(при одной промежуточной колонне) или трехколонной (при двух промежуточных
колоннах). На рис. 2.2 показана двухколонная конструкция скважины.
Конструкцию скважины выбирают с учетом геологических особенностей месторождения
(глубины залегания зон обвалов, поглощений, водопроявлений, глубины расположения
продуктивных горизонтов), вида добываемого продукта (нефть или газ), способов
эксплуатации и бурения, техники и технологии бурения.
Рис. 2.2. Двухколонная конструкция скважины:
D1′ D2′ D3 — диаметры долот, применяемых
соответственно при бурении под кондуктор,
промежуточную и эксплутационную колонны;
d1′ d2′′ d3′ d4 — диаметры соответственно направления,
кондуктора, промежуточной и эксплутационной
колонны;
Л,, h2, hv ht — интервалы цементирования затрубного
пространства соответственно за направлением,
кондуктором, промежуточной и эксплутационной
колоннами;
L1′ L2′ L3′ L4 — глубина спуска соответственно
направления,
кондуктора,
промежуточной
и
эксплутационной колонн
После спуска последней эксплуатационной колонны приступают к работам, выполнение
которых обеспечит вызов притока нефти из пласта в эксплуатационную колонну и сдачу
скважины в эксплуатацию. В результате развития техники и технологии бурения
конструкции нефтяных и газовых скважин за последние десятилетия претерпели
значительные изменения в сторону упрощения и снижения массы (облегчения). Под
26
упрощением конструкции понимают уменьшение зазоров между стенкой скважины и
обсадными колоннами, что приводит к уменьшению объема выбуриваемой породы и
сокращению расхода цемента для цементирования скважины [9, 30].
Под облегчением конструкции скважины следует понимать уменьшение диаметра
эксплуатационной колонны, а следовательно, и диаметров других колонн; отказ от
применения вспомогательных колонн (кондуктора, промежуточной колонны);
уменьшение глубины спуска колонн. В итоге при облегчении конструкции скважины
сокращается расход металла на скважину.
2.5. БУРОВЫЕ ДОЛОТА
2.5.1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ
Долото — буровой инструмент, предназначенный для механического разрушения
горных пород на забое скважины в процессе ее проходки. По характеру воздействия на
породу долота можно классифицировать следующим образом [30]:
1) режуще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания вязких и
пластичных пород небольшой твердости и малой абразивности (вязких глин,
малопрочных глинистых сланцев и т. п.). К ним относятся лопастные долота;
2) дробяще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и
абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких. К ним относятся
шарошечные долота;
3) режуще-истирающего действия, предназначенные для бурения в породах средней
твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами
средней твердости и даже малоабразивными твердыми. К ним относятся долота с
алмазными и твердосплавными породо-разрушающими вставками.
По назначению буровые долота подразделяются на три вида:
1) разрушающие горную породу сплошным забоем;
2) разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота);
3) специального назначения.
Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены для углубления скважины, а
специального назначения — для работы в пробуренной скважине (расширение и выравнивание ствола скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня).
Как для сплошного бурения, так и для колонкового созданы долота, позволяющие
разрушать горную породу по любому из перечисленных выше принципов. Это упрощает
подбор долот в соответствии с физико-механическими свойствами данной горной породы.
Промышленность выпускает долота диаметрами от 46 до 580 мм.
2.5.2. ДОЛОТА ДЛЯ СПЛОШНОГО БУРЕНИЯ
ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА
По числу лопастей долота разделяются на двухлопастные (типа 2Л) и трехлопастные
(типа ЗЛ). На рис. 2.3 представлено двухлопастное долото. В верхней части долота
имеется муфта с присоединительной резьбой и двумя или тремя лопастями,
расположенными по отношению друг к другу под углом соответственно 180° и 120°.
Двухлопастные долота изготавливаются цельноковаными, а трехлопастные — сварными.
Штампованные лопасти у трехлопастных долот привариваются к цельнокованым
корпусам по всему контуру касания. По принципу разрушения породы лопастные долота
27
относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки на
забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента — скалывают
ее. Для увеличения износостойкости лопасти армируют твердыми сплавами. Наиболее
сильно армируют периферийные участки и боковые поверхности лопастей, так как они
выполняют наибольший объем работы по разрушению породы. В долотах выполнены
специальные отверстия для прохода промывочной жидкости к забою скважины. Эти
отверстия (два у двухлопастных и три у трехлопастных долот) расположены так, чтобы
выходящие из них струи жидкости, отклоняясь несколько вперед от плоскостей лопастей,
ударялись о забой на расстоянии 2/3 радиуса долота. Для эффективного разрушения
породы и очистки забоя от выбуренных частиц породы скорость истечения жидкости из
промывочных отверстий должна быть не менее 80—120 м/с. При такой скорости струй
стенки отверстий, просверленных в стальном корпусе долота, подвергаются быстрому
эрозионному и абразивному износу. Во избежание этого в отверстия вставляются сменные
насадки, изготовленные из твердого сплава. Для уменьшения гидравлических
сопротивлений кромки отверстий в насадках на входе сглаживают, а сечение плавно
сужают к выходу. Вставляют насадки в отверстия долота с помощью маслонефтестойких
уплотнительных резиновых колец, которые обеспечивают герметичность пространства за
насадкой. Во избежание сильного рассеивания энергии струй жидкости насадки
устанавливают с максимальным приближением к поверхности забоя. Лопастные долота
выпускаются диаметрами от 76 до 445 мм.
Рис. 2.3. Двухлопастное
долото
ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА
Эти долота (рис. 2.4) успешно используют при вращательном способе бурения пород с
различными физико-механическими свойствами с промывкой забоя любой промывочной
жидкостью. Созданы конструкции шарошечных долот с одной, двумя, тремя, четырьмя и
даже с шестью шарошками. Наиболее распространены трехшарошечные долота. Для
бурения горных пород с разнообразными физико-механическими свойствами изготавливают следующие типы трехшарошечных долот:
М — для мягких, вязких, пластичных и несцементированных пород (глины, мел, гипс);
28
МС — для мягких, вязких, пластичных и несцементированных пород с пропластками
пластичных и хрупкопластич-ных пород (глины, мел, гипс с пропластками мергеля, песчаника, сланца);
С — для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости (мергели, песчаники,
сланцы);
СТ — для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости, переслаивающихся
твердыми пропластками пород (мергели, песчаники, сланцы с пропластками
загипсованного песчаника, сильно заглинизированные известняк и доломит);
Т — для хрупкопластичных твердых и абразивных пород
доломитизированные известняки, доломиты, ангидриты с доломитом);
(песчаники,
ТК — для хрупкопластичных твердых пород, перемежающихся с хрупкими твердыми и
крепкими абразивными пропластками пород (песчаники, доломитизированный известняк,
ангидрит с пропластками окремнелых известняков и песчаников);
К — для хрупких, крепких и абразивных пород (окремнелые известняки и песчаники).
Рис. 2.4. Трехшарошечные
долота ОАО «Уралбурмаш» с
фрезерованным и
твердосплавным вооружением с
различными конструкциями
опор:
а - III 76 К-ЦА; б - III 112 Т-ЦВ2; в - III 120,6 Т-ЦА; г - III 132 КЦВ-1
д - III 151 С-ЦВ-1; е -III
190,5 М-ГВ-1
Долота различных типов отличаются друг от друга размерами, шагом между зубьями,
конструкцией зубьев, углом наклона оси шарошки к оси долота и конфигурацией
шарошек.
С повышением твердости горных пород рекомендуется применять долота с меньшей
высотой зубьев и меньшим шагом между ними. Уменьшение высоты зубьев
предотвращает их поломку при разбуривании твердых пород, а сокращение шага между
зубьями увеличивает эффект дробления породы.
При бурении в мягких породах шлам часто налипает на шарошки, поэтому эффект работы
долота снижается, и это может привести также к прихвату бурильной колонны. Зубчатые
венцы на шарошках долот типа М, МС и С располагаются так, чтобы зубья одной
29
шарошки могли очищать от налипающей породы промежутки между зубьями соседней
шарошки. Такие долота называют долотами с самоочищающимися шарошками.
Тяжелые условия работы шарошечных долот обусловливают применение для их
изготовления высококачественных сталей с последующей химико-термической
обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей (зубьев, рабочих
поверхностей шарошек). Для повышения износостойкости зубья и тыльная часть шарошек
армируются зернистым твердым сплавом, изготовленным литьем из карбидов вольфрама.
Изготовляют долота с одним (у долот малого размера) и тремя промывочными
отверстиями. В первом случае отверстие располагают в центре долота и в него
устанавливают сменную втулку с максимальным приближением ее кромки к шарошкам.
Во втором случае три отверстия располагают наклонно к оси долота так, чтобы они
направляли промывочную жидкость на шарошки или к периферии долота между
шарошками. Для создания эффективного процесса разрушения горной породы в
промывочные отверстия, как и у лопастных долот, вставляют насадки и создают скорость
истечения струй жидкости из них не менее 80—120 м/с.
АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА
Такие долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород
средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин,
где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, следовательно, снижением
затрат времени на спускоподъемные операции. В России выпускаются алмазные долота
двух типов: спиральные — для турбинного бурения (рис. 2.5, а) и радиальные — для
роторного бурения (рис. 2.5, б) [30].
Рис. 2.5. Алмазные долота
для сплошного бурения:
а — клиновидные:
1 — алмазная
головка;
несущая
2 — корпус;
3 — резьба;
4 — контактный сектор;
5 — канал для направления
жидкости;
6 — сферические
Алмазные долота состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы) 1 и стального
корпуса 2 с присоединительной замковой резьбой 3. Головку изготовляют методом
прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых
сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики
технических алмазов. После прессования и спекания алмазы оказываются надежно
закрепленными в наружном слое головки. Применяя для изготовления матрицы,
образуемой при спекании смеси, различные материалы, добиваются необходимой степени
30
обнажения алмазов во время работы долота. Регулировка степени обнаженности алмазов
обеспечивает также сохранение во время работы долота на забое определенного зазора
между матрицей и породой. В результате промывочная жидкость, выйдя из промывочных
отверстий долота, имеет возможность пройти по зазору между матрицей и забоем
скважины, захватить мельчайшие частицы выбуренной породы, направить их в
радиальные или радиально-спиральные каналы 5, имеющиеся между контактными
секторами 4, и далее в затрубное пространство.
Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин показал, что одним
алмазным долотом можно пробурить в твердой породе до 250 — 300 м в течение 150-200
ч. Таким образом, одно алмазное долото заменяет 15 — 20 шарошечных. Алмазные долота
изготавливают следующих типоразмеров: 140, 159, 188, 212, 241 и 267 мм.
ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ ДОЛОТА
Наряду с долотами, армированными
естественными алмазами, при бурении
глубоких скважин в последние годы
получили
распространение
долота,
армированные сверхтвердыми сплавами.
Хорошие результаты, особенно при
бурении с забойными двигателями в
породах средней твердости, получают при
использовании
долот,
армированных
зернистым твердым сплавом и зубцами,
выполненными из твердого сплава типа
«славутич» (рис. 2.6). Промывочная
жидкость в таких долотах подается к забою
скважин
по
шести
промывочным
отверстиям, обеспечивая хорошую очистку
забоя от выбуренной породы и охлаждение
контактных секторов.
2.5.3. ДОЛОТА ДЛЯ КОЛОНКОВОГО
БУРЕНИЯ
В процессе бурения разведочной, а иногда
и
эксплуатационной
скважины
сверхтвердым сплавом «славутич»
периодически отбираются породы в виде
нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфического разреза, изучения
литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в
порах пород и т. д.
Рис. 2.6. Долото, армированное
Для извлечения на поверхность керна применяют колонковые долота (рис. 2.7). Состоит
такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу
бурильной головки с помощью резьбы.
31
В зависимости от свойств породы, в
которой осуществляется бурение с
отбором
керна,
применяют
шарошечные,
алмазные
и
твердосплавные бурильные головки.
Шарошки
в
бурильной
головке
смонтированы таким образом, чтобы
порода в центре забое скважины при
бурении не разрушалась. Это создает
условия для образования керна 2.
Существуют четырех-, шести- и далее
восьмишарошечные
бурильные
головки, предназначенные для бурения
с отбором керна в различных породах.
Расположение
породоразрушающих
элементов
в
алмазных
и
твердосплавных бурильных головках
также позволяет разрушать горную
породу только по периферии забоя
скважины [30].
Образующаяся
колонка
породы
поступает при углублении скважины в
колонковый набор, состоящий из
корпуса 4 и колонковой трубы
(грунтоноски) 3. Корпус колонкового
набора
служит
для
соединения
бурильной головки с бурильной
колонной, размещения грунтоноски и
защиты
ее
от
механических
Рис. 2.7. Схема устройства колонкового
повреждений,
а
также
для
пропуска
долота:
промывочной жидкости между ним и
1 — бурильная головка; 2 — керн; 3 —
грунтоноской. Грунтоноска предназгрунтоноска;
начена для приема керна, сохранения
4 — корпус колонкового набора; 5 — шаровой его во время бурения и при подъеме на
клапан
поверхность. Для выполнения этих
функций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а
вверху — шаровой клапан 5, пропускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жидкость при заполнении ее керном.
По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке
существуют колонковые долота со съемной и несъемной грунтоноской.
Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном
без подъема бурильной колонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате
ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и
поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и
устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и бурение с
отбором керна продолжается.
Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с
несъемной — при роторном.
32
2.6. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, бурильных замков,
переводников, утяжеленных бурильных труб, центраторов бурильной колонны.
Предназначена она для следующих целей:
1) передачи вращения от ротора к долоту при роторном бурении;
2) подвода промывочной жидкости к турбобуру при турбинном бурении;
3) монтажа отдельных секций токопровода при бурении с электробуром;
4) создания нагрузки на долото;
5) подъема и спуска долота, турбобура, электробура;
6) проведения вспомогательных работ (расширение и промывка скважины, ловильные
работы, проверка глубины скважины и т. д.).
Условия работы бурильной колонны при роторном способе и бурении с забойными
двигателями различны. При роторном способе бурильная колонна, передающая
вращательное движение от ротора к долоту и осевую нагрузку на долото, испытывает ряд
нагрузок.
Если бурильная колонна не касается забоя скважины и не вращается, то она подвержена
только растягивающим усилиям, которые достигают максимума у устья скважины. В процессе бурения скважины верхняя часть бурильной колонны растянута, а нижняя,
опирающаяся на забой, — сжата.
Таким образом, бурильная колонна при бурении одновременно подвержена действию
растягивающих и сжимающих усилий. При этом она всегда имеет сечение, в котором
отсутствуют и сжимающие, и растягивающие усилия, а следовательно, и напряжения от
этих сил.
Кроме напряжений растяжения и сжатия при передаче вращающего момента от ротора к
долоту в бурильной колонне возникают напряжения кручения, которые достигают максимума у устья скважины, а также изгибающие напряжения от действия центробежных
сил, увеличивающиеся от устья к забою скважины.
Одновременное действие на бурильную колонну всех перечисленных сил осложняет
условия ее работы при роторном способе бурения. В результате часто случаются аварии с
бурильными трубами, бурильными замками и другими элементами колонны [30].
При бурении скважины с забойным двигателем (турбобуром или электробуром) условия
работы бурильной колонны значительно облегчаются. Она в этом случае не вращается и
поэтому испытывает только растягивающие и сжимающие нагрузки, а также реактивный
момент забойного двигателя. Последний имеет незначительное значение и в практических
расчетах им можно пренебречь.
Рассмотрим подробнее элементы бурильной колонны. Ведущая труба имеет в
большинстве случаев квадратное сечение. Вращающий момент от ротора передается
ведущей трубе через вкладыши, вставляемые в ротор. Для каждого размера трубы
применяют соответствующие вкладыши, позволяющие ей свободно перемещаться вдоль
оси скважины.
Серийно выпускаемые трубы имеют сборную конструкцию, состоящую из собственно
трубы, верхнего переводника для соединения с вертлюгом и нижнего переводника для
соединения с бурильными трубами. Вертлюг обеспечивает вращение бурильной колонны,
подвешенной на крюке в буровой вышке, и подачу через нее промывочной жидкости.
Вертлюг состоит из двух частей — системы вращающихся и неподвижных деталей.
33
Неподвижная часть вертлюга подвешивается к подъемному крюку, а к вращающейся
части присоединяют бурильную колонну. Ведущие трубы выпускаются следующих
размеров (со стороной квадрата): 112, 140 и 155 мм с диаметрами проходного канала
соответственно: 74, 85 и 100 мм и длинами труб — 13, 14и 14 м. Ведущие трубы
изготовляют из прочных сталей.
Бурильные трубы изготовляются следующих конструкций:
1) с высаженными внутрь концами;
2) с высаженными наружу концами;
3) с приваренными присоединительными концами;
4) с блокирующим (стабилизированным) пояском;
5) беззамковые раструбные трубы.
Конструкции бурильных труб приведены на рис. 2.8. На бурильных трубах с
высаженными внутрь концами выполнена конусная мелкая трубная резьба. Высадка
внутрь на концах трубы уменьшает ее внутренний диаметр. Соединяют такие трубы при
помощи замков (рис 2.9, а) или муфт (рис. 2.9, б). Трубы этой конструкции весьма
распространены. Длина их 6,8 и 11,5 м при наружном диаметре 60, 73, 89 и 102 мм. Трубы
диаметрами 114, 127, 140 и 168 мм выпускаются длиной 11,5 м.
Рис. 2.8. Бурильные трубы:
а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфта
Рис. 2.9. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами
Бурильные трубы с высаженными наружу концами имеют такую же резьбу, что и трубы с
высаженными внутрь концами. Высадка наружу обеспечивает одинаковый внутренний
34
диаметр по всей длине трубы, что резко улучшает гидравлическую характеристику этих
труб по сравнению с высаженными внутрь концами, так как значительно снижаются
потери на преодолении сопротивлений при прохождении промывочной жидкости по
бурильной колонне. Эти трубы соединяются также при помощи соединительных муфт или
бурильных замков. Длина этих труб такая же, как и труб с высаженными внутрь концами.
Заводы выпускают трубы диаметром 60, 73, 89, 114 и 140 мм.
Сначала эти трубы предназначались для бурения скважин электробуром. При этом
способе бурения требуется наличие в трубах широкого и одинакового по всей длине
циркуляционного канала, обеспечивающего монтаж: токопровода и прохождение
промывочной жидкости. Однако опыт показал целесообразность применения этих труб
при турбинном способе бурения.
Бурильные трубы с приваренными соединительными концами имеют равнопроходной
канал по всей длине труб. Для их присоединения используется крупная замковая резьба.
В бурильных трубах с блокирующим (стабилизирующим) пояском за счет удлинения у
замковых деталей цилиндрической выточки и за счет обточки гладкого пояска на трубе
вблизи резьбы достигается плотное сопряжение навинчиваемого в горячем состоянии
замка с трубой.
Так как на практике наиболее распространена вышка высотой 41м, позволяющая
использовать свечи длиной около 25 м, то бурильные трубы изготовляют длиной 6, 8 и
11,5 м. Поэтому свеча может быть собрана из четырех труб длиной б м каждая, трех труб
длиной 8 м каждая или из двух труб длиной 11,5 м. При сборке свечи из четырех
бурильных труб длиной 6 м две пары труб соединяются при помощи муфт, а так
называемые двухтрубки — с использованием бурильных замков. При сборке свечи из трех
бурильных труб длиной 8 м применяют две соединительные муфты и один бурильный
замок. Две бурильные трубы длиной 11,5 м соединяют при помощи бурильных замков.
Собранные свечи свинчивают также с использованием бурильных замков.
Для соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами предназначены два типа
замков:
1) ЗШ — с диаметром проходного сечения, близким к диаметру проходного сечения
высаженных концов бурильных труб;
2) ЗН — с диаметром проходного сечения, значительно меньшим диаметра проходного
сечения высаженных концов бурильных труб.
Сужение проходного сечения в бурильных замках ЗН значительно увеличивает потери
давления при циркуляции промывочной жидкости. Поэтому они мало используются при
роторном способе бурения и совсем не применяются в турбинном бурении.
Для соединения бурильных труб с высаженными наружу концами разработаны бурильные
замки с увеличенным проходным сечением (типа ЗУ), обеспечивающие нормальные
условия проходки скважины при турбинном бурении и бурении с электробуром.
Ниппель и муфта бурильного замка соединены при помощи конической крупной замковой
резьбы, а эти детали с бурильными трубами — мелкой трубной резьбой. Крупная
замковая резьба со значительной конусностью позволяет многократно свинчивать и
развинчивать свечи с незначительной затратой времени. Применение замков для
соединения бурильных труб не только ускоряет проведение спускоподъемных операций,
но и предотвращает бурильные трубы от преждевременного износа: при наличии
замкового соединения ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта
замка. Поэтому бурильные замки изготовляют из более качественного металла.
35
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливают над долотом (турбобуром,
электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части колонны. Их применение
позволяет создать нагрузку на долото коротким комплектом соединенных между собой
толстостенных труб, что улучшает условия работы бурильной работы.
Изготовляют УБТ двух типов: гладкие по всей длине (рис. 2.10, а) и с конусной проточкой
(рис. 2.10, б) для лучшего захвата их клиньями во время спуска и подъема бурильной
колонны. Комплект утяжеленных бурильных труб имеет одну наддолотную трубу 2 с
выполненной на обоих концах внутренней замковой резьбой и несколько промежуточных
труб 1, снабженных на верхнем конце внутренней, а на нижнем — наружной замковой
резьбой.
Переводники предназначены для
соединения элементов бурильной
колонны, с различными типами
резьбы.
Рис. 2.10. Утяжеленные бурильные трубы
Легкосплавные бурильные трубы. С
увеличением глубины скважин стали
изыскивать пути уменьшения массы
бурильной
колонны.
Стальные
бурильные трубы стали заменять
бурильными
трубами
из
алюминиевых сплавов. Выпускаются
легкосплавные бурильные трубы с
высаженными
внутрь
концами
диаметрами 73, 93, 114 и 147 мм. На
концах
этих
труб
нарезается
стандартная
трубная
резьба.
Свинчиваются они при помощи
стальных бурильных замков особой
конструкции.
Применение
легкосплавных
бурильных
труб
позволило уменьшить массу колонны
примерно в 2 раза.
2.7. МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
2.7.1. РОТОРЫ
Для вращения долота применяются роторы, турбобуры и электробуры. Рассмотрим схему
устройства и работы роторов. Роторы предназначены для передачи вращательного движения бурильной колонне и, следовательно, долоту; для поддержания на весу бурильной
колонны во время бурения; при спуско-подъемных и вспомогательных работах и обсадной
колонны при спуске ее в скважину. Поэтому роторы должны обеспечивать необходимую
частоту вращения долота, а их грузоподъемность должна превышать вес наиболее
тяжелой колонны — бурильной или обсадной [9].
Ротор (рис. 2.11) состоит из станины /, во внутренней полости которой установлен на
шариковом подшипнике стол 2 с укрепленным зубчатым коническим венцом, вала 6 с
цепным колесом с одной стороны и конической шестерней — с другой, кожуха 5,
ограждающего периферийную часть вращающегося стола, вкладышей 4 и зажимов 3 для
ведущей трубы.
36
Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный диаметр долота, которое
может пройти через него. В связи с этим выпускают роторы с различными диаметрами
проходного отверстия (от 400 до 700 мм). В центральное отверстие вставляют два
вкладыша 4, а внутрь — два зажима 3, В образовавшемся между зажимами отверстии
квадратного сечения свободно размещается ведущая труба также квадратного сечения.
Поэтому ведущая труба имеет возможность свободно перемещаться вдоль оси ротора и
воспринимать вращающий момент от стола ротора.
Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых
передач и подшипников, в корпус ротора заливается масло.
2.7.2. ТУРБОБУРЫ
При турбинном бурении долото приводится во вращение забойным двигателем —
турбобуром, преобразующим гидравлическую мощность потока промывочной жидкости,
поступающей из бурильной колонны, в механическую работу вращающегося вала
турбобура и долота.
Турбобур — многоступенчатая турбина (число ступеней от 25 до 350). Каждая ступень
турбины состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора,
укрепленного на валу турбобура. В статоре и роторе поток жидкости меняет направление
движения и, перетекая из ступени в ступень, отдает часть гидравлической мощности
каждой ступени. В результате мощность, создаваемая всеми ступенями, суммируется на
валу турбобура и подводится к долоту. Расчеты показали, что для эффективной работы
турбобура необходимо иметь около 100 турбин, т. е. 100 роторов и 100 статоров. С
увеличением числа турбин не только повышаются мощность и вращающий момент, но и
снижается частота вращения вала турбобура [9].
Проследим путь движения промывочной жидкости. Из бурильной колонны промывочная
жидкость через переводник попадает в корпус турбобура, проходит через отверстия в
неподвижном подпятнике и поступает в первый статор, а затем в первый ротор турбины,
во второй статор и во второй ротор турбины. Так, последовательно переходя из турбины в
турбину и через отверстия в двух средних опорах, жидкость попадает внутрь вала
турбобура и движется к долоту. Попав на забой скважины через отверстия в долоте,
жидкость захватывает обломки выбуренной породы и по затрубному пространству (по
пространству между бурильной колонной и стенкой скважины) устремляется вверх к
устью скважины.
На базе односекционных турбобуров созданы двух-, трех,-и четырехсекционные
турбобуры, имеющие соответственно до 230, 270 и 280 турбин.
37
Для бурения скважин турбинным способом с отбором керна разработаны колонковые
турбобуры (турбодолота), предусматривающие применение съемной грунтоноски.
Колонковый турбобур представляет собой турбобур с полым валом, на конец которого
навинчивается бурильная головка. В верхней части головки грунтоноски имеется бурт для
захвата ее ловителем, спускаемым в бурильную колонну при помощи лебедки. В
остальном конструкция колонковых турбобуров аналогична конструкции обычных
турбобуров. В России выпускаются турбобуры с наружным диаметром от 102 до 235 мм,
что позволяет применять их при бурении скважин долотами различных диаметров.
2.7.3. ЭЛЕКТРОБУРЫ
Электробур — забойный двигатель, предназначенный для передачи долоту вращательного
движения. Он состоит из электродвигателя и шпинделя. Вращающий момент двигателя
передается на вал шпинделя через зубчатую муфту. Электробур с долотом спускается в
скважину на бурильных трубах, которые служат не только для поддержания его на весу,
восприятия реактивного момента и подачи забою промывочной жидкости, но и для
размещения токоподводящего кабеля.
Электробур (рис. 2.12) состоит из двух основных узлов — электродвигателя и шпинделя.
В верхний проводник 13 поступает промывочная жидкость из бурильной колонны и через
полости между лубрикаторами 14 и 25 и их корпусом 12 поступает вовнутрь полого вала
электродвигателя 1 к долоту. Промывочная жидкость, проходя через отверстие в долоте,
подхватывает обломки выбуренной породы по затрубному пространству и поднимает их
на поверхность. Защита электродвигателя от влаги осуществляется заполнением
внутренней полости маслом под действием поршня лубрикатора 15. Полый вал электродвигателя 1 соединен с полым валом шпинделя 29 зубчатой муфтой 27.
В настоящее время выпускают электробуры с диаметрами корпуса 250, 215 и 170 мм для
бурения скважин долотами соответственно диаметрами 295, 243 и 190 мм.
2.8. ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА СКВАЖИН
2.8.1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Периодическую промывку скважин начали применять со второй половины XIX в., когда
был изобретен ударный способ бурения скважин. При этом было доказано, что наилучшая
очистка забоя от выбуренной породы достигается при доливании в скважину небольшого
количества воды.
Применение вращательного способа бурения скважин привело к необходимости
непрерывной промывки их в процессе бурении. Вода была первой промывочной
жидкостью и при этом способе бурения.
Развитие технологии бурения показало, что при разбуривании глин и глинистых
отложений образующийся в скважине глинистый раствор значительно облегчает процесс
проходки скважины. Поэтому стали не только сохранять глинистый раствор,
образовавшийся в скважине, но и искусственно приготовлять его на поверхности [9].
С ростом глубины скважин требования к их промывке все более возрастали, что
обусловило создание новых промывочных жидкостей.
Основные функции промывочных жидкостей:
1) вынос разбуренных частиц породы на поверхность;
38
2) удерживание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении
циркуляции;
3) создание противодавления на стенки скважины, а следовательно, предотвращение
обвалов породы и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из
разбуриваемых пластов;
4) глинизация стенок скважины;
5) охлаждение долота, турбобура, электробура и бурильной колонны;
6) смазка трущихся деталей долота, турбобура;
7) передача энергии турбобуру;
8) защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии.
Рис. 2.12. Электробур с маслонаполненным шпинделем:
1 — вал электродвигателя;
2, 5 — радиальные подшипники;
3, 30 — опорные подшипники;
4, 6 — секции электродвигателя;
7 — обмотка статора; 8 — диамагнитный пакет;
9, 10, 11 — соответственно верхняя, средняя и нижняя
части корпуса;
12 — корпус лубрикаторов; 13, 37 — переводники;
14, 25 — лубрикаторы;
лубрикатора;
15,
33
—
поршень
16,34 — пружина лубрикатора;
17, 18 — сальниковые уплотнения;
19 — пара торцовая уплотнения;
20 — кабельный ввод; 21 — контактный стержень;
22 — уплотнение ввода кабеля;
23 — предохранительный стакан;
24 — опора контактного стержня;
26 — корпус шпинделя; 27 — соединительная муфта;
28 — роликовая опора; 29 — вал шпинделя;
31 — резиновый амортизатор;
32 — лубрикатор шпинделя;
35 — втулка с уплотнением; 36 — сальник шпинделя;
38 — долото
Промывочная жидкость должна быть инертной к воздействию
минерализованных пластовых вод и обломков выбуренной породы.
температуры,
Промывочные жидкости классифицируются следующим образом:
1) на водной основе, представителями которой являются вода и глинистые растворы;
39
2) на неводной основе, к которым относятся углеводородные растворы (нефтяные);
3) аэрированные жидкости.
2.8.2. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Вода в качестве промывочной жидкости может быть применена в районах, где
геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без
глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее
выгодной из-за ее малой вязкости и относительно небольшой плотности. В результате
уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и
затрубном пространстве, улучшаются условия работы буровых насосов, повышается их
подача и увеличивается мощность турбобура.
Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых,
возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать
во взвешенном состоянии обломки выбуренной породы при прекращении циркуляции.
Во-вторых, могут быть обвалы пород со стенок скважины, так как вода не обеспечивает
должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физикохимическим воздействием воды на породу, слагающую стенку скважины.
Следует отметить, что при разбуривании продуктивного нефтеносного пласта нельзя
промывать скважину водой, так как интенсивная ее фильтрация в пласт затрудняет
впоследствии вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания ее бурения.
Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако для приготовления
качественного раствора пригодна не всякая глина. Глина представляет собой смесь
глинистых материалов, придающих ей пластичность, и твердых минералов (песка,
карбонатов), усложняющих процесс приготовления качественного глинистого раствора.
Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит
Al2O3∙2SiO2 ∙2H2O, галлуизитАl2О3∙2SiO2∙ЗН2О, монтмориллонит Al2O3 ∙4SiO2 ∙2H2O.
При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в
мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие
незначительной пластичностью.
Во всех глинах присутствует химически связанная вода, образующая на поверхности
глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые обладают большой полярностью. Химически связанная вода глинистых материалов удаляется только при
прокаливании до температуры 500 — 700 °С. После этого вернуть глине пластические
свойства нельзя.
Гидроксильные группы ОН создают вокруг частиц сильное поле притяжения. Под
действием притяжения к поверхностям глинистых частиц притягиваются молекулы воды.
Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически связанной.
Физически связанная вода почти полностью удаляется при нагревании до 100— 150 °С.
Однако при этом первоначальные пластические свойства глины почти не теряются.
Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно,
площадь контакта при их соприкосновении намного больше, чем при сближении зерен
песка, имеющих округлую форму. При смачивании глины водой молекулы воды
проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины
увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы
притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие
частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование)
глины в воде и образование глинистого раствора.
40
Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо
применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого
раствора. Качество глинистого раствора характеризуется многими параметрами:
плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим напряжением сдвига и др.
Плотность — параметр, с помощью которого определяется гидростатическое
давление, создаваемое столбом раствора в скважине на данной глубине.
В неосложненных условиях бурения плотность раствора поддерживается на уровне
1,18— 1,2 г/см3. При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обвалам пород,
плотность раствора увеличивают. Для утяжеления промывочной жидкости применяют
минералы барит (плотность которого 4,5 г/см3) и гематит (плотность 5,19 — 5,28 г/м3).
При прохождении трещиноватых кавернозных пластов, наоборот, плотность промывочной жидкости уменьшают.
Вязкость — параметр,
сопротивление его движению.
характеризующий
свойство
раствора
оказывать
При бурении в пористых, трещиноватых породах с небольшим пластовым
давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость последней
способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах, содержащих газ,
приходится уменьшать вязкость для лучшего прохождения пузырьков газа через столб
жидкости.
Водоотдача — способность раствора при определенных условиях отдавать воду
пористым породам.
При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в
поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенках
скважины глинистая корка со временем препятствует проникновению в пласты даже
очень мелких частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого
раствора.
Если применять глинистый раствор низкого качества, то на стенках скважины
образуется толстая, рыхлая и неплотная корка, через которую отфильтровывается вода в
пласт. Это сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной
колонны. Кроме того, проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к
их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить
водоотдачу глинистого раствора.
Статическое напряжение сдвига — усилие, которое требуется приложить, чтобы
вывести раствор из состояния покоя. Этот параметр характеризует прочность структуры,
образующейся в растворе и возрастающей с течением времени, прошедшего с момента
перемешивания глинистого раствора. Определяют его 2 раза: 1) через 1 мин после интенсивного перемешивания; 2) через 10 мин после перемешивания. Статическое напряжение
сдвига определяют приборами разного типа.
При нормальных условиях бурения рекомендуется поддерживать статическое напряжение
не более 20 мг/см2. Глинистый раствор с большим статическим напряжением сдвига (до
200 мг/см2 и более) применяется для предупреждения поглощения глинистого раствора в
пористые пласты.
Стабильность
длительное время.
характеризует
способность
раствора
сохранять
плотность
Для измерения стабильности раствор наливают в цилиндрический сосуд, имеющий
отверстия в дне и в средней части. После его отстаивания в течение 24 ч определяют плотность раствора из проб, отобранных из верхней и нижней частей сосуда. Разница в
41
значениях плотности раствора характеризует меру стабильности. Для неосложненных
условий бурения стабильность должна быть не более 0,02.
Суточный отстой характеризует коллоидные свойства промывочной жидкости.
Для его определения хорошо перемешанный раствор наливают в градуированный
цилиндр объемом 100 см3 и оставляют в покое на сутки. Для высококачественного
раствора значение суточного отстоя должно быть равно нулю [9].
Содержание песка — это количество в растворе частиц породы, не способных
растворяться в воде. Определяют содержание песка по объему образовавшегося осадка (в
растворе, выходящем из скважины, в начале желобной системы и из приемного мерника,
т. е. в растворе, поступающем в скважину) в специальном отстойнике при нахождении в
нем разжиженного глинистого раствора.
Степень очистки раствора от выбуренной породы на поверхности представляет
собой разницу содержания песка в этих пробах (в %).
2.8.3. ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
С целью улучшения качеств растворы обрабатываются химическими реагентами.
Большинство этих реагентов по характеру их воздействия на растворы можно разделить
на две группы: 1) понизители водоотдачи растворов; 2) регуляторы структурномеханических свойств растворов (вязкости, статического напряжения сдвига).
Реагенты-понизители водоотдачи: углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовая
барда (ССБ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) и т. д.
Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH). В
результате реакции между этими веществами образуются натриевые соли гуминовых
кислот — гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными
активными веществами реагента.
Избыток каустической соды приводит к расщеплению (пептизации) глинистых частиц.
Всегда содержащаяся в глинистом растворе физически связанная вода обволакивает вновь
образовавшиеся частицы, что приводит к уменьшению водоотдачи. Одновременно с этим
на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, вследствие чего происходит интенсивное утолщение гидратных оболочек. В результате этого способность к
слипанию глинистых частиц резко падает, статическое напряжение сдвига уменьшается.
Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочным реагентом, в связи
с высокой дисперсностью глинистых частиц являются вязкими, но бесструктурными.
Таким образом, при обработке раствора углещелочным реагентом следует внимательно
следить за показателями вязкости и статического напряжения сдвига. Уменьшение
статического напряжения сдвига ниже 0,1 Па (10 мгс/см2) за 1 мин сигнализирует о
необходимости прекращения химической обработки этим реагентом и принятия мер по
улучшению свойств раствора. В этих целях вязкость уменьшается путем добавления воды,
что приводит к росту водоотдачи, а восстановление структурно-механических свойств
осуществляется введением в раствор высококачественного свежеприготовленного
глинистого раствора. Вторичная обработка раствора в целях снижения водоотдачи может
быть начата после доведения статического напряжения сдвига до значений 0,2-0,3 Па (2030 мгс/см2) за 1 мин.
Сульфит-спиртовая барда — отход целлюлозной промышленности. Содержащиеся в ней
лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов,
подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод. Действие сульфит-
42
спиртовой барды на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее
эффективно.
Карбоксиметилцеллюлоза предназначена для обработки сильно минерализованных
глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Карбоксиметилцеллюлоза представляет собой
натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять
реагента. Первичную обработку раствора обычно проводят 10%-ным, а вторичную — 3 —
4%-ным раствором реагента.
Карбоксиметилцеллюлоза — универсальный реагент, который активно улучшает почти
все параметры глинистого раствора.
Реагенты-регуляторы
структурно-механических
свойств
растворов: жидкое стекло,
поваренная соль, гашеная известь и т. д.
Жидкое стекло позволяет изменять вязкость и статическое напряжение сдвига в довольно
широких пределах. Если требуется незначительно увеличить статическое напряжение
сдвига, то добавляют жидкого стекла не более 0,75 % от объема глинистого раствора. При
добавлении к глинистому раствору 2,5 — 3 % жидкого стекла можно получить
высоковязкий раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для
борьбы с поглощениями промывочной жидкости.
Поваренная соль обеспечивает значительной повышение статического напряжения сдвига
растворов, пересыщенных углещелочным реагентом.
Гашеная известь даже при небольших добавках (до 5 %) вызывает резкое повышение
вязкости и водоотдачи [9].
2.8.4. ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ОЧИСТКА ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
Процесс приготовления глинистого раствора зависит от применяемых материалов. Если
используют комовые материалы, то их дробят до размеров частиц и создают условия для
взаимодействия частиц глины с водой. Раствор приготовляют в механических или
гидравлических мешалках на буровой или централизовано на глинозаводе.
В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин или
глинобрикетов. При использовании порошкообразных глин для приготовления глинистого
раствора применяют гидравлическую мешалку. В России наиболее распространены
гидравлические мешалки типа ГДМ-1.
Гидравлическая мешалка (рис. 2.13) состоит из воронки / для загрузки порошков, камеры
смешения 4 с соплом 5, бака 2 и общей сварной рамы 3. В камере смешения через сопло
подводится вода или раствор под давлением 2 — 3 МПа. В камере образуется вакуум,
благодаря чему порошок из воронки засасывается в нее и смешивается с жидкостью.
Образовавшаяся пульпа поступает в бак и ударяется о специальный башмак, в результате
чего комки твердой фазы дополнительно измельчаются и перемешиваются с жидкостью.
Поднимаясь вверх, суспензия теряет скорость, из нее выпадают на дно комки глины или
утяжелителя. Готовая суспензия сливается через выходную трубу в верхней части бака.
Гидравлические мешалки аналогичной конструкции, но без смесительного бака
применяются для приготовления цементных растворов при цементировании скважин. В
частности, они являются составной частью цементно-смесительных машин.
Глинистый раствор подается к емкости бурового насоса и затем поступает в бурильную
колонну. Проходя через отверстия долота, промывочная жидкость захватывает частицы
разрушенной породы и поднимает их на поверхность. Для очистки глинистого раствора от
43
обломков выбуренной породы и абразивных частиц широко используют механические
способы (вибрационные и конвейерные сита) и гравитационные (осаждение в амбарах и
при малой скорости течения — в желобах); для удаления наиболее мелких частиц
применяют гидроциклоны.
Рис. 2.13. Гидравлическая мешалка эжекторного типа ГДМ-1
Вибрационное сито СВ-2 состоит из двух вибрирующих рам, наклоненных под углом 12
— 18° к горизонту и смонтированных на одной общей неподвижной раме,
распределительного желоба и двух электродвигателей. Каждая вибрирующая рама имеет
на концах два специальных барабана, на которые натягивается сетка, плотно прилегающая
к промежуточным опорам. Сетка изготовляется из проволоки (нержавеющая сталь) диаметром 0,25 или 0,34 мм; на 1 см ее длины приходится соответственно 16 или 12
отверстий. На рамах установлены эксцентриковые валы, каждый из которых приводится
во вращение от электродвигателя.
Вибрации сетки разрушают тиксотропную структуру раствора и таким образом
уменьшают ее условную вязкость.
Процеживаясь через сетку и освободившись от обломков выбуренной породы, раствор
направляется в сборное корыто, а оттуда через боковой лоток — в желоб циркуляционной
системы или в емкость бурового насоса. Частицы выбуренной породы под действием
вибраций сползают по наклонной поверхности сетки в отвал.
Эффективным очистным устройством глинистых растворов является гидроциклон. Гидроциклон (рис. 2.14) состоит из вертикального цилиндра 1 с тангенциальным подводным
патрубком 5, конуса 3, сливной трубы 2 и регулировочного устройства с насадкой 4.
Промывочный раствор под избыточным давлением 0,2 — 0,3 МПа по тангенциальному
патрубку 5 поступает в цилиндр 1 и приобретает вращательное движение. Под действием
центробежной силы более тяжелые частицы отбрасываются у периферии, а наиболее
легкие концентрируются в центральных и средних участках гидроциклона. При высокой
скорости вращения потока в гидроциклоне вдоль оси образуется воздушный столб, давление в котором ниже атмосферного. Осевая скорость на границе этого столба
максимальна и направлена вверх, а на стенках гидроциклона осевая скорость направлена
вниз.
Вследствие такого распределения осевых скоростей в гидроциклоне возникает
поверхность, проходящая через точки с нулевой скоростью и отделяющая периферийную
часть потока, в которой сконцентрированы наиболее тяжелые частицы твердой фазы и
которая опускается по стенке гидроциклона вниз, от центральной, наиболее легкой части
потока, движущейся вверх. Опускающиеся по спирали наиболее тяжелые частицы твердой
44
фазы вместе с небольшим количеством жидкости удаляются через насадку 4 в отвал или
отстойник. Основной же объем жидкости, содержащей наиболее легкие фракции твердой
фазы, направляясь вверх вдоль воздушного столба, удаляется из гидроциклона через
сливную трубу 2. Диаметр насадки 4 регулируют в зависимости от наибольшего размера
частиц, которые должны быть удалены из промывочной жидкости.
Рис. 2.14. Гидроциклон
Наиболее быстро изнашивающиеся детали (внутреннюю поверхность вводного патрубка,
насадку и внутреннюю облицовку конуса) изготовляют сменными из резины.
Гидроциклоны рекомендуется использовать для очистки промывочной жидкости от
мелких фракций твердых частиц, которые не могут быть удалены с помощью сит. В связи
с этим промышленность изготовляет специальные ситогидрациклонные установки типа
4СГУ-2.
В состав такой установки входят вибрационное сито, батарея из четырех параллельно
смонтированных гидроциклонов с наружным диаметром цилиндра 250 мм, шламового
насоса и емкости.
45
2.8.5. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ
Для разбуривания аргиллитов, сланцевых глин, соленос-ных пород с промывкой скважин
жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как
правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворение соленосных пород. В этих
условиях желательно использовать неводные промывочные жидкости. Такие жидкости
следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как нельзя допускать
загрязнение коллекторов отфильтрованной водой [9].
Промывочные жидкости на неводной основе — сложная многокомпонентная система, в
которой дисперсионной средой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное
топливо. Поэтому их называют растворами на углеводородной основе (РУО).
Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят
дизельное топливо, битум, окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшое
количество воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходимо, в раствор
добавляют барит, имеющий большую плотность.
Растворы на углеводородной основе даже при большом перепаде давлений являются
практически не фильтрующими жидкую фазу. Выбуренные частицы породы, в том числе
глинистые, в таких растворах не распускаются, а частицы соленос-ных пород не влияют
на качество раствора. Они не ухудшают проницаемость коллекторов продуктивных
горизонтов.
Однако растворы на углеводородной основе чувствительны к температуре и поэтому их
рецептура должна подбираться с учетом ожидаемой температуры на забое скважины.
Бурение с промывкой скважины растворами на углеводородной основе заставляет
особенно строго соблюдать все правила противопожарной безопасности, а в связи с
загрязнением рабочих мест нефтью требования к мероприятиям по охране труда рабочих
возрастают. При бурении с промывкой такими растворами ухудшаются условия
проведения электрометрических работ в скважине. Растворы на углеводородной основе
значительно дороже глинистых.
2.8.6. ПРОДУВКА СКВАЖИН ВОЗДУХОМ
Сущность продувки скважин воздухом заключается в том, что для очистки забоя, выноса
выбуренной породы на дневную поверхность, охлаждения долота вместо промывочной
жидкости в скважину нагнетают газообразные агенты: сжатый воздух, естественный газ и
выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.
Вынос выбуренной породы при продувке скважин воздухом осуществляется следующим
образом. От компрессора сжатый воздух или газ по нагнетательному трубопроводу подается через буровой шланг и вертлюг в бурильную колонну и далее через отверстия в
долоте на забой скважины. Поток воздуха или газа подхватывает кусочки выбуренной
породы с забоя и по затрубному пространству поднимается к устью скважины. Затем
смесь воздуха или газа с выбуренной породой направляется в выкидную линию, на конце
которой установлен шламоуловитель. Устье скважины герметизируют специальным
устройством для защиты людей и оборудования от выносимой из скважины пыли.
Применение продувки скважины воздухом или газом по сравнению с промывкой жидкостью имеет ряд преимуществ.
1. Увеличиваются механическая скорость бурения и проходка на долото за счет лучшей
очистки забоя скважины от выбуренной породы, отсутствия гидростатического давления
столба жидкости и улучшения условий охлаждения долота.
46
2. Улучшаются условия бурения скважины в трещиноватых и кавернозных породах, в
которые при промывке скважины поглощают промывочную жидкость, вызывая частичную или полную потерю циркуляции.
3. Облегчаются условия бурения скважины в безводных районах.
4. Обеспечивается лучшая сохранность продуктивного горизонта (особенно с низким
пластовым давлением), так как в данном случае нет отрицательного воздействия
промывочной жидкости на поры пласта.
5. Создаются условия для правильной оценки геологами поднимаемого керна и
выносимых частиц породы в связи с отсутствием загрязненности породы промывочной
жидкостью.
Однако продувку скважин воздухом можно применять не в любых геологических
условиях, что ограничивает возможность использования этого метода очистки забоя
скважины.
Наибольшие затруднения возникают при продувке скважины в процессе бурения в
водоносных горизонтах со значительными водопритоками, когда в связи с увеличением
гидростатического давления столба жидкости ухудшаются условия работы компрессоров.
Большими трудностями сопровождается также разбуривание вязких пород (типа глин),
способных налипать на стенку скважины и образовывать сальники на бурильной колонне.
При наличии водопритоков и при прохождении обваливающихся и сыпучих пород
применяют промывку забоя аэрированными глинистыми растворами (в поток воздуха
добавляют воду). Такой способ очистки скважины позволяет довольно легко
устанавливать необходимое противодавление на проходимые пласты в целях избежания
интенсивного притока воды в скважину и обвалов пород.
Если в проходимых породах содержатся горючие газы, то во избежание взрывов и
пожаров целесообразно применять продувку природным газом. Если в скважину
возможно поступление метана или другого горючего газа, помимо природного
используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. Следует учитывать, что
выхлопные газы перед подачей в компрессоры необходимо пропускать через холодильники и влагоотделители, а перед нагнетанием в скважину в них следует добавлять
ингибиторы для защиты бурильных труб от коррозии.
2.9. РЕЖИМ БУРЕНИЯ
Под режимом бурения понимается определенное сочетание параметров, влияющих на
показатели бурения. К числу таких параметров относятся: 1) осевая нагрузка на долото; 2)
частота вращения долота; 3) массовый расход прокачиваемой промывочной жидкости; 4)
качество промывочной жидкости (плотность, вязкость, водоотдача, статическое
напряжение сдвига).
Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и
количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой,
называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.
На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в
неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям,
осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать
в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких
случаях, называются специальными режимами.
Эффективность работы долота оценивается двумя параметрами:
47
1) механической скоростью бурения VMЕX′ м/ч;
2) проходкой на долото hֽ м.
При выборе режима бурения следует учитывать, что с изменением одного из параметров
не всегда увеличиваются механическая скорость проходки и проходка на долото. Для
каждой породы существует оптимальное сочетание нагрузки на долото, частоты вращения
долота и расхода промывочной жидкости.
При турбинном способе бурения изменение одного параметра режима бурения
вызывает автоматическое изменение других. В случае увеличения расхода промывочной
жидкости при неизменной нагрузке на долото частота вращения п вала турбобура (долота)
растет прямо пропорционально. Если же нагрузка на долото будет увеличена, а расход
промывочной жидкости останется постоянным, то частота вращения вала турбобура
(долота) уменьшится.
В практике бурения скважин расход промывочной жидкости устанавливают с учетом
обеспечения наивыгоднейших условий работы турбобура и наибольшего выноса выбуренной породы. С углублением скважины в связи с уменьшением ее диаметра расход
промывочной жидкости уменьшают от интервала к интервалу [9].
При бурении в интервале, для которого установлен постоянный расход жидкости, из трех
параметров режима бурения можно изменять только нагрузку на долото, регулируя тем
самым частоту его вращения. Последняя при постоянным расходе промывочной жидкости
достигает своего максимума при снятии нагрузки на долото.
При создании нагрузки на долото частота вращения вала турбобура (долота) уменьшается,
а вращающий момент увеличивается. Эффективная работа турбобура будет обеспечена
при таких нагрузках на долото, когда мощность на валу турбобура N достигнет
максимального значения. В этот период частота вращения вала турбобура составляет
примерно половину частоты вращения долота при отсутствии на него нагрузки, а
вращающий момент около половины момента, развиваемого при торможении вала
турбобура (л = 0). При максимальной мощности на валу турбобура турбина имеет и
максимальное значение КПД.
Нагрузка на долото зависит от твердости проходимости пород. При разбуривании твердых
пород в целях повышения эффективности работы долота повышают нагрузку, а при
бурении в мягких породах — снижают. В то же время частота вращения долота в первом
случае уменьшается, а во втором — увеличивается, что и требуется для достижения хороших показателей его работы.
При работе турбобуров в соответствии с описанными условиями обеспечиваются
наилучшие показатели работы долота, так как повышение и снижение частоты вращения
долота приводит к неустойчивому режиму работы турбобура.
При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь параметров
режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга, как при турбинном способе.
Поэтому можно устанавливать любые комбинации параметров режима бурения,
контролировать их [9, 30].
Расход промывочной жидкости устанавливается с учетом качественной очистки забоя
скважины. Нагрузка на долото и частота его вращения устанавливаются для каждого
геологического горизонта с учетом твердости проходимых пород.
Подача бурильной колонны — вертикальное перемещение на поверхности, которое
осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате
ослабления тормоза лебедки.
48
Давление долота на забой создается частично весом бурильной колонны, однако
чрезмерное ее увеличение может вызвать поломку бурильной колонны и искривление
скважины. Во избежание этого нижняя часть бурильной колонны выполняется
утяжеленной.
При работе с утяжеленным низом его вес используется только на 75 %.
Для контроля за равномерным давлением на долото пользуются прибором, называемым
индикатором веса. Давление промывочной жидкости измеряется датчиком, который
монтируется на трубопроводе между насосами или на стояке нагнетательной линии
буровых насосов. Частота вращения ротора измеряется тахометрами различных
конструкций. Кроме того, применяют приборы для определения механической скорости
бурения, а также другие приборы, регистрирующие и показывающие параметры бурения
на забое (частота вращения вала турбобура, пространственное положение забоя скважины
и т. д.).
В последнее время все шире внедряется передача параметров режима бурения на
расстояние. Это позволяет на диспетчерских пунктах (участках) оборудовать специальные
пульты, на которых монтируют показывающие и регистрирующие приборы параметров
режима бурения каждой буровой. Диспетчер (инженер участка) получает возможность
круглосуточно следить за работой буровых и при необходимости незамедлительно
вносить нужные коррективы в процесс проводки скважины.
2.10. РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ
2.10.1. ЭЛЕМЕНТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Стандартами России на нефтяные трубы предусматривается выпуск стальных бесшовных
обсадных труб диаметром от 114 до 508 мм. Трубы каждого диаметра выпускаются с
несколькими толщинами стенок. Например, толщина стенок обсадных труб диаметром
146 мм составляет 6,5; 7; 8; 9; 10 и 11 мм. На концах труб предусмотрена конусная резьба.
Трубы, поставляемые длиной 9,5— 13 м, соединяются муфтами (рис. 2.15).
Рис. 2.15. Обсадная труба и
соединительная муфта к ней:
D — наружный диаметр трубы;
δ — толщина стенки трубы;
G — длина резьбы;
DM — диаметр муфты трубы
Для успешного спуска обсадной колонны и цементирования скважины ее нижняя часть
оборудуется следующим образом (рис. 2.16): направляющая пробка 1, башмак 2, башмачный патрубок 3, обратный клапан 4 и упорное кольцо (на рисунке не показано).
49
Направляющая пробка, изготовленная из цемента или чугуна, служит для направления
обсадной колонны при спуске ее в скважину.
Цементные пробки легко разбуриваются и поэтому их
применяют при спуске промежуточных колонн.
Чугунные пробки в последнее время нашли широкое
распространение. Они имеют одно центральное
отверстие и четыре боковых. Эти пробки обладают
высокой прочностью и в то же время сравнительно
легко разбуриваются.
Башмак представляет собой толстостенный стальной
патрубок длиной 300 — 600 мм, на верхнем конце
которого выполнена резьба для соединения с
обсадными трубами, а на нижнем — резьба для
соединения с чугунной направляющей пробкой.
Иногда внутренняя часть остается гладкой (в случае
применения цементной направляющей пробки).
Башмачный
патрубок
изготовляется
из
толстостенной обсадной трубы длиной около 1,5 м с
резьбой на концах. Нижний конец патрубка
свинчивается с башмаком, а на верхний конец навинчивают удлиненную муфту, внутри которой
устанавливают обратный клапан. В башмачном
патрубке просверливаются отверстия по винтовой
линии для выхода из обсадной колонны промывочной
жидкости и цементного раствора при цементировании
скважины [9].
Обратный клапан служит для циркуляции жидкости в
направлении сверху вниз. При спуске обсадной
обсадной колонны
колонны жидкость из скважины в колонну не проникает, что уменьшает нагрузку на резьбовые соединения, а также на талевую систему и
вышку. Поэтому обратный клапан необходимо применять при спуске утяжеленных
обсадных колонн. В промежуточных, а иногда в эксплуатационных колоннах обратный
клапан после окончания цементирования скважины необходимо разбуривать. Поэтому
обратный клапан изготавливают из чугуна.
Рис. 2.16. Конструкция низа
К удлиненной муфте, в которой устанавливается обратный клапан, привинчивается
обсадная труба, соединенная со следующей обсадной трубой с помощью стандартной
муфты, в которой размещается чугунное упорное кольцо диаметром на 15 — 20 мм
меньше внутреннего диаметра муфты обсадной трубы. Упорное кольцо предназначено
для задержания цементировочных пробок, перемещающихся по обсадной колонне в
процессе цементирования скважины.
2.10.2. УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ
Обсадная колонна составляется из обсадных труб с одинаковым наружным, но с
различным внутренним диаметром, т. е. обсадная колонна по всей длине имеет несколько
секций обсадных труб с различной толщиной стенок. Это объясняется тем, что такая
колонна подвергается воздействию различных усилий, значение которых по длине
колонны непостоянно.
50
Верхняя часть обсадной колонны испытывает максимальные растягивающие усилия от
собственного веса. Естественно, что эти усилия убывают по прямолинейному закону и
становятся равными нулю у низа колонны (если обсадная колонна не установлена на
забой скважины).
Нижняя часть обсадной колонны (если она не заполнена жидкостью) испытывает
максимальные сминающие усилия от гидростатического давления столба жидкости,
находящейся за колонной. Обсадная колонна должна быть составлена таким образом,
чтобы в любом ее сечении не происходило разрыва в муфтовом соединении под
действием сил собственного веса и не было смятия труб при перепаде давления столба
жидкости.
Подготовка к спуску обсадной колонны проводится следующим образом. До спуска
обсадной колонны необходимо проверить: обсадные трубы, буровую вышку, буровое
оборудование, спускоподъемный инструмент и т. д.
Обсадные трубы должны быть тщательно осмотрены. Трубы с дефектами
отбраковывают, а отобранные для комплектования колонны трубы после измерения их
длины укладываются на мостки в порядке, обратном очередности их спуска в скважину.
При осмотре труб особое внимание следует обратить на расслоение металла, кривизну
труб, деформацию труб и муфт.
После наружного осмотра необходимо проверить чистоту внутренней поверхности всех
труб, пропуская через каждую трубу шаблон специальной конструкции. В процессе
укладки труб на мостки резьбу тщательно очищают от грязи волосяной щеткой и
промывают керосином. На очищенные концы труб навинчивают предохранительные
кольца, а в муфты ввинчивают ниппели.
Вышка, буровое оборудование, спускоподъемный инструмент должны быть также
осмотрены для выявления вышедших из строя деталей.
Перед спуском обсадной колонны необходимо тщательно замерить глубину скважины.
После этого ствол скважины иногда прорабатывают новым долотом.
Во время спуска обсадной колонны необходимо:
1) строго закрепить обязанности за каждым членом буровой бригады;
2) свинчивать трубы только вручную, а закреплять резьбовое соединение машинными
ключами;
3) следить за качеством и уровнем промывочной жидкости в скважине и в обсадной
колонне;
4) организовать работу таким образом, чтобы спуск обсадной колонны в скважину
происходил быстро.
2.10.3. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Цель цементирования обсадной колонны — получение прочного, концентрично
расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно
изолирующего вскрытые скважиной поглощающие, газо-, водо-, нефтепроявляющие
горизонты.
Для цементирования обсадных колонн применяют цементные растворы, приготовляемые
из тампонажных цементов и воды. При размешивании тампонажного цемента с водой
получают жидкую и легкотекучую массу.
51
Механические свойства свежих цементных растворов аналогичны свойствам глинистых
растворов. С течением времени цементный раствор загустевает, теряет свою подвижность.
Этот процесс, называемый схватыванием цементного раствора, происходит в течение
нескольких часов после перемешивания цемента с водой. В конце схватывания раствора
цементная масса упрочняется и образует цементный камень. Окончательное упрочнение,
или затвердение цементной массы происходит в течение многих дней.
Цемент, предназначенный для цементирования обсадной колонны, тщательно исследуют
в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного
раствора. Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в
нем воды. Излишек воды приводит к получению пористого и непрочного цементного
камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что
затрудняет проведение цементирования обсадных колонн [30].
Для обеспечения нормальных условий цементирования обсадной колонны рекомендуется
при приготовлении цементного раствора добавлять воды 40 —50 % от массы цемента, т. е.
на каждые 100 т цемента приходится 40 —50 т воды.
О качестве цементного раствора, закачиваемого в обсадную колонну, судят по его
плотности, которая должна колебаться от 1750 до 1950 кг/м3.
Качество цементирования обсадной колонны зависит также от начала и конца
схватывания цементного раствора. Схватывание цементного раствора должно начинаться
после окончания цементирования колонны. Следует добиваться, чтобы разница во
времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.
Для цементирования обсадных колонн применяют следующие тампонажные цементы:
1) для «холодных» скважин с температурой на забое до 40 °С;
2) для «горячих» скважин с температурой на забое до 75 °С;
3) для глубоких скважин с температурой на забое 100 —120 °С. Цемент для «холодных»
скважин, смешанный с пресной
водой (50 % от массы цемента), должен иметь начало схватывания от 3 до 7,5 ч с момента
его затворения, конец схватывания — не более 3 ч после начала схватывания. Следовательно, при цементировании скважин с температурой на забое до 40 ° С необходимо
закончить весь процесс не более чем за 2,5 ч.
Цемент для «горячих» скважин, смешанный с пресной водой (50 % от массы цемента),
должен иметь начало схватывания от 1 ч 45 мин до 2 ч 45 мин после затворения, конец
схватывания — не более 1 ч 30 мин после начала схватывания. Таким образом, процесс
цементирования с температурой на забое до 75 °С необходимо закончить за 1 ч.
Цемент для глубоких скважин получают в результате помола цементного клинкера с
добавкой гипса. Начало схватывания такого цемента должно наступать не менее чем через
1 ч 15 мин с момента его затворения. Как видно, в глубоких скважинах процесс
цементирования должен длиться менее 1 ч.
Для цементирования кондукторов кроме перечисленных тампонажных цементов
выпускается специальный цемент с добавкой 25 — 30 % песка.
Для особых условий цементирования обсадных колонн выпускаются утяжеленные
тампонажные цементы (при применении промывочной жидкости с плотностью до 2200
кг/м3), волокнистые тампонажные цементы (для уменьшения глубины проникновения
цементного раствора в сильнопористые пласты), гель-цементы (для цементирования зон
поглощения промывочной жидкости) и др.
52
Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонажный цемент в необходимом
количестве засыпают в специальные цементосмесительные машины и отправляют на
буровую. К этому времени туда же доставляют и цементировочные агрегаты. В комплект
последних входят насосы с большой подачей, способные создать необходимое давление
для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного раствора.
Цементировочные
агрегаты
и
цементосмесительные
машины
обвязываются
трубопроводами друг с другом и с цементировочной головкой, установленной на
обсадной колонне.
Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока плотность
закачиваемой в нее жидкости не станет равной плотности жидкости, выходящей из
скважины. Наиболее распространены одноступенчатый и двухступенчатый способы
цементирования обсадных колонн.
Одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн (рис. 2.17) заключается в
следующем. До закачки цементного раствора в обсадную колонну опускают нижнюю
цементировочную пробку 2, предназначенную для отделения цементного раствора от
находящейся в колонне промывочной жидкости. Нижняя пробка 2 имеет отверстие,
перекрытое резиновой перепонкой. После этого на колонну навинчивают головку 1 с
верхней цементировочной пробкой, не имеющей сквозного отверстия.
Рис. 2.17. Стадии
(а~г)
одноступенчатого
цементирования:
1 — головка;
2 — нижняя пробка;
3 — упорное кольцо;
4 — верхняя пробка;
5 — цементный
раствор
Затем цементный раствор закачивают в обсадную колонну. Требуемый объем этого
раствора определяется исходя из условия, чтобы к концу цементирования в обсадной
колонне осталась небольшая порция цементного раствора (цементный стакан), а за
обсадной колонной цементный раствор поднялся на заданную высоту. После окончания
закачки цементного раствора в обсадную колонну проталкивают верхнюю (без отверстия)
53
цементировочную пробку 4 и затем прокачивают промывочную жидкость. резкое
повышение давления.
Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца, она остановится. Давление над пробкой
повысится и резиновая перепонка лопнет. При дальнейшей закачке промывочной
жидкости в колонну верхняя пробка подойдет к нижней и закроет отверстие в ней.
Возникнет гидравлический удар. Манометр на цементировочной головке зафиксирует
После этого краны цементировочной головки закрывают и скважину оставляют в покое на
16 ч для затвердевания цементного раствора за кондуктором и на 24 ч — за промежуточной и эксплуатационной колоннами.
При цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах приходится
прокачивать довольно большие объемы цементного раствора и продавочной жидкости за
весьма ограниченное время, определяемое сроком начала схватывания цементного
раствора. В таких условиях применяется двухступенчатое цементирование, при котором
цементный раствор закачивается в колонну и продавливается в затрубное пространство
двумя порциями. Первая порция цементного раствора продавливается за колонну через
башмак, а вторая — через отверстия в заливочной муфте, установленной в обсадной
колонне на значительном расстоянии от башмака.
Независимо от конструкции заливочной муфты сущность способа двухступенчатого
цементирования заключается в следующем. Обсадную колонну с башмаком, башмачным
патрубком, обратным клапаном (если он необходим) и заливочной муфтой спускают в
скважину. После подготовки скважины к цементированию в нее закачивают первые
порции цементного раствора и продавочной жидкости, а затем спускают нижнюю
цементировочную пробку. За нижней пробкой закачивают вторую порцию цементного
раствора и спускают вторую (верхнюю) цементировочную пробку. Затем в скважину
закачивают вторую порцию продавочной жидкости. В процессе закачивания жидкости
первая (нижняя) пробка доходит до упорного кольца в заливочной муфте, садится на него
и срезает медные шпильки. Передвижной цилиндр освобождается, перемещается до упора
вниз и открывает отверстия в удлиненной муфте. К этому моменту заканчивается продавливание первой (нижней) порции цементного раствора в затрубное пространство через
башмак колонны и начинается вытеснение за колонну через отверстия в заливочной
муфте второй (верхней) порции цементного раствора.
Продавливание за колонну второй порции цементного раствора заканчивается посадкой
верхней пробки на нижнюю. После твердения цементного раствора разбуриваются обе
пробки в заливочной муфте и, если это требуется, разбуривают обратный клапан и
цементный стакан в нижней части колонны.
Описанные методы цементирования обсадных колонн, обеспечивающие перекрытие
цементным раствором затрубного пространства от башмака и выше, удовлетворяют
условиям цементирования кондукторов и промежуточных колонн, но не всегда могут
быть применены при цементировании эксплуатационных колонн. Иногда целесообразно
не цементировать затрубное пространство, расположенное против нефтеносного пласта, а
осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. В этом случае применяется
манжетное цементирование. При этом способе нижняя часть эксплуатационной колонны,
длина которой равна мощности продуктивного пласта, состоит из перфорированных
обсадных труб. Над перфорированным участком в колонне устанавливают прямой клапан,
а несколько выше — специальную заливочную муфту. Снаружи, несколько выше прямого
клапана, устанавливается брезентовая манжета, которая при вытеснении цементного
раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенке
скважины, препятствуя движению цементного раствора по затрубному пространству вниз.
54
2.10.4. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН И ПЕРФОРАЦИЯ
Конструкцию забоев нефтяных и газовых скважин выбирают с учетом литологических и
физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважины на залежи. Так,
на антиклинальной складке (рис. 2.18) скв. 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так
как при этом ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении
нагнетательной скв. 1, предназначенной для закачки воды в законтурную часть залежи,
пласт следует вскрывать на всю его мощность, чтобы добиться высокой поглотительной
способности.
Рис. 2.18.
Расположение скважин
Если в подошве пласта не содержится вода, целесообразно вскрывать пласт в нефтяной
части залежи на всю его мощность. При этом скважину заканчивают несколько ниже продуктивного пласта (скв. 3) и устраивают колодец (зумпф), в котором скапливаются
породы, обваливающиеся со стенок скважин, песок, поступающий из пласта. Если
скважина вскрыла газовую шапку (скв. 4), забой ее следует оборудовать так, чтобы
притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки [9].
Рис. 2.19. Забой скважины, совершенной по характеру
вскрытия:
1 — обсадные трубы; 2 — цементный раствор
55
Оптимальные условия притока жидкости и газа в скважину получают при вскрытии
пласта на всю мощность без закрепления трубами (рис. 2.19). При этом последнюю обсадную колонну цементируют выше кровли продуктивного пласта. Такая конструкция
допустима, если продуктивный пласт сложен плотными породами и в продуктивной зоне
нет газоносных и обводненных пропластков.
Если скважина вскрыла открытым стволом пласт, сложенный рыхлыми породами, то для
борьбы с проникновением в нее песка забой приходится перекрывать фильтром или закреплять породы (пластмассами и другими средствами). Фильтры, служащие для
ограничения поступления песка в скважину, спускают отдельно в виде хвостовика с
сальниковым закреплением в обсадной трубе, зацементированной в кровле пласта (рис.
2.20, а), или фильтр может быть продолжением обсадной трубы (рис. 2.20, б). При
эксплуатации скважины крупнозернистые фракции песка образуют за фильтровой трубой
своего рода второй (песчаный) фильтр, препятствующий поступлению в скважину мелких
фракций. Прорези (щели) фильтра имеют трапецеидальную форму для уменьшения засорения их песком; располагают их вдоль или поперек трубы. Щели в зависимости от
фракционного состава песка выполняют шириной от 0,75 до 3 мм. Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при
ширине ее не больше двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного
естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма
всех более крупных фракций составит около 10 % от всей массы песка. По этому размеру
и следует подбирать размеры фильтра.
Рис. 2.20. Забои с фильтром,
предотвращающим поступление
песка в скважину:
1 — обсадные трубы; 2 —
цементный раствор; 3 — сальник;
4 — фильтр-хвостовик; 5 — фильтр
— продолжение обсадной трубы
Щелевидные фильтры дороги и не всегда надежны, поэтому применяют и другие способы
оборудования забоя для предупреждения поступления песка в скважину. Например, забой
скважины оборудуют иногда металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или
гравийными фильтрами. Последние создают путем заполнения гравием кольцевого
пространства между трубным фильтром и стенками скважины. Считают, что для
образования надежного песчаного «моста» достаточен слой гравия толщиной в 5 - 6
диаметров его зерен. Размеры зерен и гравия также определяют по диаметру зерен 10%56
ной фракции кривой механического состава пластового песка d10. По опытным данным,
наилучшее соотношение между диаметром гравия и диаметром песка 10%-ной фракции d
гp:d10 ≤ 12; для создания некоторого запаса принимают dгp:d10 = 6÷8. На практике щелевые
фильтры широко не применяют [30]. Несмотря на то что открытый забой наиболее
совершенный, его не всегда можно рекомендовать. Так, в слабо сцементированных
продуктивных пластах, где нефтеносные пески переслаиваются глинами, а иногда и
водоносными или газоносными песками, всю вскрытую мощность перекрывают
обсадными и цементируют. Продуктивная зона некоторых месторождений состоит из
нескольких пластов, разделенных глинистыми пропластками. Свойства газов, нефтей,
пластовое давление и коллекторские свойства пород этих пластов могут быть различными. Поэтому соединять открытым забоем все продуктивные пласты тоже нецелесообразно
из-за возможного перетока нефти из одного пласта в другой. Такие продуктивные
горизонты тоже полностью перекрывают обсадными трубами и цементируют их для
разобщения пластов, которые можно эксплуатировать поочередно или раздельно
скважинами. Для соединения пласта со стволом скважины обсадную колонну и затрубное
цементное кольцо перфорируют. Подобная конструкция низа скважины в России и за
рубежом наиболее широко распространена (рис 2.21, а) вследствие того, что данным
способом можно быстро и надежно разобщить водоносные, нефтеносные и газоносные
горизонты. Вместе с тем эта конструкция имеет и существенные недостатки. При
цементировании скважины цементируется и пласт, что неизбежно приводит к ухудшению
фильтрационных свойств призабойной зоны. При указанной конструкции забоя путем
прострела отверстий удается вскрыть лишь небольшую часть площади дренирования.
Скважина получается несовершенной как по степени, так и по характеру вскрытия.
Иногда на забое устанавливают дополнительные фильтры (рис. 2.21, б).
Рис. 2.21. Забои скважин с
обсаженным стволом:
/ — продуктивный пласт; 2 —
газоносный пласт; 3 —
водоносный пласт; 4 —
обсадная колонна; 5 — фильтрхвостовик; 6 — пакер (сальник);
7 — перфорационные отверстия
В некоторых районах России в случае неоднородности коллекторов в последнее время
стали разрабатывать залежи многозабойными скважинами, имеющими четыре-шесть
стволов (рис. 2.22). Этот метод вскрытия продуктивных пластов позволяет соединить
изолированные участки и расширить зону дренирования. Разрабатываются методы
бурения нескольких горизонтальных скважин по пласту от центрального ствола. При
использовании конструкции призабойной части скважины с зацементированной
эксплуатационной колонной сообщение эксплуатационной колонны с пластом
осуществляют после прострела отверстий в колонне, окружающем ее цементном кольце и
в породе пласта при помощи специальных аппаратов — перфораторов.
57
После освоения скважины нефть и газ поступают из пласта в эксплуатационную колонну
через эти отверстия. Диаметр и число отверстий на 1 м (плотность перфорации) рассчитывается таким образом, чтобы приток нефти или газа из пласта был максимальным.
Существует несколько типов перфораторов: кумулятивные, торпедные, пулевые.
Наиболее распространены кумулятивные перфораторы. В этом случае для пробивки
отверстий в обсадных колоннах и цементном кольце применяют беспулевую перфорацию.
В основу работы беспулевых перфораторов положен принцип осевой кумуляции.
Кумулятивная струя образуется вследствие всестороннего сжатия медной облицовки
заряда ударными волнами при взрыве заряда. Под действием ударных волн внутренняя
поверхность медной облицовки плавится и формируется в тонкую металлическую струю
высокой плотности, выбрасываемую вместе с газообразными продуктами взрыва от
центра облицовки радиально к обсадной колонне со скоростью 8000 — 10000 м/с. Струя
жидкого металла, двигающаяся с такой скоростью, оказывает на стенку обсадной колонны
давление около 30 ГПа и пробивает в ней отверстия. При этом образуется канал в породе
глубиной до 300 мм.
Кумулятивный
перфоратор
состоит
из
толстостенной стальной герметически закрытой
трубы, в которой по спирали просверлены
отверстия для прохождения кумулятивных струй.
Кумулятивные заряды устанавливаются в корпусе
перфоратора
против
отверстий.
Заряды
срабатывают через детонирующий шнур от
взрывного патрона, соединенного с электрокабелем, на котором перфоратор спускается в
скважину.
Для прострела обсадных труб, цементного кольца
и пласта, сложенного устойчивыми породами, в
нагнетательных скважинах применяют торпедные
перфораторы, выстрел из которых производится
разрывными снарядами диаметром 22 — 32 мм.
После выстрела снаряд проходит в породу на
глубину 200 — 250 мм и там разрывается. В
результате взрыва в породе образуется каверна
диаметром до 300 мм.
Пулевая
перфорация
пришла
на
смену
механическим
средствам
перфорации
(сверлению). Она применялась в широких масштабах до изобретения кумулятивных
перфораторов. Основной недостаток пулевой перфорации заключается в том, что во время
простреливания цементный камень в затрубном пространстве может растрескиваться.
В последнее время начали широко применять новый метод — гидропескоструйную
перфорацию. При этом методе в насосно-компрессорные трубы, спущенные в
эксплуатационную колонну, под большим давлением нагнетается жидкость с песком. На
концах труб устанавливается струйный аппарат, из сопла которого с большой скоростью
выбрасываются жидкость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное разрушение
обсадной колонны, цементного кольца и породы. При гидропескоструйной перфорации
обсадная колонна и цементное кольцо не трескается. Кроме того, указанный метод
позволяет регулировать глубину и диаметр отверстий.
58
2.10.5. ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ ИЛИ ГАЗА ИЗ ПЛАСТА
После завершения работ по сообщению эксплуатационной колонны с пластом приступают
к вызову притока нефти или газа из пласта. Имеется несколько методов вызова притока
нефти из пласта, сущность которых сводится к снижению противодавления на пласт, т. е.
к проведению определенных мероприятий, в результате которых гидростатическое давление в скважине становится меньше пластового.
Уменьшить давление столба жидкости на пласт можно либо снижением плотности
жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, либо понижением уровня жидкости
в колонне [9].
В первом случае в эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, которые
остаются в ней и при эксплуатации скважины. В пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной нагнетают воду, которая вытесняет в фонтанные
трубы тяжелый глинистый раствор. При большом пластовом давлении скважина начинает
фонтанировать и при неполной замене глинистого раствора водой.
Если замена глинистого раствора водой не дает эффекта, то воду заменяют нефтью. В
случае, когда и это мероприятие не приносит успеха, в затрубное пространство
одновременно нагнетают нефть (или воду) и газ (или воздух). В процессе прокачивания
смеси постепенно увеличивают количество нагнетаемого газа (воздуха), после чего
полностью переходят на нагнетание газа (воздуха). Таким образом осуществляют плавное
(в этом и состоит преимущество данного способа) снижение давление на забой, что
способствует постепенному увеличению притока нефти из пласта в скважину [30].
Описанный метод вызова притока нефти из пласта благоприятен для южных промыслов
России, где продуктивные пласты сложены рыхлыми породами.
В том случае, когда продуктивные пласты сложены устойчивыми породами, применяют
компрессорный метод освоения скважины, при котором в затрубное пространство нагнетают газ (или воздух), вытесняющий промывочную жидкость в фонтанные трубы. При
этом методе происходит резкое падение давления в скважине, однако для устойчивых
пород продуктивного горизонта это неопасно.
Вызов притока нефти путем снижения уровня промывочной жидкости в
эксплуатационной колонне осуществляют при освоении скважин с низким пластовым
давлением. При этом методе в фонтанные трубы на канате спускают поршень (сваб) с
длинным патрубком над ним. В верхней части патрубок имеет прямой клапан. При
движении поршня вниз жидкость заходит в патрубок, приподнимает клапан и перетекает в
фонтанные трубы. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость вытесняется из
фонтанных труб. Многократный спуск и подъем поршня приводит к снижению уровня
жидкости в эксплуатационной колонне и, следовательно, к уменьшению давления на
продуктивный пласт.
После вызова притока нефти или газа из пласта скважину исследуют на приток и,
установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.
2.11. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Так как нефтяные и газовые скважины бурят в самых разных геологических и
климатических условиях глубиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров,
существует несколько типов буровых установок.
Основной параметр буровой установки — глубина бурения, определяющая конструкцию
скважины и характеристику бурового и энергетического оборудования. Номинальная
нагрузка на крюк буровой установки зависит от конструкции скважины, которая
59
определяет нагрузки, возникающие при спуске и подъеме бурильной и обсадной колонн.
Так как вес бурильной колонны, как правило, больше веса обсадной колонны, спускаемой
после завершения бурения определенного интервала, номинальная нагрузка на крюк
буровой должна соответствовать весу бурильной колонны. Однако не исключены случаи,
когда вес обсадной колонны может превысить ее номинальный вес, и в связи с затяжками
и прихватами последней допускаемая нагрузка на крюк должна быть больше веса
бурильной колонны. Поэтому буровые установки характеризуются максимально
допустимой нагрузкой на крюк при определенных диаметрах скважины и бурильных труб
и массе последних. Перечисленные параметры буровой установки определяют требуемую
мощность для привода лебедки и буровых насосов. Для разведочного и
эксплуатационного глубокого бурения предусмотрен выпуск буровых установок,
позволяющих при массе 1 м бурильной колонны, составляющей 30 кг, бурить скважины
глубиной до 2000, 2500, 3000, 4000, 5000, 6500, 8000 и 10 000 м. Максимальная
допустимая нагрузка на крюк перечисленных буровых установок соответственно равна
1,2; 1,4; 1,7; 2,0; 2,5; 3,2; 4,0; 5,0 МН.
60
ГЛАВА 3
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
3.1. ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ И СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖАХ
Всякая нефтяная и газовая залежь обладает запасом потенциальной энергии, количество
которой определяется пластовым давлением и общим объемом всей системы — нефтяной
или газовой залежи и окружающей эту залежь водяной зоны.
Чем большие массы воды окружают нефтяную или газовую залежь и чем выше пластовое
давление, тем большим запасом природной энергии обладает залежь.
До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в нем без движения в
состоянии статического равновесия и располагаются по вертикали соответственно своим
плотностям. После вскрытия пласта скважинами и создания на их забое давления,
меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкость и газ начинают
перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Пластовая
энергия расходуется на это перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих
при движение жидкостей и газа в пористой среде. По мере расходования энергии
пластовое давление в большинстве случаев снижается.
Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил,
совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их
разработке, а также характер и интенсивность этого движения.
Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и
силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие
нефть в пластах.
К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся
следующие:
1) вызываемые напором пластовых контурных вод;
2) проявляющиеся в результате упругости пластовых водонапорных систем, т. е.
упругости жидкости и собственно пород пластов;
3) вызываемые напором свободного газа, заключенного в газовой шапке;
4) вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти;
5) сила тяжести нефти.
К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:
1) внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости;
2) трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;
3) межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;
4) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте
благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.
Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде
всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем выше скорость
потока, тем больше силы сопротивления. Чем выше вязкость, тем больше силы
сопротивления.
61
Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от
размеров пор и каналов в породе, а также от степени однородности сечения и
шероховатости стенок пор.
Силы сопротивления при движении нефти через пески тем больше, чем меньше диаметр
зерен и сечение каналов в породе пласта.
Силы сопротивления в результате межфазного трения возникают при движении
компонентов относительно друг друга, которое вызвано разностью их вязкости.
В мелких порах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и
противодействующие движущим силам пласта, стремящимся их вытеснить [9].
Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта имеет существенное
значение, определяющее величину нефтеоотдачи пласта.
3.2. РЕЖИМЫ ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе
разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи (чаще
его называют режимом залежи).
Принято присваивать название режиму по преобладанию в рассматриваемый период
времени главной движущей силы. Поэтому существуют следующие виды режимов
дренирования: водонапорный, упругий (упруговодонапорный), газонапорный, газовый,
гравитационный.
3.2.1. ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ
Большая часть нефтяных залежей обладает так называемым водонапорным режимом, при
котором движение нефти в пласте происходит под действием наступающей краевой
(контурной) воды. В идеальном случае при этом режиме нефтяная залежь постоянно
пополняется водой из поверхностных источников, в количестве, равном или несколько
меньшем количества отбираемой из залежи нефти. Источниками питания такой
водонапорной системы могут быть атмосферные осадки, различные водоемы, ледниковые
воды.
По мере извлечения нефти из залежи освобождающееся пространство в ней будет
заполняться наступающей краевой водой и водонефтяной контакт (граница нефти с водой)
будет непрерывно передвигаться по направлению к скважине. Если количество
поступающей в пласт с поверхности воды будет равно количеству извлекаемой из
скважины нефти, то производительность скважины и давление в пласте будут оставаться в
процессе эксплуатации постоянными. Если же из пласта больше будет извлекаться нефти,
чем поступать в него жидкости, то давление в пласте и производительность скважины
будут постепенно снижаться. Это также наблюдается, когда нефтяная залежь не имеет
сообщения с дневной поверхностью и, следовательно, не получает пополнения энергии
извне.
При водонапорном режиме эксплуатация залежи прекращается, когда поступающая
контурная вода достигает скважин и вместо нефти из пласта будет извлекаться только
вода.
Однако полного вытеснения нефти замещающей ее водой никогда не происходит. Это
объясняется тем, что нефть и вытесняющая ее вода движутся в пористом пласте одновременно. В процессе замещения нефти вода, имеющая обычно меньшую вязкость, будет
неизбежно опережать нефть. По мере эксплуатации количество воды в общем объеме
62
добываемой пластовой жидкости будет увеличиваться. Нефть уже не вытесняется из пор,
а скорее увлекается струей воды.
Чем выше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного
контакта может распространяться процесс параллельного движения воды и нефти при
постепенном возрастании содержания воды в потоке. И даже в том случае, если из
скважины будет извлекаться чистая вода, в порах породы все же останется не
извлеченным то или иное количество нефти.
Показателем эффективности разработки нефтяной залежи служит так называемый
коэффициент нефтеотдачи — отношение извлеченного из залежи количества нефти к
начальным ее запасам. Практикой установлено, что коэффициент нефтеотдачи для
залежей нефти с водонапорным режимом может быть равным 0,5 — 0,8, т. е. из залежи
возможно извлечь 50 —80 % общего количества нефти, имевшейся в ней до начала
эксплуатации.
3.2.2. УПРУГИЙ (УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ) РЕЖИМ
Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силой является
упругое расширение породы и жидкостей, заключенных в ней, называется
упруговодонапорным (упругим) режимом. При больших размерах системы, питающей
нефтяную залежь водой, даже в случае, если эта система не сообщается с поверхностью
земли, в начальный период времени эксплуатации пластовая энергия выражается в виде
упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении
давления в пласте. Объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в
пределах 1/200— 1/2500 от первоначального объема. Объем нефти при снижении
давления на 1 МПа в зависимости от газонасыщенности увеличивается от 1/70 до 1/1400
от первоначального объема, а объем породы при изменении давления на 1 МПа — от
1/10000 до 1/50000 от своего значения.
Со снижением давления в залежи происходит увеличение объема нефти и воды, а поровые
каналы сужаются, вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в скважины.
Несмотря на то, что упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении
давления ничтожно мало, все же это явление играет большую роль при эксплуатации
нефтяных месторождений, так как здесь в процессе используется большое количество
воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях за счет
упругой энергии из пласта можно извлечь значительное количество нефти.
В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным
замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается, пластовое давление быстро
падает и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый. В таких
залежах обычно применяют искусственные мероприятия по поддержанию пластового
давления путем закачки в пласт воды.
3.2.3. ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ
Режим работы пласта, при котором преобладающим видом энергии является энергия
сжатого газа, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным режимом. Наряду
с напором пластовых вод и силами упругости пластовых водонапорных систем все
нефтяные и газовые залежи обладают тем или иным запасом энергии газа, находящегося в
пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или растворенного в нефти. В
нефтяных залежах с газовой шапкой значительного объема действуют силы, вызываемые
напором и расширением сжатого газа. Давление газа в газовой шапке передается на
зеркало газонефтяного контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При
63
отборе нефти из залежи пластовое давление падает, газовая шапка расширяется и подобно
поршню вытесняет нефть в нижнюю часть залежи.
Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той
лишь разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, —
в пониженные [9].
Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда неизмеримо меньше
объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии
здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью
газа и в процессе вытеснения нефти он будет прорываться к скважинам, расположенным
недалеко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать
бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти.
Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом в
повышенную часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а
иногда и восстановить пластовую энергию.
3.2.4. ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ
Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежи с пологим падением
пластов при отсутствии свободного газа и без напора краевой воды.
Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод или газовой
шапки способствует проявлению газового режима, так как в этом случае вода или газ не
успевают занять часть освобожденного нефтью пространства и уже не играют роли
активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.
Основная движущая сила при режиме — газ, растворенный в нефти или рассеянный в
виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Со снижением давления в пласте
газ начинает выделяться из нефти, отдельные пузырьки его расширяются в объеме и
выталкивают нефть из порового пространства в зоны пониженного давления, т. е. к забоям
эксплуатационных скважин.
Такой процесс вытеснения нефти при отсутствии других действующих в пласте сил
характеризуется весьма малой эффективностью по следующим причинам: во-первых,
количество газа в пласте, растворенного в нефти, ограничено; во-вторых, при снижении
давления в залежи большие количества газа вхолостую проскальзывают к скважинам, не
произведя полезной работы по проталкиванию нефти. Это объясняется тем, что вязкость
газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в своем движении к забоям скважин
обгоняют капельки нефти [9]. Эффективность расходования пластовой энергии при
газовых режимах характеризуется газовым фактором — количеством газа, приведенным к
нормальным условиям (р = 101325 Па, Т = 273 К), приходящимся на 1 т извлекаемой
нефти.
В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризующейся режимом растворенного
газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового
фактора, что указывает на неэкономичное расходование пластовой энергии.
Коэффициенты нефтеотдачи при этом виде режима наиболее низкие и, как показывают
экспериментальные данные, составляют 0,15 — 0,30.
Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме
растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания
пластового давления путем закачки в залежь воды или газа.
64
3.2.5. ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ
Рассмотрим гравитационный режим залежи. Все нефтесодержащие породы залегают под
некоторым углом к горизонту. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы
тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона
пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.
Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда
единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин [30].
Энергия силы тяжести имеет практическое значение в поздней стадии разработки
нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже
израсходована и прекратилось продвижение контурных вод.
Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо одном режиме в течение всего
периода ее эксплуатации. Так, месторождения с водонапорным режимом,
разрабатываемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких отборах могут
перейти на режим растворенного газа.
В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на
различных режимах: например, нефть в краевые скважины может вытесняться за счет
напора контурных вод, а внутренние области пласта могут дренироваться за счет энергии
газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа.
Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапорном, газовом и смешанном
режимах.
3.3. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения представляет
собой комплекс мероприятий, направленных на извлечение из залежи на поверхность
нефти, газа, конденсата при определенном порядке размещения скважин на площади,
очередности их бурения и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания режима их
работы и регулирования баланса пластовой энергии.
Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей
или пластов, расположенных поэтажно — один над другим. В таких многопластовых месторождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается
самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется исходя
из технико-экономических соображений.
Иногда одной сеткой скважин совместно разрабатываются несколько объектов. Так
разрабатываются месторождения, в которых эксплуатационные объекты расположены
недалеко друг от друга, геолого-физические свойства пластов (состав пород,
проницаемость, пластовое давление, размеры залежи, режимы дренирования) и
качественные характеристики содержащихся в них нефтей примерно одинаковы.
Может осуществляться также раздельная эксплуатация нескольких объектов одной сеткой
скважин. В этом случае все продуктивные пласты данного месторождения (или основные
из них) разбуриваются одной сеткой скважин. Скважины оснащаются оборудованием,
обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность по самостоятельным каналам: например, нефть из одного пласта извлекается по подъемным
трубам, а из другого — по межтрубному пространству.
Высокопродуктивные пласты одного и того же месторождения в основном являются
объектами самостоятельной разработки: каждый такой пласт разрабатывается по своей
сетке размещения скважин, бурить которые можно как одновременно, так и
последовательно. При применении такой системы разбуривания многопластового
65
месторождения обеспечивается быстрый рост добычи нефти или газа. Однако в этом
случае затрачивается большое количество металла и средств, так как скважины бурятся на
одной площади. При этом используются несколько сеток размещения скважин.
Если над высокопродуктивным нефтяным или газовым пластом залегают
малопродуктивные пласты, то обычно скважины бурят на основной пласт только по одной
сетке; пласты, залегающие выше основного, разрабатываются теми же скважинами после
окончания эксплуатации нижнего основного пласта. Для этого нижнюю часть скважины, в
которой против выработанного пласта была проведена перфорация, заливают цементным
раствором и перфорируют обсадную колонну в интервале верхних объектов. При такой
системе значительно экономятся средства на бурение скважин, но замедляется разработка
всего месторождения в целом.
Во всех случаях порядок разбуривания и разработка многопластовых месторождений
обосновывается технико-экономическими показателями с учетом возможности и
необходимости роста добычи нефти или газа в данном районе и с учетом затрат
материально-технических средств, требуемых на выполнение того или иного варианта
разработки отдельных пластов данного месторождения.
В настоящее время при разработке многопластовых месторождений в большинстве
случаев применяется комбинированная система. При такой системе в разрезе
месторождения выбирается не один опорный горизонт, а два или даже три, каждый из
которых разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Промежуточные горизонты с
меньшей нефте- или газонасыщенностью и меньшей продуктивностью разрабатываются
после истощения опорных горизонтов.
Основные элементы в системе разработки каждой нефтяной или газовой залежи — схема
размещения на площади эксплуатации вспомогательных и эксплуатационных скважин и
их число.
При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности (залежи,
изолированные от напора вод, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвенных вод) скважины размещают по равномерной сплошной сетке (квадратной или
треугольной) по всей площади, т. е. по углам квадрата или равносторонних
треугольников, на которые разбивается вся площадь залежи.
На нефтяных залежах с напорным режимом (с перемещающимися контурами
нефтеносности) скважины располагаются рядами, параллельными перемещающимся
контурам: при газонапорном режиме — параллельно контуру газоносности, при
водонапорном — контуру водоносности. Расстояние между скважинами, а также между
рядами скважин во всех случаях выбирают в зависимости от геолого-технических условий
(проницаемость пород, вязкость нефти и т. п.) и экономических соображений.
От принятой сетки размещения скважин на разрабатываемой площади и числа скважин
при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки.
Оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических
расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения, вязкости нефти,
содержании в ней газа, режиме работы залежи. При этом учитывается применение
методов искусственного воздействия на пласты.
Нефтяные месторождения эксплуатируются в основном с применением методов
искусственного воздействия на пласты (законтурного или внутриконтурного заводнения),
причем применяется разреженная сетка скважин. Важным фактором, характеризующим
рациональность системы разработки нефтяного месторождения, является темп отбора
нефти, определяемый суточной добычей нефти из пластов за определенный промежуток
времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на данный
66
конкретный пласт, их средние дебиты, а таким образом, и текущая добыча, могут быть
самыми различными и зависеть от установленного режима эксплуатации скважин.
Следовательно, система разработки каждой нефтяной залежи может быть различной как
по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпу
отбора жидкости. Если учесть, что в природе встречаются самые различные залежи нефти
по размерам и мощности, глубине залегания, геолого-физическим свойствам нефтесодержащих пород и характеристике нефти, содержанию в пласте газа и воды, то станет
ясно, что общего рецепта для выбора системы разработки нефтяных залежей дать нельзя.
К каждой залежи должен быть применен индивидуальный подход с тем, чтобы разработка
ее была наиболее рациональной и эффективной при соблюдении правил по охране недр.
Под рациональной системой разработки нефтяных месторождений подразумевается такая
система, при которой месторождение разбуривается минимально допустимым числом
скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высокую конечную
нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и минимальной
себестоимости нефти.
Проектирование системы разработки нефтяного месторождения заключается в выборе
такого варианта, который удовлетворял бы предъявленным выше требованиям.
Темп отбора нефти из залежи в активный период ее эксплуатации достигает 8—10 % и
более в год от начальных извлекаемых запасов. Обеспечение заданных темпов нефти из
залежи осуществляется путем установления соответствующих дебитов по
эксплуатационным скважинам и регулированием перемещения водонефтяного или
газонефтяного контакта от контуров водоносности и газоносности.
3.4. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Идеальное перемещение водонефтяного контакта возможно лишь в пласте геометрически
правильной формы и однородном по физическим свойствам. В большинстве случаев эти
условия не соблюдаются и перемещение контуров нефтеносности и водоносности
происходит неравномерно.
Для наблюдения за продвижением контура воды предназначены контрольные или
наблюдательные скважины. Увеличение обводненности нефти, извлекаемой из скважин,
сигнализирует о подходе воды к данному участку пласта.
Изменение скорости продвижения воды регулируется ограничением отборов жидкости из
обводняющихся скважин и скважин, близко расположенных к контуру водоносности;
изоляцией нижних обводнившихся частей или пропластков залежи; ограничением объема
закачиваемой воды через скважины, наиболее близко расположенные к обводняющемуся
участку с одновременным увеличением объема закачиваемой воды в зонах, где
продвижение контурных вод замедленное.
В процессе разработки постоянно контролируется изменение пластового давления по
площади залежи. Чтобы получить ясную картину о значении пластового давления в
разных частях нефтяной залежи, следует замерить этот параметр в возможно большем
числе скважин. По полученным данным строят так называемую карту изобар — кривых,
соединяющих точки с равными давлениями [9].
Для прослеживания за изменением пластового давления карты изобар строят через
определенные промежутки времени. Изучение и анализ этих карт позволяет определять
темпы падения пластовых давлений по этим участкам и намечать мероприятия по
выравниванию давления. Для анализа и регулирования процессов разработки нефтяных
месторождений кроме карт изобар составляют также карты равных коэффициентов
67
проницаемости и продуктивности на 1 м мощности пласта, карты отборов нефти по зонам
и скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности. Графическим методом можно построить также ряд производных графиков, например,
графики соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением, между
суммарным отбором жидкости и изменение газового фактора и т. п.
Графики разработки, карты изобар и карты обводнения позволяют правильно оценивать
состояние разработки и намечать правильные пути регулирования процесса эксплуатации
отдельных скважин и пласта в целом.
3.5. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Особенности разработки газовых месторождений газовых месторождений обусловлены
отличием физических свойств газа от соответствующих свойств нефти: намного
меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.
Добытую нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости
длительное время хранить в емкостях, расположенных в районах добычи нефти, на
трассах нефтепроводов и непосредственно на заводах. Извлеченный на поверхность газ
следует немедленно направлять в магистральный газопровод или местным потребителям.
Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки крупных
газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех элементов в системе пласт
— скважина — газосборные сети на промысле — магистральный газопровод —
потребители.
Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки газового
месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных
технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого
принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени,
общий срок разработки, число скважин и схему их размещения на площади.
Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого конкретного газового
месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше ее диаметр, тем больше может
быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Рост дебита скважин
обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа.
Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению
бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых
месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин. Схему
размещения скважин выбирают в зависимости от формы залегания залежи газа. В случае
полосообразной залежи скважины располагают в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при круговой залежи — кольцевыми
батареями или же равномерно по всей площади залежи.
Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи.
В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, обладает
незначительной вязкостью (в 100 раз и более меньшей, чем вязкость легких нефтей).
Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой
для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до
значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может
теоретически достигать высоких значений — 90 — 95 % и более. Например, Бенгойское
месторождение в Чечне по состоянию на 2000 г. выработано на 98 %. Однако следует
учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и ее величина практически
бывает ниже указанных значений.
68
Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи — остаточное давление в залежи на
конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газовых пластов
может быть достигнута при снижении пластового давления до возможно минимального
значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже
атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты
скважин становятся крайне низкими вследствие небольших перепадов давления (рил — р
заб). Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи
практически прекращают при давлении на устьях скважин, больших атмосферного.
Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7 —0,8.
3.6. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводороды, называются
газоконденсатными.
Историю открытия и освоения газоконденсатных месторождений небезынтересно
проследить на примере США. По мере развития глубокого бурения и вскрытия пластов с
аномально высоким давлением промышленники столкнулись с месторождениями,
чрезвычайно богатыми газом, притом в отличие от чисто газовых месторождений
продукция содержала значительное количество тяжелых углеводородов. Поиски нефти в
этих районах положительных результатов не дали. Таким образом были обнаружены
месторождения особого типа, названные впоследствии конденсатными.
Было установлено, что применение к ним известных законов газового состояния, в
достаточной степени оправдавших себя (с практической точки зрения) в первый период
времени, т. е. до вскрытия глубоких пластов, при новых условиях абсолютно неприемлемо
и дает парадоксальные результаты. Незнание истинной природы этих месторождений,
поведения газовых смесей в условиях пласта при столь высоких давлениях (обычно
превышающих 100 атм или 10 МПа), законов ретроградной конденсации и игнорирование
их после того, как эти законы стали известны, привело к значительным потерям топлива.
В 1936 г. В. Воуген предложил сайклинг-процесс при эксплуатации конденсатных
месторождений, суть которого заключалась в обратной закачке в пласт осушенного газа.
Газ с конденсатом из скважины поступает в конденсатную установку, в которой при
соответствующем давлении и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой
газ сжимается в компрессорах до давления, на 15 — 20 % превышающего давление в
скважинах, и под этим давлением через нагнетательные скважины подается обратно в
пласт. Это предложение нашло широкое применение в США и Канаде. Одним из первых
месторождений, где был внедрен сайклинг-процесс, было газоконденсатное
месторождение Ла Глория в округе Джим Веле (Техас).
Первой в нашей стране книгой, освещающей опыт США по эксплуатации
газоконденсатных месторождений, была монография М.Х. Шахназарова «Теория и
практика эксплуатации конденсатных месторождений», изданная в Баку в 1944 г.
Ценность этой книги заключалась в том, что она знакомила работников нефтегазовой
промышленности с особенностями эксплуатации конденсатных месторождений США.
Одновременно автор предполагал наличие конденсатных месторождений в нашей стране
(тогда — СССР). Действительно, в начале 1955 г. в 25 км юго-западнее Баку было
открыто первое в стране газоконденсатное месторождение Карадаг.
Согласно литературным источникам, общее число выявленных газоконденсатных
месторождений на земном шаре приблизилось к нескольким тысячам, из них примерно 10
— 12 % приходится на долю России. Газоконденсатные месторождения и залежи
установлены почти во всех нефтегазоносных провинциях и областях, охватывающих
различные по возрасту и характеру складчатости тектонические мегаэлементы.
69
Содержание конденсата в газе зависит от состава газа, пластового давления и
температуры. В одних залежах конденсата в 1 м3 содержится всего лишь несколько
кубических сантиметров, в других — до нескольких сот кубических сантиметров. В
основном содержание конденсата в газе находится в пределах 40 — 600 см3/м3.
Газоконденсатные месторождения, залегающие на глубинах свыше 1500 м,
характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся обычно в
однофазном состоянии — тяжелые углеводороды полностью растворены в массе легких
газообразных компонентов. При разработке газоконденсатного месторождения по мере
падения давления из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь
конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем — все более легкие. Давление,
при котором начинается выделение из газа конденсата, называется давлением начала
конденсации.
Конденсат может выделяться как на поверхности, так и в пласте при снижении давления.
В последнем случае конденсат впитывается породой пласта, и значительная часть его
может остаться в пласте безвозвратно. Поэтому газоконденсатные месторождения следует
разрабатывать при забойных давлениях на забое скважин, больших давления начала конденсации, по круговой схеме сайклинг-процесса.
3.7. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ
Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов
и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки залежи давление обычно снижается,
что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из
пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.
Искусственное поддержание пластовой энергии — наиболее эффективное мероприятие по
увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов
Рис. 3.1. Схема законтурного заводнения:
1,2, 3 — соответственно нефтяные,
нагнетательные и контрольные скважины;
4, 5 —внутренний и внешний контуры
нефтеносности
нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки [9]. В большинстве случаев
поддержание пластовой энергии осуществляется заводнением пластов. Различают следующие виды заводнения: законтурное и внутриконтурное.
При законтурном заводнении воду закачивают в законтурные водоносные зоны залежи
(рис. 3.1). Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, расположенные за
внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные
70
скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.
В результате заводнения создается искусственный контур питания залежи водой,
приближенный к зоне разработки пласта, что создает благоприятные условия для
повышения отбора нефти из него и, следовательно, для интенсификации разработки
залежи. В этом случае повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных
скважин, активно воздействует только на два-четыре близлежащих ряда
эксплуатационных скважин. Если площадь нефтяной залежи значительная по размерам, то
для интенсификации ее разработки применяют внутриконтурное заводнение. Сущность
этого метода состоит в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные
площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, которые
располагаются вдоль контура нефтеносности. Таким образом создаются близкие к
эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь
разрабатывается самостоятельно (рис. 3.2, а). Внутриконтурное заводнение впервые было
осуществлено на Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии, которое разрезано
рядами нагнетательными скважинами на 20 с лишним эксплуатационных площадей.
Рис. 3.2. Схемы
внутриконтурного
заводнения:
1,2 — нагнетательные и
эксплуатационные скважины
соответственно
В ряде случаев для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного
заводнения с внутриконтурным (центральным) или очаговым заводнением (рис. 3.2, б и в
соответственно).
Для поддержания пластового давления в нефтяной залежи на заданном уровне объем
закачиваемой воды в процессе заводнения должен равняться объему извлекаемых из
залежи нефти, газа и пластовой воды. Во время проектирования процесса заводнения
пласта учитываются возможные потери воды из-за ее утечки в периферийные зоны
пласта. При внутриконтурном заводнении возможен уход части нагнетаемой воды в
верхние или нижние пласты через неплотности в цементном кольце отдельных скважин.
Практикой установлено, что для поддержания пластового давления на одном уровне при
законтурном или внутриконтурном заводнении в пласт следует закачивать 1,6 — 2,0 м3
воды на каждую тонну извлекаемой нефти. При извлечении вместе с нефтью пластовой
воды учитывается и ее объем. Если требуется повысить пластовое давление, то объем нагнетаемой воды увеличивают.
Число нагнетательных скважин при заводнении пластов определяют делением заданного
объема закачиваемой воды на среднюю поглотительную способность одной скважины при
оптимальном давлении нагнетания.
71
На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий
уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних
этапах разработки снижается до минимума.
При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы
воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных
горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Для
заводнения продуктивных пластов многих нефтяных месторождений Западной Сибири
используются подземные воды водоносных отложений, залегающих выше продуктивных
горизонтов. Дебиты скважин, пробуренных на эти горизонты, достигают 3000 — 4000
м3/сут.
Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не
содержать больших количеств механических примесей, соединений железа, сероводорода,
углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерии и водоросли). Схемы
водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от
местных условий каждого района. Однако любая схема, когда используются
поверхностные водоемы в качестве источников водоснабжения, должна включать
следующие основные элементы:
1) водозаборные сооружения, предназначенные для забора воды из источников и подачи
ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку;
2) водоочистную установку (если требуется очистка воды);
3) сеть магистральных и разводящих водопроводов;
4) насосные станции для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в
нагнетательные скважины;
5) нагнетательные скважины.
Для непосредственной закачки в пласт воды через нагнетательные скважины
предназначены
кустовые
насосные
станции.
Они
оборудованы
мощными
многоступенчатыми центробежными насосами с подачей до 150 м3/ч и развиваемым
давлением до 10 — 20 МПа. В зависимости от числа установленных насосов (с учетом их
резерва) рабочая подача одной кустовой станции составляет 4—10 тыс. м3 воды в сутки.
Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные
батареи, устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется
подача воды в каждую скважину; установленные на них диафрагменные счетчики
замеряют и записывают количество закачиваемой воды.
Рассмотрим следующий способ искусственного поддержания пластового давления —
нагнетание в пласт газа. В залежах нефти с газовой шапкой или большими углами падения
пород поддержание давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную ее
часть (газовую шапку). Для осуществления этого метода с начала разработки пласта требуется строительство мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными
на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10 — 20 % выше
пластового. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством
связано с затратой значительных капиталовложений и является весьма трудоемкой
работой. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового
давления на уровне, который может быть обеспечен давлением стандартных,
выпускаемых промышленностью компрессоров (5—10 МПа), т. е. закачку газа начинают
на более поздней стадии его разработки.
Газ или воздух обычно нагнетается в скважины, расположенные в присводовой части
залежи. При этом в качестве рабочего агента лучше всего применять естественный
72
нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при
отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи нагнетать также и
воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как это приводит к
значительному ухудшению свойств газа. Количество нагнетаемого в скважины газа или
воздуха оценивается опытным определением поглотительной способности скважин.
Практически можно считать нормальным, если в каждую нагнетательную скважину
закачивается от 10 до 25 тыс. м3 газа в сутки.
Рассмотрим метод площадного заводнения. Его можно рассматривать как вторичный
метод поддержания пластового давления. Если нефтяная залежь разрабатывается без
поддержания пластового давления, то первоначальные запасы пластовой энергии быстро
расходуются, из-за чего дебиты скважин значительно снижаются. При этом в залежи
остаются огромные количества нефти.
Для повышения текущей добычи нефти из таких «истощенных» залежей и увеличения
суммарной нефтеотдачи применяют нагнетание в пласт воды или газа, но в меньших
объемах и при меньших давлениях, чем при заводнении или при нагнетании в пласт газа.
Нагнетание в пласт воды или газа осуществляется чаще всего по всей площади нефтяной
залежи.
Нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной зоне, между
эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют
нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации.
Регулирование процесса площадного заводнения или площадной закачки газа в пласт
преследует цель равномерного проталкивания нефти к забоям эксплуатационных скважин.
Это достигается ограничением закачки воды или газа в скважины, являющиеся очагами их
прорывов по отдельным направлениям, ограничением отбора нефти из эксплуатационных
скважин или, наоборот, путем увеличения закачанных объемов воды или газа и
усиленного отбора нефти из отдельных скважин или групп скважин. Для получения
большего эффекта скважины (нагнетательные и нефтяные) желательно размещать по
правильным геометрическим сеткам.
3.8. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ
Применение искусственных методов воздействия на пласты (законтурное и
внутриконтурное заводнение, закачка в пласт воздуха или газа) позволяет восполнять
пластовую энергию, расходуемую в процессе разработки нефтяных залежей, значительно
сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и в
какой-то мере повышать степень использования геологических запасов нефти,
содержащихся в недрах. Но следует учитывать, что конечная нефтеотдача пластов при
любых известных методах воздействия на них даже в лабораторных условиях редко
превышает 70 — 80 %. В недрах всегда остается значительное количество нефти, которая
удерживается в порах пласта капиллярными силами или находится в «целиках» — в зонах
пласта, не затронутых воздействием движущих сил. Чем больше вязкость пластовой
нефти и меньше поровые каналы, тем сильнее проявляются удерживающие нефть
капиллярные силы и больше в недрах остается нефти.
В современных условиях при проектировании процесса разработки нефтяных
месторождений коэффициент конечной нефтеотдачи пластов даже в условиях применения
методов поддержания пластовых давлений в большинстве случаев принимают в пределах
50 — 60 %. Поэтому в последнее время значительно усилены работы по нахождению
путей повышения конечной нефтеотдачи пластов.
73
Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение
их суммарной нефтеотдачи.
1. Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ. Поверхностно-активные вещества (ПАВ)
применяются во многих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средства, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела
фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.
Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию
его в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в поверхностных
слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе. Так,
концентрация некоторых ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.
При закачке в пласт воды с добавкой ПАВ в нефтяном коллекторе изменяются
поверхностно-молекулярные свойства полиминеральной среды — резко снижается
поверхностное натяжение на границе нефти с водой или же на границе нефти с породой.
Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела фаз — одна из
причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами ПАВ, которые
способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый
перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде и улучшают моющие
свойства воды.
2. Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды. Вытеснение нефти из
неоднородного коллектора может быть эффективным, если применить воду повышенной
вязкости. При этом создаются условия для более равномерного продвижения
водонефтяного контакта и повышение конечной водоотдачи пласта. Для загущения воды
применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее хорошие результаты получили после использования гидролизованного полиакриламида (ПАА). Этот
полимер сравнительно хорошо растворяется в воде и при небольших концентрациях его в
воде образуются вязкие растворы.
При практическом осуществлении процесса вытеснения нефти наиболее рационально
закачивать на первой стадии небольшое количество загущенной воды для создания в пласте оторочки. Далее следует закачивать обычную воду, которая проталкивает оторочку в
глубь пласта.
В качестве рабочего агента повышенной вязкости можно использовать пены,
приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2 — 1,0 % пенообразующих веществ.
Вязкость пены в 5 — 10 раз больше вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается в
глубь пласта водой.
3. Закачка в пласт углекислоты. Для увеличения нефтеотдачи в пласт нагнетается
углекислый газ в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой.
Также эффективно вытеснение нефти непосредственно водными растворами углекислоты.
Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин.
Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО2,
что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением
поверхностного натяжения на границе с водой.
4. Нагнетание в пласт теплоносителя. В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт
обычно используют горячую воду и водяной пар.
Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании
теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения
пластовой нефти и скелета пласта.
Для более рационального использования тепла русскими учеными на основе
теоретических и лабораторных исследований предложена следующая схема процесса
74
нагнетания в пласт теплоносителя. Вначале в пласт в течение определенного времени
нагнетают горячий агент. После образования в пласте нагретой зоны значительных
размеров прекращают нагнетать горячий агент и начинают нагнетать холодный. При
поступлении в нагретую зону холодный агент нагревается (т. е. превращается в
теплоноситель) и во время дальнейшего движения прогревает более удаленные участки
пласта. Пористая среда (порода-коллектор) действует как теплообменник с большой
поверхностью теплообмена. По мере остывания первоначально нагретого участка пласта
некоторая часть тепла постепенно возвращается обратно в пласт. Таким образом, тепло,
аккумулированное в пласте (а также частично в окружающих его породах), реализуется
для нагревания рабочего агента непосредственно в пластовых условиях.
5. Внутрипластовое горение. При этом методе после зажигания тем или иным способом
нефти у забоя зажигательной (нагнетательной) скважины в пласте создается движущийся
очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с
природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая
нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются
через них на поверхность.
6. Вытеснение нефти из пласта растворителями. Частичное или полное устранение
отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть
достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть)
полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования
границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и
вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве
вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, пропан-бутановая смесь, газ
высокого давления. При нагнетании в пласт при определенном давлении какого-либо из
этих компонентов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в
нефти, исчезают границы раздела между вытесняющей и вытесняемой средами,
ослабляется прилипание нефти к стенкам пор.
Повышение газоотдачи газовых пластов достигается за счет режимных мероприятий и
прежде всего своевременной изоляцией прорвавшихся вод по отдельным пропласткам.
Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто путем доведения пластового
давления до минимально возможного — отбор газа из скважин под вакуумом.
Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных месторождениях может быть
достигнуто путем поддержания пластового давления, т. е. закачкой сухого газа в
разрабатываемый пласт.
3.9. СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В зависимости от значения пластового давления, физических свойств нефти, содержания в
ней воды и газа, проницаемости пород пласта и других факторов нефтяные скважины
эксплуатируются различными способами. Все известные способы эксплуатации скважин
подразделяются на следующие группы:
1) фонтанная, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
3) насосная — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
Две последние группы способов эксплуатации условно принято называть
механизированными, хотя этот термин в отдельных случаях не отражает истинный
процесс.
75
Все газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом, т. е. при любом
пластовом давлении механизмов для извлечения газа из пласта не применяют.
3.9.1. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от
забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии, называется фонтанным.
Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и
призабойная зона не загрязнена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость
будет переливаться через устье скважины, т. е. фонтанировать. Фонтанирование может
происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа,
или того и другого вместе.
В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ,
содержащийся вместе с нефтью в пласте. Это справедливо даже для месторождений с
явно выраженным водонапорным режимом, когда газ в пластовых условиях полностью
растворен в нефти и в пласте движется однородная жидкость. При эксплуатации
скважины, пробуренной на такой пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться
лишь в подъемных трубах и на такой глубине, где давление ниже давления насыщения
нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счет
гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся только в верхней части
скважины.
На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, последний начинает
выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх
пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего их объем
увеличивается, а плотность смеси жидкости и газа начинает снижаться. Общее давление
столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что
вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.
При всех способах эксплуатации, в том числе и при фонтанном, подъем жидкости и газа
на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины
перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными (НКТ).
В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, а также подъемными (лифтовыми).
Общероссийским стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб
следующих условных диаметров (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 104 и 114
мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы составляет 5 — 8,5 м (в среднем
8 м). Трубы изготавливаются бесшовными, т. е. цельнотянутыми из сталей
высокопрочных марок. На концах каждой трубы нарезают одинаковую резьбу. На один ее
конец на заводе навинчивают муфту, чтобы при свинчивании трубы со свободным концом
другой трубы муфта не отвинчивалась.
При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев применяют насосно-компрессорные
трубы диаметрами 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважин — диаметрами 102 и
114 мм. Трубы обычно спускают до фильтра.
Применение подъемных труб при фонтанной эксплуатации диктуется следующими
соображениями.
1. Облегчаются работы по освоению скважины. Два самостоятельных канала в ней
(подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в
стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют
осваивать скважину при помощи компрессора.
76
2. Рационально используется энергия расширяющегося газа. При подъеме смеси по каналу
с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются
потери нефти при стекании ее вниз по стенкам труб и уменьшаются потери на трение в
результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа,
чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну, а следовательно, в большей
степени снижается удельный вес газа. Поэтому фонтанирование может происходить при
небольшом пластовом давлении.
3. Использование подъемных труб самого малого диаметра — один из способов
продления фонтанирования малодебитных скважин.
4. Предотвращается образование песчаных пробок на забое скважин, так как большие
скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивает полный вынос на
поверхность песка из скважины.
5. Облегчается борьба с отложениями парафина, образующимися при добыче нефтей, в
которых содержится значительное количество парафина.
Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой, состоящей из
трубной головки фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески
фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка — для
направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и
контроля работы скважин. Так как фонтанные елки по условиям эксплуатации относят к
одному из наиболее ответственных видов промыслового оборудования, их испытывают на
давление, вдвое превышающее паспортную величину.
КЛАССИФИКАЦИЯ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ
Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным признакам [9, 34]:
1) по рабочему давлению — отечественные заводы выпускают фонтанную арматуру,
рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа. Арматуру, рассчитанную на давление 105
МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким
пластовым давлением (АВПД). Для фонтанных нефтяных скважин в основном применяют
арматуру, рассчитанную на рабочее давление от 7 до 35 МПа;
2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм. Фонтанная
арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для
высокодебитных нефтяных и газовых скважин;
3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые. На рис. 3.3
представлены схемы арматуры. Боковые отводы в этих видах арматуры при помощи
выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками;
4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные. На рис. 3.3
показана фонтанная арматура для однорядного подъемника;
5) по виду запорных устройств — с задвижками и кранами. Задвижки применяют на
нефтяных скважинах, а краны — на газовых.
Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на
ее устье фонтанной арматуры одним из следующих способов:
промывка — замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, на более
легкую, например, глинистого раствора на воду, воды — на нефть;
продавливание сжатым газом (воздухом) — насыщение заполняющей скважину жидкости
газом или воздухом, нагнетаемым с поверхности;
77
аэрация — замена жидкости в скважине на газожидкостную смесь.
При промывке скважины для вызова фонтана жидкость нагнетают с помощью насоса в
межтрубное пространство, при этом более тяжелая жидкость, заполняющая скважину
(глинистый раствор), вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. При
значительном пластовом давлении скважина может фонтанировать даже после неполной
замены глинистого раствора водой или нефтью.
Рис. 3.3. Виды фонтанной арматуры:
а — крестовая; б — тройниковая; / — манометр; 2 — трехходовой кран; 3,11 — верхний и нижний буфера; 4
— тройник; 5 — штуцер; 6 — запорное устройство (боковая задвижка, кран); 7 — запорное устройство
(стволовая задвижка, кран); 8 — переводник; 9 — крестовик; 10 — колонный фланец; 12 — крестовик елки
Сущность продавки скважины сжатым воздухом заключается в нагнетании последнего в
кольцевое пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной. Сжатый воздух вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через фонтанные трубы наружу
и одновременно, поступая в эти трубы через специальные (пусковые) клапаны,
установленные на расчетной глубине, газирует жидкость и тем самым уменьшает
плотность. Для продавливания скважин применяют специальные компрессоры,
рассчитанные на давление 8 — 20 МПа. Значительное понижение плотности жидкости в
скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды (нефти) и
газа (воздуха). В этом случае к скважине, кроме водяной (нефтяной), линии от насоса,
подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух)
смешиваются в смесителе (эжекторе), после чего газожидкостная смесь нагнетается в
затрубное пространство скважины. При замене этой смесью жидкости, находящейся в
скважине, давление на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в
скважину. Нагнетание смеси прекращается, как только скважина начинает устойчиво
фонтанировать.
РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению
длительного и бесперебойного фонтанирования ее и по наиболее рациональному
расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины
заключается в обеспечении оптимального дебита при возможно меньшем газовом
факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены из песков,
во время фонтанирования скважины необходимо поддерживать такие скорости струи
жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление
песка в нее было наименьшим. В процессе фонтанирования требуется также регулировать
78
соотношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.
Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием
противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров. Штуцер представляет
собой цилиндрическую болванку со сквозным отверстием в центре, а иногда диски с
отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и
подбирается опытным путем. Обычные пределы диаметра штуцера составляют 3—15 мм
и редко выше. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях сразу же за боковой
задвижкой.
БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА В ФОНТАННЫХ СКВАЖИНАХ
Нефти многих нефтяных месторождений содержат парафин. В нормальных условиях
парафины — твердые кристаллические вещества, в пластах они чаще всего растворены в
нефти. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде
тончайших кристаллов. Последние могут оставаться во взвешенном состоянии и
выноситься восходящим потоком нефти на поверхность. Однако они могут также
откладываться по пути движения в подъемных трубах, выкидных трубопроводах, трапах,
приемных резервуарах. Выпадению парафина из нефти способствует значительное понижение температуры вследствие расширения сопровождающего нефть газа с понижением
давления или вследствие низкой температуры окружающей среды. Чем выше газовый
фактор, тем больше эффект охлаждения струи нефти.
Эффект охлаждения струи, обусловленный расширением газа и понижением температуры
окружающей среды, усиливается по мере приближения к устью скважины. Поэтому
отложения парафина наблюдаются главным образом в верхней части подъемных труб на
расстоянии 400 — 700 м от устья скважины, а также в выкидных линиях; в последних
парафи-низация труб увеличивается в холодное время года [9, 22].
Существуют различные способы борьбы с отложениями парафина на стенках труб в
действующих фонтанных скважинах:
1) расплавление парафина путем нагревания;
2) растворение парафина различными растворителями;
3) механическое удаление парафина со стенок труб с помощью скребков.
Каждый из этих способов имеет свои недостатки; их применение связано с
необходимостью дополнительных затрат труда и использования различных механизмов.
Поэтому все указанные способы имеют второстепенное, подчиненное значение. Главное в
решении проблемы борьбы с отложениями парафина на стенках труб —
профилактические мероприятия, направленные на предупреждение осаждения парафина
на стенках труб. Это достигается покрытием внутренних поверхностей труб (подъемных и
выкидных) лаками, эмалями или стеклом.
Практика показала, что парафин выпадает на остеклованной или покрытой лаком
поверхности в ограниченном количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается
потоком. Это объясняется несколькими причинами: небольшими силами сцепления между
частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачиваемостью
поверхности покрытия нефтью и диэлектрическими свойствами покрытий, благодаря
которым частицы парафина, обладающие электрическим зарядом, не могут
взаимодействовать с металлом труб. Стеклянные, эмалевые и лаковые покрытия обладают
стойкостью против кислот, щелочей, пластовых вод, поэтому они более долговечны.
79
3.9.2. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на
поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб
через башмак или через клапаны, называется газлифтным.
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи
газа; 2) для подъема на поверхность жидкости. В зависимости от числа рядов труб,
спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и
газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и
систем.
Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным
подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника
используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система
называется бескомпрессорным газлифтом.
Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы,
которые применяют при фонтанной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники
бывают однорядными и двухрядными, а по направлению рабочего агента различают
кольцевую и центральную систему. Системы газовых подъемников приведены на рис. 3.4.
В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжатый газ нагнетается в затрубное
пространство между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, а
газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъемной колонне.
В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в
эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному
пространству.
Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 3.4, в и г. Сжатый газ
нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним
рядами труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г
изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд
составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье
газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей,
что и на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб,
герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную
линию, а сжатого газа в скважину.
Для выполнения операций по пуску и эксплуатации скважин, а также операций,
связанных с ликвидацией осложнений в процессе эксплуатации, устье скважины
обвязывают с выкидными линиями и воздухопроводом. Перекрытием соответствующих
задвижек сжатый газ направляется или в подъемные трубы, или в кольцевое пространство
между трубами наружного ряда и подъемными трубами. Наиболее простая обвязка
устьевого оборудования газлифтной скважины дана на рис. 3.5.
Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости
воздухом (газом) из труб наружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему
концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования
столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в
эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине
оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может
быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины,
статического уровня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и других условий.
Наиболее высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой системы
при подаче газа в подъемные трубы через их башмак.
80
Рис. 3.4. Системы газовых
подъемников
Рис. 3.5. Схема обвязки
устья газлифтной скважины
При определенных условиях (существенная разница в диаметрах эксплуатационной
колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до
81
статического уровня) пусковое давление может достигать гидростатического давления
жидкости в скважине в точке ввода газа в подъемные трубы:
где р - пусковое давление, ПА; р — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение
свободного падения; L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы.
Современная технология газлифта базируется на однорядных подъемниках кольцевой
системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъемных труб (рис. 3.6). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от
затрубного пространства с целью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы
скважины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или
прекращается связь между межтрубным пространством скважины и подъемными трубами.
Широко применяются дифференциальные клапаны различных конструкций, принцип
действия которых основан на действии перепада давлений в затрубном пространстве и в
подъемных трубах.
Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных
труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости
снижается в затрубном пространстве и повышается в подъемных трубах. Когда газ в
затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит
гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через
клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс
жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах
на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в
затрубном пространстве и трубах. При определенном перепаде давлений клапан закрывается. В этот момент уровень жидкости в затрубном пространстве должен достигнуть
следующего нижележащего клапана или башмака подъемных труб.
Для замены и регулировки клапанов, устанавливаемых на внешней поверхности
подъемных труб, необходим подъем всей колонны труб. Этого можно избежать при
установке клапанов в специальной камере, расположенной внутри подъемной колонны
труб. Подъем и посадку клапанов можно осуществлять в процессе эксплуатации
скважины. Скважину для газлифтной эксплуатации можно оборудовать после бурения и
вскрытия
эксплуатационного
объекта
насосно-компрессорными
трубами
с
установленными между ними эксцентричными камерами с глухими (ложными)
клапанами. По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти клапаны заменяют рабочими. Для уменьшения числа клапанов на газовоздушном подъемнике
первый клапан следует устанавливать на возможно большей глубине. Погружение первого клапана под уровень жидкости определяется по максимальному оттеснению уровня в
затрубном пространстве, когда давление будет равно полному пусковому давлению.
Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда
в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление
сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в
подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не
жидкости, как при пуске скважины.
При компрессорной эксплуатации скважины на нефтяном месторождении необходимо
предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них
компрессорами — машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления.
Компрессоры применяют поршневые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК,
рассчитанные на давление до 5 МПа при производительности 13 м 3 /мин.
82
Распределение по скважинам рабочего агента, поступающего от компрессорных станций,
осуществляется через газораспределительные будки. В этом случае скважины делят на
группы, в центре размещают будки с газораспределительными батареями. От
компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по
трубопроводам высокого давления.
Каждая скважина соединена с газораспределительной батареей самостоятельным
газопроводом небольшого диаметра (обычно 48 — 60 мм). Каждая распределительная
будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов в настоящее время
регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.
При компрессорной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяется
нефтяной газ, движение его на промысле происходит по замкнутому циклу:
компрессорная станция — газораспределительная батарея — скважина — сборная
сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная
станция.
На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов
(газового бензина) и осушенный поступает на прием компрессора. Избыток газа отводится
из системы и используется как топливо.
Для извлечения из скважин заданного количества нефти или жидкости необходимо
подобрать диаметр подъемных труб, глубину их спуска, число и месторасположение глубинных клапанов и рассчитать потребное количество рабочего агента.
При газлифтной эксплуатации наиболее часто применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм, а
для высокодебитных скважин — 89 или 114 мм.
Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположение глубинных клапанов
определяют расчетным путем. В тех скважинах, где по геологическим условиям возможен
большой или неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают
наибольшей, т. е. подъемные трубы с рабочим клапаном на конце спускают на
максимальную глубину — до фильтра. После пуска скважины в эксплуатацию
устанавливают технологический режим ее работы, т. е. определяют количество газа,
которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.
При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях вследствие высокого
удельного расхода газа применение газового подъемника с постоянной подачей газа в
скважину нецелесообразно. В этих случаях применяют периодическую эксплуатацию,
сущность которой состоит в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а
периодически через определенные промежутки времени по мере накопления в скважине
нефти.
Если на каком-либо месторождении или вблизи от него имеются газовые пласты с
высоким пластовым давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема
жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти называется
бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка в целом
отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и агрегатами) , наличием источника природного газа высокого давления и отсутствием тех
или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.
3.9.3. НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных видов
механизированной добычи нефти в России. Штанговый насос представляет собой
83
плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с
поверхности через собранную колонну штанг.
Насосная установка (рис. 3.7) состоит из насоса 1,
находящегося в скважине, и станка-качалки 6,
установленного на поверхности у устья. Цилиндр
12 насоса укреплен на конце спущенных в
скважину насосно-компрессорных (подъемных)
труб 9, а плунжер 11 подвешен на колонне штанг
2. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена
с головкой 4 балансира 5 станка-качалки б
канатной или цепной подвеской. В верхней части
цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а
в нижней — всасывающий клапан 13. Колонна
насосно-компрессорных труб, по которым
жидкость от насоса поднимается на поверхность,
заканчивается на поверхности тройником 3.
Сальниковое устройство в верхней части
тройника предназначено для предотвращения
утечек
жидкости
вдоль
движущегося
сальникового штока (т. е. верхней насосной
штанги). По боковому отводу в средней части
тройника жидкость из скважины направляется в
выкидную линию. Возвратно-поступательное
движение колонне насосных штанг передается от
электродвигателя 8 через редуктор 7 и
кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.
Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под
давлением жидкости открывается, в результате
чего жидкость поступает в цилиндр насоса.
Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт,
так как на него действует давление столба
жидкости, заполнившей насосные трубы. При
движении плунжера 11 вниз всасывающий клапан
13 под давлением жидкости, находящейся под
Рис. 3.7. Штанговая насосная плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан
установка
10 открывается, и жидкость из цилиндра
переходит в пространство над плунжером.
Станок-качалка (рис. 3.8) состоит из следующих основных узлов: рамы 13 со стойкой 14,
балансира с головкой 1 в некоторых станках с противовесами 5, редуктора 10 с кривошипами 9, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.
Приводом станка-качалки является электродвигатель. Вращение вала электродвигателя
при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора.
Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63
до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа
станка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и крутящего момента
редуктора изменяются от 315 мм у станка-качалки с наименьшей грузоподъемностью и до
1250 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа
клиноременной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 достигается сменой шкивов на
валу электродвигателя [9]. Передаточное число двухступенчатого редуктора для всех
84
типов одинаково и равно 38, несмотря на то что габариты и масса редукторов в
зависимости от типа станка изменяются в больших пределах. Так, масса редуктора самого
легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т составляет 82 кг, а редуктора станкакачалки грузоподъемностью 8 т равна 3960 кг.
Рис. 3.8. Станок-качалка:
1 — головка балансира; 2 —
стопорное устройство
головки; 3 — опорный
подшипник балансира; 4 —
балансир; 5 — противовесы;
6 — сферический подшипник
подвески траверсы; 7 —
шатун; 8 — противовес
кривошипа; 9 — кривошип;
10 — редуктор; 11—
электродвигатель; 12 —
ручка тормоза; 13 — рама; 14
— стойка
Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят от степени его
уравновешенности. Во время работы неуравновешенного станка-качалки в течение
каждого двойного хода насоса двигатель нагружается неравномерно. При ходе плунжера
вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз
под действием собственного веса штанг. При ходе плунжера вверх на установку действует
вес столба жидкости в трубах и вес штанг.
Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на прочность всей установки и особенно
на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходимо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это
достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз
рассчитывают таким образом, чтобы он уравновесил вес столба жидкости и штанг, на
преодоление которого и тратится энергия электродвигателя при движении плунжера
вверх.
Штанговые скважинные насосы по конструкции и способу установки разделяются на две
основные группы: невставные (трубные) и вставные.
Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину
раздельно: цилиндр — на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с
всасывающими клапанами — на штангах. Подъем невставного насоса из скважины также
осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а
затем — трубы с цилиндром.
Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером)
на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема
этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового
приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены
вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом)
достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, а насосные трубы остаются
постоянно в скважине; их извлекают при необходимости исправления замкового
приспособления, что на практике встречается редко. Таким образом, смена вставного
насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Кроме того, при
85
использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет
необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой
смене насоса. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте
затрачивается много времени.
Учитывая, что F = πD2/4, где D — диаметр плунжера, а число минут в сутках 1440,
то формулу (3.1) для определения подачи насосной установки можно записать в виде
(3.3)
В приведенной формуле переменные величины: диаметр плунжера D, длина хода s и
число качаний. Подачу глубиннонасосной установки регулируют путем изменения этих
величин.
При эксплуатации скважин применяют насосы следующих типоразмеров (по размеру
плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у
насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса
наименьшего диаметра.
Имея восемь стандартных размеров насоса, подачу установки можно регулировать путем
замены насосов. Изменение подачи установки без извлечения насоса на поверхность
достигается изменением длины хода или числа качаний.
Подача насоса, рассчитанная по приведенным выше формулам, называется теоретической.
Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии полного
заполнения пространства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жидкости в
насосе и подъемных трубах.
Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической, и лишь в тех случаях,
когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая. Отношение фактической подачи насоса к теоретической
называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса и
учитывает все факторы, снижающие его подачу. Работа штанговой установки считается
удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5 — 0,06:
Эксплуатация скважин в осложненных условиях. Многие скважины эксплуатируются
в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает
большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в насосе и трубах
откладывается парафин. Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при
эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.
В результате многолетних исследований разработаны различные технологические
приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые
включают:
1) использование насосов с уменьшенным вредным пространством;
2) увеличение длины хода плунжера;
3) увеличение глубины погружения насосов под уровень жидкости в скважине;
4) отсасывание газа из затрубного пространства.
Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную
пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в
86
скважину. При работе насоса песок, попадая вместе в насос, преждевременно истирает его
детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.
Основные мероприятия по предохранению насоса от вредного влияния песка следующие:
1) регулирование отбора жидкости на скважины в основном в сторону его ограничения;
2) применение насосов с плунжерами специальных типов с канавками, типа «пескобрей»;
3) подлив нефти в затрубное пространство скважин с целью уменьшения концентрации
песка в струе жидкости, проходящей через насос, и увеличение скорости движения этой
струи;
4) применение трубчатых штанг.
Защитные приспособления на приеме насоса. Все
мероприятия режимного и технологического характера по
снижению вредного влияния газа и песка на работу
штангового насоса обычно дополняются применением
защитных приспособлений у приема насоса — газовых,
песочных якорей или комбинированных газопесочных
якорей.
Одна из конструкций газопесочного якоря показана на
рис. 3.9. Этот якорь состоит из двух камер — газовой
(верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с
помощью специальной муфты 6, в которой просверлены
отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена
всасывающая трубка 3, а в нижней — рабочая труба 5,
снабженная
конической
насадкой
8.
Якорь
присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2,
одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры
навинчена глухая муфта 9.
При работе насоса жидкость из скважины поступает через
отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от
нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и
рабочую трубу направляется в песочную камеру;
отделившаяся от песка жидкость поднимается по
кольцевому пространству в песочной камере и поступает
через отверстия в специальной муфте во всасывающую
трубу 3 на прием насоса.
Рис. 3.9.
якорь
Газопесочный
В зависимости от количества песка, выделяемого из жидкости, корпус песочной камеры
может быть удлинен наращиванием труб. Для лучшего выноса песка иногда успешно
применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких
штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42 и 48 мм. Трубчатые
штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от
станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги
присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.
Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах
возникают осложнения, связанные с выпадением парафина на стенках подъемных труб и в
узлах насоса.
Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь их поперечного
сечения, в результате чего возрастает
87
сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. По мере роста
парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и
нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается
коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут
нарушить их герметичность.
При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют такие методы
устранения парафина, при которых не требуется остановка скважины и подъем труб на
поверхность:
1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на
колонне штанг;
2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное
пространство;
3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.
В последние годы при насосной эксплуатации широко применяют насоснокомпрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не
откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.
3.9.4.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НАСОСАМИ
СКВАЖИН
БЕСШТАНГОВЫМИ
ПОГРУЖНЫМИ
Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого
оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины
ограничивают область применения штанговых насосов. В связи с этим за последние годы
при эксплуатации нефтяных скважин стали применять бесштанговые насосы, из которых
широко распространены погружные центробежные электронасосы и винтовые насосы.
Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 3.10) состоит из насосного
агрегата, бронированного кабеля б, устьевой арматуры 7, кабельного барабана станции
управления 10 и автотрансформатора 9. Погружной насосный агрегат, в собранном виде
спускаемый в скважину на подъемных трубах 5, состоит из центробежного
многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2. Все эти узлы
соединены между собой фланцами. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах
шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, последний имеет
боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между
эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку 3.
К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура 7, барабан со
стойками для кабеля, автоматическая станция управления 10 и автотрансформатор 9.
Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6,
подводящем ток к погружному электродвигателю 1. Для защиты от окружающей среды
автотрансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или
автоматически включать или выключать агрегат и контролировать его работу (отключать
агрегат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях).
Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию,
герметизации затрубного пространства с учетом ввода в него кабеля и перепуска газа из
этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.
88
Рис.
3.10.
Установка
погружного
центробежного
электронасоса
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через
автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю
1, в результате чего электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом его в
действие. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на
приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при
остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом
смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают спускной клапан,
через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины
[9].
Погружной электронасос по принципу действия не отличается от обычных центробежных
насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор лопаток
(ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих аппаратов, являющихся
статором. Лопатки и элементы, составляющие статор, изготовляют из чугуна.
Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к
центральной открытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в
полость насоса, где приобретает вращательное движение. Под влиянием центробежной
силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к
периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость
обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией —
энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат
специальные направляющие устройства — лопаточные диффузоры, устанавливаемые за
рабочим колесом. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет
направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.
89
Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр, и вследствие этого напор
жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5 —5,5 м. Поэтому для
обеспечения напора в 800— 1000 м в корпусе насоса монтируют по 150 — 200 ступеней, а
в тех случаях, когда необходим больший напор, применяют двухсекционные или
трехсекционные насосы.
Погружные центробежные электронасосы (ЭЦН) применяют для работы в скважинах,
закрепленных обсадными трубами диаметрами 140, 146 и 168 мм с внутренними
диаметрами соответственно 121,7, 124 и 144,3 мм. Для эксплуатации скважин, в
продукции которых содержится большое количество песка (до 1,0 % от количества
извлекаемой жидкости), центробежные насосы изготовляют в износостойком исполнении.
К основным параметрам погружного насоса относятся его подача О и развиваемый напор
Н. Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с
помощью данного насоса. Напор и подача, — взаимозависимые величины: чем выше
развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача. Это хорошо видно из рис. 3.11.
Рис. 3.11. Рабочая характеристика ЭЦН
Например, насос, рабочая характеристика которого показана на этом рисунке, способен
поднять воду на высоту 1150 м, но при этом он будет работать вхолостую (Q = 0). Если
напор приближается к нулю, то насос способен перекачивать до 500 м3/сут жидкости. С
увеличением напора подача насоса снижается, а при снижении увеличивается; КПД η
насоса в обоих случаях несколько снижается.
Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный
КПД установки. В рассматриваемом примере максимальный КПД составляет 55 %. При
этом Q = 250 м3/сут, Н = 800 м.
Промышленностью выпускаются насосы, рассчитанные на напор от 450 до 1500 м и
подачу от 40 до 700 м3/сут.
Приводом ЭЦН служат погружные электродвигатели трехфазные, асинхронные с
короткозамкнутым ротором. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала
составляет 3000 об/мин.
Так как диаметр корпуса двигателя ограничен внутренним диаметром эксплуатационной
колонны (121,7—144,3 мм), с целью обеспечения необходимой мощности длина их составляет 4,2 — 8,2 м. Мощности выпускаемых погружных двигателей в зависимости от
типа насоса могут быть от 14 до 125 кВт, их диаметр — от 103 до 123 мм.
90
Гидрозащита — один из важнейших узлов погружного агрегата. Она предохраняет
электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем,
что в полости электродвигателя, заполненного жидким маслом, создается давление,
превышающее давление окружающей среды. Гидрозащита компенсирует также утечки
масла из двигателя и обеспечивает подачу масла к подшипникам насоса.
Подбор скважины для применения погружного насоса производится на основании данных ее исследования, в результате которого определяется ее
дебит и динамический уровень при этом дебите, что
соответствует напору, который должен развивать насос.
Электронасос спускают в скважину после очистки ее забоя от
грязи и осадков. Затем подъемные трубы заполняют до устья
жидкостью и после этого включают двигатель. Обслуживание скважины, эксплуатируемой центробежными
насосами, состоит в проверке подачи насоса и контроле за
работой электрооборудования. В последнее время на
практике стали использоваться погружные винтовые насосы.
Установка винтового насоса состоит из тех же узлов, что и
установка погружного центробежного насоса, т. е. из
погружного агрегата (двигатель, гидрозащита, насос), кабеля,
оборудования устья, автотрансформатора и станции управления. Вместо центробежного насоса в подземном
агрегате используется винтовой насос. Кроме того, в
установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН)
применяют четырехполюсные погружные электродвигатели
с частотой вращения вала (синхронной) 1500 об/мин.
Конструктивно
двигатели
идентичны
двигателям
центробежных насосов.
В состав погружного винтового насоса (рис. 3.12) входят
следующие основные узлы и детали: пусковая муфта 1, с
помощью которой вал насоса через вал протектора
соединяется с валом погружного электродвигателя;
эксцентриковые муфты 2 и 5; правые и левые обоймы 3 и 6 с
винтами 4 и 7; предохранительный клапан 8 и труба 9. Его
рабочими органами являются однозаходные стальные винты
и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых
представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с
шагом, в 2 раза большим шага винта.
Прием жидкости из скважины ведется через две фильтрованные сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость
между винтами и за обоймой 6 проходит к предохранительному клапану 8 и далее в подъемные трубы. Винт, вращаясь в
обойме, совершает сложное планетарное движение. За один
Рис. 3.12. Винтовой оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную
насос
форму, перемещаются с заключенной в них жидкостью на
один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта
непрерывно открываются и закрываются полости, образуемые винтом и обоймой. При
этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с
обоймой остается постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален
частоте вращения винта. Жидкость перекачивается практически без пульсаций, не
создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.
91
Винтовой насос — насос объемного действия. Его теоретическая подача прямо
пропорциональна частоте вращения винта. Так как винт, вращаясь, в осевом направлении
не перемещается, то, естественно, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости
обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта.
Таким образом, за один оборот винт 2 раза перекроет камеры в обойме, т. е. вытеснит из
нее две определенные порции жидкости. Осевое перемещение жидкости за один оборот
винта равно Г, следовательно, подача насоса за один оборот q = 4eDT,
(3.4)
где 4eDT — площадь поперечного сечения потока жидкости. Для насосов, работающих по
сдвоенной схеме (см. рис. 3.11), подача насоса за один оборот составит
q2 = 2∙4eDT.
(3.5)
Подача насоса за 1 сут
Q = 1440∙4еDTnηо6.
(3.6)
В этих формулах е — эксцентриситет винта; D — диаметр сечения винта; Г — шаг
обоймы; л — частота вращения вала насоса; η о6 — объемный КПД насоса.
Если размеры насоса принимать в метрах (м), то подача его будет в кубических метрах в
сутки (м3/сут). Объемный коэффициент полезного действия насоса принимается равным
0,7 — 0,9. Эта величина зависит от характера посадки винта в обойме (с натягом или с
зазором), от характеристики резины и развиваемого насосом напора. На российских
промыслах погружные винтовые электронасосы применяют для скважин со 146-мм или
168-мм обсадными колоннами и минимальными внутренними диаметрами соответственно
121,7 и 130 мм.
Погружной электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и
поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с
постоянным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Характерная
особенность винтовых насосов — значительное улучшение параметров с увеличением
вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при
добыче вязкой и высоковязкой жидкости. Одним из достоинств погружного электронасоса
является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким
газовым фактором, и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к
срыву добычи нефти.
3.9.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с
нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным или компрессорным
способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб,
спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой арматуры. При эксплуатации газовых
скважин обычно применяют арматуру крестового типа, наиболее удобную для монтажа и
обслуживания.
Подъемные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной колонны от
истирания и разъедания при наличии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) выноса жидких и механических примесей с забоя на
поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необходимости
проведения подземного ремонта; г) проведения различного рода исследовательских работ,
связанных со спуском в скважину приборов.
Эксплуатацию скважин, как правило, ведут через подъемные трубы, но при значительных
дебитах и отсутствии в газе твердых примесей или агрессивных компонентов скважины во
92
многих случаях одновременно эксплуатируются через подъемные трубы и затрубное
пространство.
Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют
аэрацию или компрессорный способ освоения скважины с помощью передвижных компрессоров.
Режим эксплуатации газовой скважины, определяемый ее промышленным дебитом,
устанавливают на основании данных исследования.
При исследовании измеряют давление, температуру, дебит газа, фиксируя параметры
работы скважины при каждом режиме. Изменение режима, а также регулирование работы
газовой скважины осуществляется созданием определенного противодавления на устье.
Для этой цели применяют штуцеры.
Промышленный дебит газовой скважины приходится ограничивать, так как при
чрезмерном отборе газа могут происходить следующие осложнения [9]:
1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование
песчаной пробки;
2) обводнение скважины краевой или подошвенной водой;
3) вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и ее закупорка;
4) чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования, гидратообразование;
5) значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под
действием внешнего давления;
6) неудовлетворительное состояние скважины
негерметичность, обводнение чужеродной водой).
(некачественное
цементирование,
На основании результатов исследования подбирается и регулируется дебит всех
эксплуатационных газовых скважин.
Работа газовой скважины контролируется путем требуемых замеров, регистрацией
рабочих параметров и анализом результатов периодических исследований. Газ из
отдельных скважин после замера и сепарации его от влаги и твердых примесей
направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт,
откуда после соответствующей подготовки его для дальнейшего транспортирования
поступает в магистральный газопровод.
В пластовых условиях в газе газовых месторождений содержатся пары воды. В газе
газоконденсатных месторождений содержатся также пары конденсата, которые в пластовых условиях находятся в насыщенном состоянии, а иногда и в ненасыщенном.
При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления,
происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При
определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан)
взаимодействуют с водой и образуют твердые кристаллические вещества, называемые
гидратами. Каждая молекула перечисленных компонентов способна связать шесть-семь
молекул воды, например, СН4∙6Н2О, С2Н6∙7Н2О и т. д. По внешнему виду гидраты
напоминают снег или лед. Они относятся к неустойчивым соединениям и при некоторых
условиях (нагревании, понижении давления) быстро разлагаются на газ и воду.
Образование гидратов происходит при повышенных давлениях, низкой температуре и
тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.
В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше
критической. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы,
93
сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто
вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления,
дросселирование газа в которых сопровождается понижением давления. Это нарушает
нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах
окружающей среды.
Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: 1) предупреждение образования
гидратов; 2) ликвидация образовавшихся гидратов.
Для предотвращения образования гидратов в скважинах применяют следующие методы:
а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;
б) непрерывно или периодически нагнетают на забой скважины антигидратные
ингибиторы;
в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы;
г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;
д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.
Ствол скважины очищают от гидратных отложений следующим образом:
продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом
состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих
пород;
закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную
пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.
Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и обвязке скважин, а также в
различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа (в зависимости от
конкретных условий) следующими методами, применяемыми самостоятельно или
комплексно:
а) обогревом отдельных узлов и участков;
б) вводом в поток газа ингибиторов — метанола, раствора хлористого кальция,
диэтиленгликоля и др.;
в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры
газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;
г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы
сбора и внутрипомыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;
д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п, в местах скопления
которых образуются кристаллы гидратов.
К наиболее эффективным и распространенным из перечисленных способов
предупреждения образования гидратов относится способ ввода в газовый поток метанола,
т. е. метилового спирта (СН3ОН), являющегося понизителем точки замерзания паров
воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спиртоводные растворы,
температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных
паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и,
следовательно, опасность выпадения гидратов становится меньше.
В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные
твердые примеси (песок, кристаллы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают
94
оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арматуры. Для очистки газа от
жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу действия различают газосепараторы гравитационные и центробежные (циклонные).
Гравитационные аппараты бывают вертикальные и горизонтальные.
Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих
твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа.
В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит
в результате резкого снижения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°.
Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 3.13. В этом сепараторе
газ из скважины поступает по входной трубе 1 (скорость газа в нем достигает 15 — 20 м/с)
и при выходе из нее поворачивает вверх по выкидной трубе 2. При этом сокращается
скорость струи и твердые частицы и капли жидкости оседают на дно сосуда. Скопившиеся
примеси удаляются из сепаратора через штуцер 3.
Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400 — 1650 мм, горизонтальные —
диаметром 400—1500 мм при максимальном давлении 1 б МПа. При оптимальной
скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80 %. Опыт эксплуатации
показал, что скорость потока газа на выходе не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6
МПа. Из-за большой металлоемкости и недостаточной их эффективности гравитационные
сепараторы применяют редко.
На рис. 3.14 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и
патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части
выполнено отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в
сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение,
вследствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются
в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.
3.10. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН
Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность
нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих
продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной
скважины, тем выше производительность эксплуатационной скважины или
поглотительная способность нагнетательной скважины и наоборот.
Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его
зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные
скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается
приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или
иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании
скважин бурением их призабойные зоны часто загрязняются отфильтровавшимся
глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной
проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость
пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и
смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными
95
Рис. 3.14. Гравитационный
односекционный сепаратор (а) и схема
движения газов в циклоне [б)
механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, оксиды железа).
Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного
увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а
также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно
условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для
получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или
последовательно.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми
условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в
слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные
цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые
методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и
смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон [9].
Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины
остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает
проницаемость пород для нефти.
3.10.1. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые
виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин.
Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.
При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки,
доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты
нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами,
т. е. хлористый кальций (СаСl2) и хлористый магний (МgС12), вследствие их высокой
96
растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После
обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность.
Образующийся при реакции углекислый газ (СО2) также легко удаляется на поверхность.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на
стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не
увеличивается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их
от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также,
что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате
чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому
солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по
возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и
улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых
образований.
При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта
(кислотная ванна) в целях очищения фильтрующей поверхности от глинистой и
цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются
уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины.
Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих
материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов,
растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность
отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с
переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на
поверхность последующей промывкой.
Для обработки скважин применяют 8 — 20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее
часто используют 12 — 15%-ный раствор НС1. На 1 м обрабатываемой мощности пласта
берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.
Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и
трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами,
которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на
металл. В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном
поверхностно-активные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка ингибиторов
составляет обычно 0,05 — 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа
ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после
добавки уникола снижается следующим образом: при дозировке 0,05 % — в 15 раз, при
дозировке 0,25 % — в 42 раза.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в
призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка
будет более эффективной, если забой предварительно прогреть, чтобы расплавить эти
вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или
производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка — процесс
комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая)
обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание
этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между
кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей
без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.
Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой — каустическая сода,
карбид кальция, алюминий, однако наилучшим признан магний, так как при реакции
кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции полностью
растворяются.
97
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты. При этом вся
кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным
теплом был бы нагрет до температуры 308 °С. Однако такая высокая температура привела
бы к отрицательным явлениям, т. е. к потере тепла на парообразование с выделением
части хлористого магния. Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна
значительно меньшая температура. Поэтому рационально такое соотношение кислоты и
магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75
— 80 °С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75 — 80 °С
и в то же время была бы еще достаточно активной (10— 12%-ной концентрации) для реакции с породами пласта.
Обычно для термокислотной обработки применяют прутковый магний (диаметр прутка 2
— 4 мм, длина 60 мм). Прутки загружают в специальный наконечник, который на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину на заданную глубину.
Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на
центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.
Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от
физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае
процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или
самотеком. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или
цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор
6 — 8%-ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол скважины в интервале
его обработки.
3.10.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в
пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный
крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия
давления.
Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь
другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными
от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может
достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2
мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.
Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз.
Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:
1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;
2) закачка жидкости-песконосителя;
3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же
жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются
жидкостями разрыва.
Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: углеводородные жидкости и
водные растворы.
Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.
98
Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся: сырая
нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или
сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.
Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся — вода;
водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная
различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.
При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как
вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка
в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно
работающих насосов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для
образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости
растут потери при прокачке жидкости по трубам.
Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям:
1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую
проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по
составу кварцевый песок с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Требуемое количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости
пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивается до
нескольких десятков тонн песка. Значительное количество песка закачивают также и в
рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и
предрасположенные к пробкообразованию. В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8 — 10 т песка на скважину. В
отдельных случаях это количество уменьшают до 4 — 5 т или, наоборот, увеличивают до
20 т. Концентрация песка в жидкости-песконосителе, в зависимости от ее фильтруемости
и удерживающей способности, может колебаться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины
очищают от песка и глины и отмывают от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП
целесообразно проводить солянокислотную обработку или дополнительную перфорацию.
В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.
В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром 89 мм, по которым
жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять
нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери
давления.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над
разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону
скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует
только на фильтровую зону и нижнюю поверхность пакера. Таким образом, в процессе
гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать
соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет
подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах устанавливают
гидравлический якорь.
При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря,
вследствие чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. Чем
выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к колонне. Кольцевые грани
на торце поршней врезаются в колонну и препятствуют перемещению насоснокомпрессорных труб [9].
99
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты
для нагнетания в скважину жидкостей разрыва.
К основному оборудованию относятся: передвижные насосные агрегаты, максимальное
давление которых составляет 70 МПа при подаче 6 л/с. Для смешивания жидкостипесконосителя с песком применяют пескосмесительные установки, смонтированные на
высокопроходимых автомобилях. Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси
на приме насосных агрегатов механизирован. Пескосмесительный агрегат имеет
грузоподъемность 9ти производительность 50 т/ч. Он оборудован загрузочным шнеком. С
помощью таких агрегатов готовится смесь песка с жидкостью любой заданной
концентрации.
Так как в процессе гидравлического разрыва пласта обычно используют несколько
насосных агрегатов, для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при
нагнетании жидкости в скважину применяют самоходный блок манифоль-да. Этот блок
состоит из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с
шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все оборудование смонтировано на
шасси автомобиля. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из
труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с
арматурой устья.
3.10.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН
Кроме перфорации скважин этот метод применяется для создания каналов, соединяющих
ствол скважины с пластом, при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.
Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической
энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой
скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое
время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и
канал или щель в цементном кольце и породе пласта. Жидкость с песком направляется к
насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов,
установленных у скважины [30].
Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из
абразивостойких сплавов, установлены под углом 2 — 3° к горизонтальной плоскости.
Это повышает абразивное действие струи в результате изменения направления и
снижения отрицательного действия отраженной струи, а также исключает разрушение
корпуса насадок. В зависимости от вида перфорации насадки в перфораторе устанавливают различно. Для вскрытия пласта путем создания горизонтальной круглой щели четыре
насадки размещаются в одной горизонтальной плоскости, в остальные гнезда
ввинчиваются заглушки. При создании диаметрально противоположных вертикальных
щелей насадки размещаются в вертикальной плоскости по две или три с каждой стороны
перфоратора. Число и размещение насадок при создании каналов в породе определяется
геолого-промысловыми условиями.
Колонну спущенных труб перед перфорацией опрессовывают на рабочее давление, для
чего над перфоратором устанавливают шариковый клапан. После окончания промывки
шарик извлекается на поверхность обратной промывкой, т.е. прокачкой жидкости в
пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.
Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах в качестве жидкостипесконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах — воду. В качестве
абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 — 0,8
100
мм. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50—100 г/дм3. Скорость прокачки
смеси жидкости с песком составляет 3,0 — 4,0 л/с на одну насадку. В этом случае
скорость выходящей из насадки струи жидкости будет равна 200 — 260 м/с, а перепад
давления в насадках — 18 — 22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала
продуктивного пласта составляет 15 — 20 мин. После перфорации нижнего интервала
перфоратор устанавливают в следующем верхнем. В новых интервалах установки
перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.
При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для
гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и т. д.
Подземное оборудование состоит из гидроперфоратора, спускаемого в скважину на
насосно-компрессорных трубах.
3.10.4. ВИБРООБРАБОТКА ЗАБОЕВ СКВАЖИН
Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважину состоит в том, что
на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в
виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной
частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки
призабойной зоны.
Для осуществления процесса в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается
гидравлический вибратор золотникового типа, который устанавливается против выбранной для обработки части продуктивной зоны пласта. Рабочая жидкость прокачивается
по трубам и, проходя через вибратор, генерирует непрерывную серию гидравлических
ударов. Колебания создаются путем периодических перекрытий потока рабочей жидкости,
протекающей через золотниковое устройство вибратора.
Гидравлический вибратор золотникового типа показан на рис. 3.15. В корпусе вибратора
расположен жестко закрепленный ствол 1 — стакан со щелевыми прорезями на образующей цилиндра. В донной части ствола имеется цилиндрическое отверстие. На стволе
свободно вращается цилиндрический золотник 2 со щелевыми прорезями, выполненными
под некоторым углом к образующей. На золотнике прорези также выполнены под углом к
образующей, но в противоположном направлении к отверстиям в стволе. В результате
образуется турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол с
косыми прорезями, а рабочим колесом — золотник с направленными под углом прорезями. Кроме щелевых отверстий в стволе имеются пусковые отверстия, позволяющие
запускать золотник при перекрытии щелей в стволе.
Золотник устанавливается на шариковых опорах 3. При прокачивании рабочей жидкости
золотник за счет ее истечения из щелевых прорезей начинает вращаться. Вращаясь,
золотник перекрывает поток рабочей жидкости, в результате чего образуются
гидравлические удары, частота которых зависит от числа щелей и частоты вращения
золотника и может быть доведена до 30 000 ударов в минуту. Гидравлический удар
сопровождается подъемом давления, что способствует резкому импульсному истечению
жидкости из донного отверстия ствола. Кроме этого, периодическое истечение жидкости
из щелей при вращении золотника создает циклические колебания в окружающей среде
(жидкости).
При виброобработках у скважины устанавливают обычно два насосных агрегата для
создания непрерывной струи рабочей жидкости во время переключения агрегата с одной
скорости на другую. Устье скважины оборудуется так же, как и при гидравлическом
разрыве пласта.
101
В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы
ПАВ и др.
Рис. 3.15. Гидравлический
золотникового типа
вибратор
3.10.5. РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ
Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых
газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.
Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интервала разных по массе
пороховых зарядов (3; 5; 7; 10; 15 кг) позволяет создавать в скважине давление, равное
полному горному или превышающее его, тем самым обеспечивая условия для
образования новых или расширения естественных трещин. Вследствие необратимости
процесса деформации пород после снятия давления частично сохраняются каналы.
Последнее позволяет отказаться от проведения операции по закреплению трещин.
Разрыв пласта давлением пороховых газов рекомендуется проводить в нефтяных, газовых
или нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных,
трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.
3.10.6. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН
Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том,
что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают
против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего
увеличивается диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в
радиальном направлении.
Взрывные методы воздействия применяют также при освобождении прихваченных
бурильных и обсадных труб, для разрушения на забое металлических предметов, которые
не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок и т. д.
Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бризантного (дробящего) типа. К
ним относятся: ВВ из нитросоединений ароматического ряда (тротил, тетрил, гексоген); из
нитратов или эфиров азотной кислоты (ТЭН, нитроглицерин и др.); из смесей и составов
(аммониты и динамиты).
102
Торпеды чаще всего взрывают в скважинах с открытым забоем. Для предохранения
обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают пробку (забойку) — жидкую
или твердую. В качестве жидкой пробки используют нефть, воду или глинистый раствор,
в качестве твердой — песок, глину или цементный мост. Торпедирование с применением
твердых пробок связано с необходимостью проведения длительных работ по очистке
скважины.
3.10.7. ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН
Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации
скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. В процессе эксплуатации
таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие
составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафинов и смол и
последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В
результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта и
продуктивность скважины снижается.
При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на
стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком
нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в
призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает подвижность нефти, что также
облегчает условия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи
электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и
паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.
При электротепловой обработке призабойных зон в скважину на кабель-тросе спускают
электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элементов
(ТЭ-Нов), заключенных в перфорированном кожухе.
Призабойная зона обычно прогревается в течение нескольких суток, после чего
электронагреватель извлекают из скважины, спускают в нее насос и скважину вводят в
эксплуатацию. Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачиваются в
скважину, проводятся с помощью насосов обычно через затрубное пространство без
остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей
откачиваемой нефти.
При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар,
вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ), смонтированных
на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого
давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим высоким давлением
вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.
При паротепловой обработке над верхними отверстиями фильтра обычно устанавливают
термостойкий пакер для изоляции фильтровой зоны от эксплуатационной колонны и предохранения ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара. Пар
нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины
закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После прогрева возобновляют
эксплуатацию скважины.
3.11. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
При эксплуатации скважин любого назначения (нефтяных, газовых, нагнетательных и
др.), так же, как и при эксплуатации любого другого инженерного сооружения, необходимо периодически их ремонтировать. Комплекс работ, связанных со спуском в
103
скважины и подъемом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, называется
подземным ремонтом.
Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют
на текущий и капитальный.
3.11.1. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ
К текущему подземному ремонту относятся: замена насосов, замена труб и штанг или
изменение характера их подвески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные
ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предметов в колонне насоснокомпрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин,
организуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.
Рассмотрим операции по очистке ствола скважин от песчаных пробок.
Нормальная эксплуатация скважин иногда нарушается вследствие образования песчаных
пробок на забое. Для возобновления эксплуатации скважины, в которой образовалась песчаная пробка, следует удалить весь скопившийся песок. В неглубоких скважинах
песчаные пробки небольшой мощности в основном удаляют желонками.
Обычная желонка представляет собой трубу диаметром 75—100 мм с тарельчатым или
шариковым клапаном на нижнем конце и с дужкой для прикрепления каната на верхнем.
Длина такой трубы обычно не превышает 8— 12 м.
Желонку спускают в скважину на канате. Когда до пробки остается 10— 15 м, тормоз
лебедки отпускают и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку.
При этом клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. Для
большего наполнения желонки ею несколько раз ударяют о пробку. Чтобы опорожнить
желонку, ее надо поставить клапаном на какой-либо острый стержень, укрепленный в
полу буровой; при этом клапан откроется и из желонки выйдет вся грязь.
Кроме простой желонки используются желонки поршневого действия, в которых захват
песка с забоя скважины происходит в результате создания вакуума в ее рабочей полости
при движении поршня вверх. Применяют также автоматические желонки, принцип
действия которых основан на создании резкого перепада давления на забое скважины и в
рабочей полости желонки.
Очистка ствола скважины от песчаных пробок желонками — длительная и
малоэффективная операция: за каждый рейс желонки на поверхность извлекается
небольшое количество песка. Кроме того, при этом изнашивается канат, портится
эксплуатационная колонна в результате трения об нее каната. Предпочтительнее удалять
песчаную пробку из скважины промывкой.
Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах промывкой их водой или нефтью
заключается в следующем. В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб.
Через эти трубы или по затрубному пространству под давлением прокачивается жидкость.
Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости
поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной
промывочных труб или непосредственно по трубам.
Способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь
размытой породы и жидкости выходит на поверхность по межтрубному пространству
между обсадной колонной и промывочными трубами, называется прямой промывкой. При
обратной промывке промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство между
эксплуатационной колонной и промывочными трубами, а размытая порода поднимается
по подъемным трубам.
104
В качестве промывочных труб используют обычные насосно-компрессорные трубы.
Для промывки скважин применяют передвижные насосы, смонтированные на автомашине
или на тракторе и работающие от их двигателя. Такие установки называются промывочными агрегатами. При промывке скважин агрегат устанавливают непосредственно у
скважины, а подачу жидкости регулируют переключением скоростей его двигателя.
Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием
(ловля и извлечение оборванных труб), исправлением поврежденных эксплуатационных
колонн, изоляцией вод, переходом на другой эксплуатационный объект, относятся к
категории капитального ремонта скважин. Такие работы выполняют специализированные
бригады по капитальному ремонту скважин. Эти же бригады обычно выполняют все
операции по обработке призабойных зон (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка скважин, виброобработка и др.).
3.11.2. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных
ремонтов, часто требующих применения специального оборудования: буровых станков,
турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т. п.
Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин — это ремонтноизоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.
Ремонтно-изоляционные работы заключаются в ликвидации прорыва в скважину
посторонних вод: верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому нефтяному
горизонту или пропластку. Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют
цементированием ствола скважины в заданном интервале.
При прорыве верхних вод осуществляется цементирование затрубного пространства под
давлением. В случае притока подошвенных вод применяют различные способы изоляции:
обычное цементирование нижней части скважины с подъемом фильтровой зоны на
вышезалегающие слои, задавливание в пласт цементных растворов, гидроразрыв пласта с
последующим задавливанием в пласт реагента, образующего при взаимодействии с
пластовой водой водонепроницаемую зону и т. п. Для всех видов цементирования
используют тампонажный цемент такого же качества, что и при бурении. Количество
воды, применяемое при затворении цемента, обычно составляет 40 — 50 % массы сухого
цемента. Перед каждым цементированием предварительно рассчитывают требуемое количество цементного раствора и воды, необходимой для его продавливания в пласт.
Ремонтно-исправительные работы включают в себя: исправление смятий, сломов и
трещин в колоннах и замену испорченной части колонны.
Причины повреждения эксплуатационных колонн бывают различными. Колонна на
каком-то участке может быть ослаблена из-за уменьшения толщины стенки трубы или
дефекта в резьбовом соединении. В этом месте обязательно скажется разрушительное
действие напора вод или давление породы. Резкое снижение уровня жидкости в скважине,
вследствие чего внешнее давление может превысить допустимое, также может привести к
повреждению колонны. Кроме того, в процессе эксплуатации скважины при выносе из ее
призабойной зоны большого количества песка могут происходить обвалы породы,
залегающей выше дренируемого пласта, что также приводит к смятию и слому колонны.
Смятые участки колонны выправляются справочными долотами или специальными
оправками, спускаемыми в скважину на бурильных трубах. Если дефект в колонне
устранить долотами не удается, то участок смятия офрезовывают плоскими или ко-
105
ническими фрезерами. Выправленный участок укрепляют цементным кольцом, для чего
за колонну под давлением нагнетают цементный раствор.
Ловильные работы по извлечению оборвавшихся
труб и упавшего инструмента занимают особое
место в капитальном ремонте. Наиболее сложны
работы по захвату и извлечению труб, так как
колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в
скважину, при ударе о забой изгибается по всей
длине и заклинивается в эксплуатационной
колонне. Кроме того, иногда трубы при ударе о
забой ломаются в нескольких местах и располагаются в скважине рядами. Трубы могут также
врезаться в песчаную пробку на забое, если она
имеется в скважине.
Для захвата
существует
и
извлечения
упавших
труб
большое количество разнообразных ловильных
инструментов:
крючки,
пауки,
колокола,
труболовки, овершоты, метчики и т. п.
Рис. 3.16. Ловитель ЛШ-1:
а — ловитель заряжен; б — штанга
захвачена
На рис. 3.16 приведена схема работы ловителя
ЛШ-1. Чтобы извлечь оставленные в скважине
трубы
после
захвата
их
каким-либо
инструментом, часто приходится прикладывать
большие усилия. Поэтому при ловильных работах
применяют толстостенные бурильные трубы,
характеризующиеся большим сопротивлением на
разрыв. Подъемным механизмом при ловильных
работах служит стационарная буровая лебедка
или тракторный подъемник.
Работы
по
ликвидации
скважин
после
прекращения их эксплуатации также относятся к
капитальным подземным работам. В таких скважинах, как правило, вырезают и извлекают
спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором
или засыпают глиной (в зависимости от геологических особенностей скважины).
106
ГЛАВА 4
ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГА3А К
ТРАНСПОРТУ
4.1. СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ
Нефть, газ и вода от устьев скважин, рассредоточенных по площади месторождения,
направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортирования [42].
Под системой сбора и транспортирования нефти, газа и воды понимают разветвленную
сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения под или над землей, а
также под или над водой (для морских месторождений). Для разных по площади
нефтяных месторождений сеть трубопроводов бывает различной как по протяженности,
так и по размерам диаметров. Например, для Ромашкинского месторождения Татарии
общая длина всех трубопроводов, проложенных подземно, превышает 30 тыс. км.
Диапазон диаметров этих трубопроводов колеблется в широких пределах от 100 до 1020
мм.
Все трубопроводы, по которым транспортируются как однофазные (нефть, газ или вода),
так и многофазные жидкости (нефть + газ или нефть + газ + вода), рассчитывают на пропускную способность, а также на механическую прочность.
4.1.1. СТАРЫЕ НЕГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ НЕФТЕГАЮВОДОСБОРА
На старых месторождениях продолжают применять негерметизированные двухтрубные
самотечные системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды. Двухтрубными эти
системы называются потому, что нефть и газ, разделенные в сепараторах, расположенных
у устья скважин, или на групповых сборных пунктах, транспортируются по своим трубопроводам до центрального пункта сбора, а самотечной — потому, что движение нефти по
выкидным линиям, а также по сборным коллекторам осуществляется за счет разности
геодезических отметок.
Самотечные системы сбора продукции скважин функционируют на тех месторождениях,
где местность гористая или всхолмленная, позволяющая выбирать трассы трубопроводов,
в которых жидкость (нефть + вода) транспортируется за счет напора, создаваемого
разностью геодезических отметок местности. На месторождениях с ровным рельефом
местности продукция отдельных скважин транспортируется за счет давления на устье или
с помощью насосов, устанавливаемых у скважин или на групповых замерных пунктах.
Продукцию каждой скважины можно измерять как в индивидуальных, так и в групповых
замерно-сепарационных установках.
На рис. 4.1 показана схема индивидуальной замерно-сепарационной установки
самотечной системы, принцип действия которой следующий. Продукция из скважины
может поступать в замерный трап 1 (сепаратор) или в мерник 2, предназначенный для
измерения количества нефти и воды, поступающих из скважины. Если при подъеме на
поверхность нефти и воды не образуется стойкая эмульсия, то их количество определяют
по водомерному стеклу в трапе 1 или с помощью специальной размеченной рейки в
мернике 2. Для этого закрывают задвижку на выкидной линии и определяют высоту
подъема уровня в трапе или мернике с одновременным отсчетом времени по секундомеру.
Из трапа 1 и мерника 2 нефть и вода направляются по выкидной самотечной линии 7 на
групповой сборный пункт (на рисунке не показан), на котором расположены два-три
негерметизированных резервуара и насосная станция, подающая продукцию пяти-восьми
107
скважин на установку подготовки нефти (УПН). Выделившийся газ из нефти в трапе 1 под
собственным давлением (0,4 — 0,6 МПа) через регулятор давления 5 направляется по
газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или используется на собственные
нужды.
Рис. 4.1. Индивидуальная замерная установка самотечной системы сбора нефти:
/ — замерный трап (сепаратор); 2 — мерник; 3 — поплавок с исполнительным
механизмом; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор давления «до себя»; б —
заглушки для проходки выкидных линий от парафина; 7 — самотечная выкидная линия
На рис. 4.2 показана групповая замерная установка (ГЗУ) самотечной системы сбора
нефти, газа и воды. В отличие от индивидуальной замерно-сепарационной установки на
ГЗУ по выкидным линиям поступает продукция нескольких скважин,
Рис. 4.2. Групповая замерная установка самотечной системы сбора нефти:
1,2 — трапы первой и второй ступени; 3 — трап для измерения жидкости и газа; 4 —
мерник; 5 — распределительная батарея; 6 — объемный расходомер для жидкости; 7 —
регулятор давления «до себя»; 8 — диафрагма для измерения газа по перепаду давления; 9
— сборный коллектор
которая через распределительную батарею 5 направляется в трап первой ступени 1, а из
него перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделившийся из нефти в трапе 1, в
котором поддерживается давление 0,6 МПа, проходит регулятор давления «до себя» 7 и
направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2,
обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Измерение количества
108
нефти и воды по отдельным скважинам на ГЗУ производится путем переключения
задвижек на распределительной батарее 5 в замерном трапе 3 или в мернике 4, а газа —
при помощи диафрагмы 8 и самопишущего прибора. Нефть и вода из трапов и мерников
направляются на УПН по самотечному сборному коллектору 9, если позволяет рельеф
местности, или на насосную станцию, а оттуда — также на УПН.
Самотечной системе присущи следующие недостатки.
1. Нефть по самотечной выкидной линии 7 (см. рис. 4.1) транспортируется за счет напора,
создаваемого разностью геодезических отметок в начале и конце нефтепровода, поэтому
мерник 2 устанавливают над уровнем земли. В условиях гористой местности необходимо
изыскивать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить необходимый
напор, а следовательно, и их пропускную способность.
2. Необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения возможного
образования в нефтепроводах (особенно при всхолмленной местности) газовых пробок,
существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов. При этом в связи с
ограниченной пропускной способностью самотечные выкидные линии и сборные
коллекторы нельзя использовать при возможном увеличении дебитов скважин или при
сезонных изменениях вязкости нефти.
3. Вследствие низкой скорости потока жидкостей в системе происходит отложение
механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение
нефтепроводов, а следовательно, снижается и их пропускная способность.
4. На обустройство промыслов и месторождений при самотечной системе сбора
расходуется больше металла, чем при герметизированной системе.
5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3 % от общей добычи
нефти. Основные источники потерь нефти: негерметизированные мерники и резервуары,
установленные у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.
6. Трудность автоматизации процесса, в результате чего требуется большое число
обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).
Единственное преимущество самотечной системы нефтегазоводосбора —
сравнительно точное измерение по каждой скважине нефти и воды в мерниках и газа —
расходомерами.
Перечисленные недостатки самотечной системы настолько существенны, что в настоящее
время ее вновь нигде не строят, но на старых площадях эта система еще долго может
находиться в эксплуатации.
4.1.2. ВЫСОКОНАПОРНЫЕ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫЕ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ [9, 38]
Принципиальная схема высоконапорной системы сбора и подготовки нефти, газа и воды,
применяемая на крупных месторождениях, приведена на рис. 4.3. В зависимости от
площади месторождений, а также от климатических условий и физико-химических
свойств нефти, газа и воды применяют несколько схем.
Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность, под устьевым давлением (≈1,5 МПа) по
выкидным линиям 1 направляются в автоматизированные групповые замерные установки
(АГЗУ) 2, в качестве которых широко применяют установки «Спутник-А, Б и В». В
сепараторе установки газ отделяется от нефти и воды и измеряются их количества по
каждой скважине с автоматической записью. Затем нефть, газ и вода смешиваются и
транспортируются по сборным коллекторам 3, 4 (длиной до 10 км) до блочной дожимной
насосной станции (БДНС). На БДНС установлены сепараторы первой ступени 5 (для
109
обводненной нефти) и 6 (для чистой нефти), в которых отделяются газ от жидкости.
Отделившийся в сепараторах от жидкости газ под собственным давлением направляется
по газопроводу 9, через эжектор 16 на газоперерабатывающий завод 17.
Обводненная сырая нефть из сепаратора 5 забирается сырьевыми насосами 7, 8 и подается
по трубопроводам 10, 11 на УПН в сепараторы-подогреватели 12, в которых производится
нагрев эмульсии и ее разрушение. Затем разрушенная эмульсия поступает в
теплоизолированные отстойники 13, где происходит ее разделение на чистую нефть и
воду. Обезвоженная и обессоленная в отстойниках 13 нефть направляется через штуцер 14
в концевые сепараторы 15, в которых поддерживается давление 1 МПа. Газ из сепараторов
15 направляется в эжектор 16 и транспортируется на ГПЗ 17, а обезвоженная и
обессоленная нефть из этих же сепараторов попадает самотеком в два попеременно
работающих герметизированных резервуара 18 на кратковременное хранение. Из
резервуаров 18 нефть забирается подпорным насосом 19 и подается на
автоматизированную замерную установку качества и количества товарной нефти типа
«Рубин-2» 20.
Если товарная нефть оказалась кондиционной, то она через открытую задвижку 23
направляется в парк товарных резервуаров 24 и далее насосом 25 в магистральный нефтепровод. Если нефть окажется некондиционной, то задвижка 23 автоматически
закрывается, а задвижка 22 на линии 21 открывается и нефть снова поступает на
обессоливание и обезвоживание 32, а стоки в ливневую канализацию 31.
Отделившаяся от нефти в отстойниках 13 вода направляется самотеком в установку
очистки воды (УОВ) 26, из которой она забирается двумя насосами. Насос 27 подает эту
воду на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) 30, откуда она транспортируется с
помощью насосов высокого давления в нагнетательные скважины (показаны на схеме в
виде черных точек), а насос 28 забирает воду из УОВ и по водоводу 29 подает ее в поток
эмульсии перед сепаратором 5, расположенным на БДНС. Это делается для того, чтобы
горячая вода, содержащая ПАВ, способствовала предварительному разрушению эмульсии
непосредственно в сепараторе 5.
Для месторождений, меньших по площади, обычно БДНС не строится и вся продукция
скважин транспортируется на УПН под давлением на устьях скважин.
Как видно из схемы, нефть нигде не контактирует с воздухом и потери ее от испарения
сведены до минимума (0,2 %).
Рис. 4.3. Схема высоконапорного герметизированного и автоматизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды
110
4.2. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ
Начальный период разработки нефтяных месторождений, как правило, характеризуется
безводной добычей нефти из фонтанирующих скважин. Однако на каждом
месторождении наступает момент, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода
сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно 80 % всей нефти
добывается в обводненном состоянии, причем на месторождениях Среднего Приобья
обводненность добытой нефти составляет 93 %. Пластовые воды, поступающие из
скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по составу и
концентрации растворенных в них минеральных солей, содержанию газа и наличию
микроорганизмов. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия,
которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей
(нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных
размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.
Присутствие в нефти даже 0,1 % воды приводит к ее интенсивному вспениванию в
ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), что нарушает
технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную
аппаратуру.
Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным
сырьем, из которого получают такие продукты, как спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, искусственное волокно и другие продукты
органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо
стремиться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохранению
всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта, для последующей их
переработки [5,11, 37].
Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т.
е. нефти. Если в недавнем прошлом на технологические установки НПЗ поступала нефть с
содержанием минеральных солей 100 — 500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с
более глубоким обессоливанием, а часто перед переработкой нефти приходится
полностью удалять из нее соли.
Наличие в нефти механических примесей (частиц песка и глины) вызывает абразивный
износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку
нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в печах,
теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому
выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий. Наличие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора
в воде вызывает усиленную коррозию металла нефтеперерабатывающего оборудования и
трубопроводов, увеличивает стойкость эмульсий, затрудняет переработку нефти.
При соответствующих условиях часть хлористого магния и хлористого кальция,
находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В
результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется
сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла.
Хлористый водород, растворенный в воде, также разъедает металл труб и оборудования.
Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты.
Причины, приведенные выше, указывают на необходимость подготовки нефти к
транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание
нефти и полное и частичное ее разгазирование.
111
Качество подготовки нефти к транспорту регламентирует ГОСТ. Основные требования
ГОСТа приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1 Показатели качества нефти
Показатель
Группа нефти
I
II
III
Содержание воды, %, не более
0,5
1
1
Содержание хлористых солей, мг/л, не более
100
300
1800
Содержание механических примесей, %, не
более
0,05
0,05
0,05
Давление насыщенных паров при температуре
нефти в пункте сдачи, Па, не более
66 650
66 650
66 650
4.3. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ
Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо
знать механизм образования эмульсий и их свойства. Образование эмульсий уже
начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем
движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где
происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования
эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая, в свою
очередь, определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физикохимическими свойствами нефти. В настоящее время любое месторождение
эксплуатируется одним из известных способов: фонтанным, компрессорным или
глубинно-насосным.
При фонтанном способе, который характерен для начального периода
эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины.
Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины
увеличивается из-за выделения растворенных газов, что приводит к образованию
эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.
В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной
добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в
скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием
асфальтосмолистых веществ.
При глубинно-насосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках,
цилиндре насоса, подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных
штанг. При использовании электропогружных насосов вода с нефтью перемешивается на
рабочих колесах насоса и в подъемных трубах.
В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешняя фаза —
это жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости. Внешнюю
фазу называют также дисперсионной средой, а внутренняя фаза — это жидкость,
находящаяся в виде мелких капель в дисперсионной среде [9, 22].
По характеру внешней среды и внутренней фазы различают эмульсии двух типов: нефть в
воде (н/в) и вода в нефти (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от
соотношения объемов двух фаз; внешней средой стремится стать та жидкость, объем
которой больше. На практике наиболее часто встречаются эмульсии типа в/н (95 %). Реже,
чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа — вода в нефти в воде.
112
Нефтяные
эмульсии
характеризуются
вязкостью,
электрическими свойствами и дисперсностью.
стойкостью,
плотностью,
Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной
вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и
воды.
Электропроводность чистых нефтей колеблется от 10 -9 до 10 -14 Ом/м, а
электропроводность воды в чистом виде — от 10 -6 до 10 -7 Ом/м, т. е. смесь из этих двух
компонентов является хорошим диэлектриком. Однако при растворении в воде
незначительного количества солей или кислот резко повышается электропроводность
воды, а следовательно, и эмульсии. Электропроводность нефтяных эмульсий
увеличивается в несколько раз при нахождении их в электрическом поле. Это объясняется
различной диэлектрической проницаемостью воды и нефти и ориентацией капель воды в
нефти вдоль силовых линий электрического поля.
Стойкость (устойчивость) эмульсий, т. е. способность в течение определенного времени
не разделяться на составные компоненты, является наиболее важным показателем для
водонефтяных смесей. Чем выше устойчивость эмульсий, тем труднее процесс
деэмульсации. Нефтяные эмульсии обладают различной стойкостью. При прочих равных
условиях устойчивость эмульсий тем выше, чем больше дисперсность. В большой степени
устойчивость эмульсий зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку,
которая образуется на поверхности капли.
На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем,
стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. В дальнейшем этот слой
препятствует слиянию капель, т. е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию
стойкой эмульсии. В процессе существования эмульсий происходит упрочнение
бронирующей оболочки, так называемое «старение» эмульсии. Установлено, что
поверхностные слои обладают аномальной вязкостью и со временем вязкость бронирующего слоя возрастает в десятки раз. Так, после суток формирования поверхностные
слои эмульсий приобретали вязкость, соответствующую вязкости таких веществ, как
битумы, которые практически по своим реологическим (текучим) свойствам
приближаются к твердым веществам.
Наличие электрических зарядов на поверхности глобул эмульсий увеличивает их
стойкость. Чем больше поверхностный заряд капель, тем труднее их слияние и тем выше
стойкость эмульсии. В статических условиях дисперсная система электрически
уравновешена, что повышает стойкость эмульсии.
С повышением температуры уменьшаются вязкость нефти и механическая прочность
бронирующего слоя, что снижает устойчивость эмульсии. Особенно резко прослеживается
влияние температуры на устойчивость эмульсий высокопарафинистых нефтей. С
понижением температуры в нефти выпадают кристаллы парафина, которые легко
адсорбируются на поверхности капель воды, создавая высокопрочную бронирующую
оболочку.
Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды.
Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены
на две основные группы: первая группа — жесткая вода, которая содержит
хлоркальциевые или хлоркальциево-магниевые соединения; вторая группа — щелочная
или гидрокарбонатно-натриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к
получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности пластовых вод достигается
введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бронирующих
слоев.
113
Основные из указанных факторов, влияющих на устойчивость эмульсий, следующие:
соотношение плотностей фаз, вязкость нефти, а также прочность защитных слоев на каплях воды. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, поэтому обезвоживание и
обессоливание целесообразнее проводить на промысле.
При
проектировании
сооружений
обезвоживания
нефти
для
конкретных
производственных условий необходимо иметь экспериментальные данные об
обводненности, качественном и количественном составе примесей, ожидаемом состоянии
эмульсии. Одновременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливание,
поскольку вода отделяется от нефти вместе с растворенными в ней минеральными
примесями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно дополнительно
в нефть подавать пресную воду, которая растворяет кристаллы минеральных солей, и при
последующем отделении минерализованной воды происходит углубленное обессоливание
нефти.
4.3.1. МЕХАНИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ
Основная разновидность приемов обезвоживания нефти — гравитационное отстаивание.
Применяют два вида режимов отстаивания — периодический и непрерывный, которые
осуществляются соответственно в отстойниках периодического и непрерывного действия.
В качестве отстойников периодического действия применяют цилиндрические отстойники
— резервуары (резервуары отстаивания). Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию,
вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После
заполнения резервуара вода осаждается и скапливается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном
(неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания
нефть и вода отбираются из отстойников. Положительные результаты работы отстойного
резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии
или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.
Рис. 4.4. Отстойники непрерывного действия:
а — горизонтальный; б — вертикальный; в — наклонный;
г — конический; 1 — поверхность раздела; 2 — перегородка
Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия (рис. 4.4).
Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные
горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть
114
прямоугольные и круглые. В гравитационных отстойниках непрерывного действия
отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости.
Эмульсия расслаивается под действием силы тяжести на поверхности раздела. При
достаточной длине отстойника в выходной его части происходит полное разделение фаз
эмульсии.
4.3.2. ТЕРМИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ
Одним из основных способов обезвоживания нефти является термическая, или тепловая,
обработка, которая заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают. При
повышении температуры вязкость вещества бронирующего слоя на поверхности частицы
воды уменьшается и прочность оболочки снижается, что облегчает слияние глобул воды.
Кроме того, снижение вязкости нефти при нагреве увеличивает скорость оседания частиц
при отстаивании.
Термическая обработка нефти редко осуществляется только для отстаивания, чаще такая
обработка применяется как составной элемент более сложных комплексных методов
обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в
сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической
обработкой и в некоторых других комбинированных методах обезвоживания.
Нефть нагревают в специальных нагревательных установках, которые располагают в
технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти
газов, но ранее ввода в отстойник. Температура нагревания устанавливается с учетом
особенностей водонефтяных эмульсий и элементов принятой системы обезвоживания.
4.3.3. ХИМИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ
В нефтяной промышленности весьма широко применяют химические методы
обезвоживания нефти, основанные на разрушении эмульсий при помощи химических
реагентов. Эффективность химического обезвоживания в значительной степени зависит от
типа применяемого реагента. Выбор реагентов-деэмульгаторов, в свою очередь, зависит
от вида водонефтяной эмульсии и свойств нефти, подвергаемой деэмуль-сации.
Химическое обезвоживание, как и прочие комбинированные методы обезвоживания
нефти, включает гравитационное отстаивание после обработки реагентов водонефтяной
эмульсии. В эмульсию, подвергаемую разрушению, вводится реагент-деэмульгатор и
перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем
отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение
эмульсий, но предпочтение отдается непрерывным процессам.
Известны три метода химического обезвоживания нефти:
1) внутрискважинная деэмульсация — обезвоживание, основанное на деэмульсации,
которая осуществляется в нефтяной скважине, т. е. когда реагент вводится
непосредственно в скважине;
2) путевая деэмульсация — обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая
осуществляется в нефтесборном трубопроводе, т. е. когда реагент вводится на начальном
участке нефтесборного коллектора;
3) деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда
реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке.
Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более эффективными.
115
4.3.4. ФИЛЬТРАЦИЯ
Для деэмульсации нестойких эмульсий применяют метод фильтрации, основанный на
явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом
фильтрующего слоя могут быть обезвоженный песок, гравий, битое стекло, стекловата,
древесная стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины, а также
металлическая стружка. Особенно часто применяют стекловату, которая хорошо
смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты долговечны.
Фильтрующие вещества должны обладать следующими основными свойствами: хорошо
смачиваться водой, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности
фильтрующего вещества, коагулируют и стекают вниз; иметь высокую прочность, которая
обеспечивает длительную работу фильтра; иметь противоположный, чем у глобул,
электрический заряд. Тогда при прохождении глобулами воды фильтра электрический
заряд с поверхности капли снимается, чем снижаются отталкивающие силы между ними.
Капли укрупняются и стекают вниз, а нефть свободно проходит через фильтр.
Фильтрующие установки обычно выполняют в виде колонн, размеры которых
определяются в зависимости от вязкостных свойств эмульсии и объема обезвоживаемой
нефти. Обезвоживание нефти фильтрацией применяют очень редко из-за малой
производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены
фильтрующего материала. Фильтрация более эффективна в сочетании с процессами
предварительного снижения прочности бронирующих оболочек.
4.3.5. ТЕПЛОХИМИЧЕСКОЕ ДЕЭМУЛЬГИРОВАНИЕ
Теплохимические процессы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью
их разрушают, что ускоряет и удешевляет разделение нефтяной эмульсии. В настоящее
время более 80 % всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических
установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности
обрабатывать нефти с различным содержанием воды без замены оборудования и
аппаратуры, простоте установки, возможности менять деэмульгатор в зависимости от
свойств поступающей эмульсии. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков
(например, большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла). На практике
процессы обессоливания и обезвоживания нефти ведутся при температуре 50— 100 °С.
По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульгаторы делятся на
электролиты, неэлектролиты и коллоиды.
Деэмульгаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные
кислоты: уксусная, серная и соляная; щелочи и соли: поваренная соль, хлорное железо,
соединения алюминия и др. Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с
солями эмульсии, снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать
разрушению эмульгаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульгаторы
применяются крайне ограниченно в связи с их высокой стоимостью или особой
коррозионной активностью к металлу оборудования.
К неэлектролитам относятся органические вещества, способные растворять
бронирующую оболочку и снижать вязкость нефти. Такими деэмульгаторами могут быть
бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и др. Неэлектролиты в
промышленности не применяются из-за их высокой стоимости.
Деэмульгаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в
эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку капли. Существующие ПАВ
делятся на анионактивные, катионактивные, неионогенные. Анионактивные ПАВ в
водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной
116
части и положительно заряженные ионы металлов или водорода. Представителями этой
группы являются карбоновые кислоты и их соли, сульфокис-лоты, алкилсульонаты и др.
Катионактивные ПАВ в водных растворах распадаются на положительно заряженный
радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. Как деэмульгаторы эти ПАВ в
промышленности не применяются. Неионогенные ПАВ в водных растворах не
распадаются на ионы. К этой группе относятся оксиэтилированные алкилфе-нолы
(деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, ОП-10, ДБ-4, УФЭ-8, КАУ-ФЭ-14 и др.), оксиэтилированные
органические вещества с подвижным атомом водорода (дипроксамин 15,7; проксамин 385,
проксанол-305 и др.).
Деэмульгатор должен хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в воде или нефти), т.
е. быть гидрофобными или гидрофильными, обладать поверхностной активностью,
достаточной для разрушения бронирующих оболочек глобул, быть инертными по
отношению к металлам, не ухудшать качества нефти, быть дешевыми и по возможности
универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей и вод. Чем раньше
деэмульгатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит разделение эмульсии.
Однако для разделения эмульсии еще недостаточно одного введения деэ-мульгатора.
Необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что
достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.
4.3.6. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ
Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в
заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения
электрического способа в сочетании с другими способами (термическим, химическим)
можно отнести к одному из основных его достоинств. Правильно выбранные режимы
электрической обработки практически позволяют успешно провести обезвоживание и
обессоливание любых эмульсий [36, 39].
Рассмотрим механизм обезвоживания нефтяных эмульсий в электрическом поле.
В результате индукции капли воды вытягиваются вдоль цепи электрического поля с
образованием в вершинах электрических зарядов. Под действием основного и
индивидуального полей капли приходят в упорядоченное движение и сталкиваются, что
приводит к их коалесценции. При прохождении эмульсии через электрическое поле,
создаваемое переменным по величине и направлению током, так же, как и при
постоянном токе, капли, имеющие заряд, стремятся к электродам. Однако вследствие
изменения напряжения поля капли воды начинают двигаться синхронно основному полю
и поэтому все время находятся в колебании. При этом форма капель непрерывно
меняется. В связи с этим происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что
облегчает их слияние при столкновениях. Установлено, что деэмульсация нефти в
электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективнее, чем
при использовании постоянного тока.
На эффективность электродеэмульсации значительно влияют вязкость и плотность
эмульсии, дисперсность, содержание воды, электропроводность, а также прочность
адсорбированных оболочек. Однако основным фактором является напряженность
электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы в основном работают на
токах промышленной частоты в 50 Гц, реже — на постоянном токе и совсем редко — на
токах высокой частоты. Напряжение на электродах деэмульсаторов колеблется от 10 000
до 45 000 В.
117
4.4. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ
Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные газы (азот,
кислород, сероводород, углекислоту, аргон и др.), а также легкие углеводороды. При
движении нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающего завода из-за
недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения часто полностью
теряются растворенные в ней газы и происходят значительные потери легких нефтяных
фракций. При этом при испарении легких фракций, таких как метан, этан и пропан,
частично уносятся и более тяжелые углеводороды бутан, пентан и др.
Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения
нефти. Однако некоторое несовершенство существующих систем сбора и транспорта нефти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяют доставить нефть на
переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо отобрать газы и
легкие фракции нефти в условиях промысла и направить их для дальнейшей переработки.
Основную борьбу с потерями нефти требуется начинать с момента выхода ее из
скважины. Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением
рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением
установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под
стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при
нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в
нефтехимической промышленности. Степень стабилизации нефти, т. е. степень
извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от
количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности
реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле,
увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации
из-за глубокого извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый
фактор нефти.
Существуют два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.
Сепарация — отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов
однократным или многократным испарением путем снижения давления (часто с
предварительным подогревом нефти).
Ректификация — отбор из нефти легких фракций при однократном или многократном
нагреве и конденсации с четким разделением углеводородов до заданной глубины стабилизации.
Процесс сепарации может начинаться сразу же при движении нефти, когда из нее
отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения
температуры. При резком снижении давления в сепараторе значительно увеличивается
количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром
прохождении нефти через сепаратор возрастает количество легких углеводородов в
нефти.
Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых ступенях метан,
который направляется на собственные нужды или потребителям, а на последующих ступенях — жирный газ, содержащий более тяжелые углеводороды. Жирный газ отправляется
на газобензиновые заводы для последующей переработки.
При наличии газобензинового завода (с учетом затрат на содержание и эксплуатацию
установок многоступенчатой сепарации) экономически целесообразно применять
двухступенчатую систему сепарации.
Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в
котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных
118
установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы
можно условно разделить на следующие основные типы:
1)
по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные),
ультразвуковые, жалюзийные и др.;
2)
по геометрической форме и положению в пространстве — сферические,
цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;
3) по рабочему давлению — высокого (более 2,5 МПа), среднего (0,6 — 2,5 МПа) и
низкого (0 — 0,6 МПа) давления, вакуумные;
4) по назначению — замерные и рабочие;
5) по месту положения в системе сбора — первой, второй и концевой ступеней сепарации.
В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции:
I — основную сепарационную;
II
—
осадительную,
предназначенную
для
выделения пузырьков газа,
увлеченных
нефтью
из
сепарационной секции;
III — секцию отбора нефти,
служащую для сбора и
отвода нефти из сепаратора;
IV — каплеуловительную,
находящуюся в верхней
части аппарата и служащую
для улавливания капельной
нефти, уносимой потоком
газа.
Эффективность
работы
аппаратов характеризуется
количеством
жидкости,
уносимой
газом,
и
количеством
газа,
оставшегося в нефти после
сепарации. Чем ниже эти
показатели,
тем
более
эффективна
работа
аппарата.
Рассмотрим конструктивные
особенности промысловых
сепараторов.
Рис. 4.5. Вертикальный сепаратор:
В вертикальном цилиндрическом
гравитационном
сепараторе
(рис.
4.5)
газонефтяная смесь через
патрубок
поступает
в
раздаточный коллектор и
через щелевой выход попадает в основную сепарационную секцию /. В осадительной
секции II из нефти при ее течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее
/ — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные
плоскости; 5 — патрубок для ввода газожидкостной смеси; 6 —
регулятор давления; 7 — перегородка для выравнивания скорости
газа; 8 — жалюзийная насадка; 9 — регулятор уровня; 10 — патрубок
для сброса нефти; 11 — раздаточный коллектор; 12 — люк; 13 —
заглушка; секции: / — сепарацион-ная; II — осадительная; III —
отбора нефти; IV — каплеуловительная
119
выделение окклюдиро-ванных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию
ее сбора III, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, выделившийся из
нефти на наклонных плоскостях, попадает в каплеуловительную секцию IV, проходит
через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти,
захваченные потоком газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в
жалюзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренажной трубке в секцию
сбора нефти.
Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 4.6) применяют на промыслах для
работы на / ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный вход
поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил нефть и газ
разделяются на самостоятельные потоки. В верхнюю емкость нефть и газ поступают
раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, в
котором поток нефти разбивается на отдельные струи и происходит дальнейшее
выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости
сепаратора. При достижении определенного объема нефти в нижней емкости
поплавковый регулятор уровня через исполнительный механизм направляет
дегазированную нефть в отводной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе,
проходит в верхней емкости перфорированные перегородки, где происходит
выравнивание скорости газа и частичное выпадение жидкости. Окончательная очистка
газа происходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной
трубке 10 стекает в нижнюю емкость 9 [36].
Падение давления в сборных
коллекторах в результате движения по ним газонефтяной
смеси может приводить к частичному выделению газа из нефти. В
этом случае в сепарационную
установку можно подавать нефть
и газ разделенными потоками.
Такой принцип использован на
блочных
сепарационных
установках с предварительным
отбором
газа
(рис.
4.7).
Газожидкостная
смесь
от
скважин поступает в устройство
предварительного отбора газа,
которое
расположено
на
наклонном участке подводящего
трубопровода.
Устройство
предварительного отбора газа
Рис. 4.6. Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор:
представляет
собой
отрезок
1 — тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка
подводящего
трубопровода
гидроциклона; 3 — отбойный козырек для газа; 4 —
значительно большего диаметра,
направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; 6
— перфорированные сетки для улавливания капельной
чем основная подводящая линия,
жидкости; 7 — жалюзийная насадка; 8 — отвод газа; 9 —
установленный под углом 3 — 4°
нижняя емкость гидроциклона; 10 — дренажная трубка; 11 —
к горизонту, с вертикально
уголковые разбрызгиватели; 12 — направляющая полка; 13 —
приваренной
газоотводной
перегородка; 14 — исполнительные механизмы
вилкой,
которая
соединена
трубопроводом с каплеуловительной секцией. Предварительно отобранный газ
проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от
капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не
120
попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой
на диффузоре и наклонных полках скорость потока снижается и происходит
интенсивное разгазирование. Выделившийся в технологической емкости газ также
проходит через каплеуловитель.
Разработано и применяется большое число аппаратов для разгазирования и частичного
обезвоживания нефти перед подачей ее на установку подготовки товарной нефти.
4.5. СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА
Добываемые из газовых месторождений природные газы содержат наряду с
углеводородами азот, углекислоту, сероводород, гелий, аргон, пары воды, капельную
пресную и минерализованную воду, а также механические примеси — частицы
породы и тампонажного цемента. Нередко с газом длительное время выносятся из
пласта ингредиенты бурового раствора, проникшего в коллектор в процессе бурения
скважины.
Требования, предъявляемые к качеству природного газа, зависят от его назначения [32].
Рис. 4.7. Сепаратор с
предварительным отбором газа
и жалюзийными насадками:
1 — подводящий трубопровод; 2
— вилка для предварительного
отбора газа; 3 — каплеуловитель;
4 — жалюзийные насадки; 5 —
газопровод
с
регулятором
давления;
6
—
предохранительный клапан; 7 —
корпус сепаратора; 8 — поплавок;
9 — пеногаситель; 10 —
наклонные полки; 11 — диффузор
Природный газ, поступающий в ЕСГ, должен содержать не более 2 г сероводорода на 100
м3 (при стандартных условиях) . Точка росы должна быть ниже температуры в газопроводе. Наиболее детально разработаны нормы содержания в природном газе паров воды.
Согласно отраслевым стандартам, природный газ надо осушать в зависимости от времени
года, климатического пояса, в котором проложен газопровод, и максимального давления в
нем. Ниже приведены основные требования к степени осушки природного газа.
Степень осушки природного газа
Район............................................. Севера
Средней полосы
Точка росы, °С............................ -25
-10
-5
Время действия показателя...... Круглогодично
01.10-31.03
01.04-30.09
Несоблюдение требований, предъявляемых к качеству природного газа, приводит к порче
оборудования, к большому перерасходу средств, а иногда и к авариям, убыток от которых
не всегда поддается точному учету.
Необходимо отметить, что некоторые компоненты природного газа в зависимости от
конкретных условий могут переходить из категории вредных примесей в разряд ценных
ингредиентов.
Выбор системы сбора зависит от запасов и состава газа, от формы залежи, размещения и
121
продуктивности скважин, пластового давления и многих других факторов. При выборе
системы сбора и подготовки газа следует учитывать также, что со временем давление в
залежи будет снижаться, состав газа и конденсата изменяться, а отбор газа из залежи
постепенно нарастать и в разработку будут вводиться новые пласты. Поэтому на газовых
промыслах не встречается одинаковых систем сбора, однако разработаны системы сбора и
подготовки газа, типичные для определенных условий (рис. 4.8).
Существуют следующие системы сбора газа: линейная, лучевая, кольцевая, групповая [7].
Линейная система применяется на вытянутых газовых месторождениях, не имеющих
большого народнохозяйственного значения. Ее достоинство — простота и небольшие
капитальные затраты. К недостаткам можно отнести неудобство обслуживания и
применения устройств автоматического регулирования, трудности индивидуальной
регулировки работы скважин, малую надежность системы.
Лучевая система предполагает подключение скважин к газосборному пункту по
индивидуальным шлейфам. Основное ее достоинство по сравнению с другими системами
— надежность, удобство регулировки режима скважин, возможность автоматизации.
Лучевые системы типичны для небольших газовых месторождений, приуроченных к
брахиантиклинальным складкам.
Кольцевая система характеризуется более высокой, чем линейная,
надежностью
сбора
газа
и
пониженной
металлоемкостью
[36].
При линейной и кольцевой
системах сбора газа обычно
предусматривают установку около
скважины сепараторов, метанольных емкостей, расходомеров.
Обслуживание
их
вызывает
большие затруднения, особенно в
условиях заболоченной местности
и сурового климата.
Многих из этих недостатков
лишена групповая система. В этой
системе газ и конденсат из
скважин по индивидуальным
шлейфам поступают на пункты
промыслового сбора газа (ППСГ)
или
установки
комплексной
подготовки газа (УКПГ), где
происходит очистка и частичная
осушка газа, регулировка расхода,
учет добываемой продукции.
К основным достоинствам этой
системы относятся независимость
Рис. 4.8. Системы сбора газа:
контроля и регулировки работы
а — линейная; б — лучевая; в — кольцевая; г — групповая
отдельных скважин, возможность
полной автоматизации процессов, высокая надежность работы установок, относительно
простое решение проблемы борьбы с гидратами. При групповой системе значительно
упрощаются промышленная канализация, тепло- и энергоснабжение, ремонт
122
оборудования, ревизия его состояния, облегчаются организация строительных и
монтажных работ и их индустриализация.
Эти преимущества способствовали тому, что, несмотря на несколько повышенные по
сравнению с более простыми системами капитальные вложения, групповая система сбора
и подготовки газа получила наибольшее развитие на современных газовых и
газоконденсатных промыслах, таких как Медвежье, Вуктыл, Оренбург и др.
К одному газосборному пункту (ГП) или УКПГ подключаются от 10 до 30 скважин. Число
ГП зависит от размеров залежи, обычно оно составляет 5-10, но может достигать 20-25.
По месту подготовки газа к транспорту различают централизованную и
децентрализованную системы. При централизованной системе на отдельных ГП, ППСГ
предусматривается частичная подготовка газа. До окончательной кондиции газ доводится
на центральном пункте сбора и подготовки, обычно расположенном в начале
магистрального газопровода, называемом головным сооружением. При децентрализованной системе подготовки предполагается окончательная подготовка газа на каждом
газосборном пункте УКПГ. Децентрализованная система типична для газоконденсатных
промыслов с залежами, богатыми тяжелыми углеводородами.
4.6.
ОЧИСТКА
ГАЗА
МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
ОТ
Очистка газа по пути его следования от
месторождения
до
потребителя
производится в несколько ступеней.
Первая
ступень
—
установка
внутрискважинного
фильтра
для
ограничения выноса породы призабойной
зоны [39, 41]. Вторую ступень очистки
газ проходит на промысле в наземных
сепараторах, в которых сепарируется
жидкость (вода и конденсат) и газ
очищается от частиц породы и пыли.
Рис. 4.9. Гравитационный односекционный
сепаратор при рабочем давлении:
Промысловые аппараты работают по
принципу
выпадения
взвеси
под
действием силы тяжести при уменьшении
скорости потока газа или по принципу
использования действия центробежных
сил при специальной закрутке потока.
Поэтому промысловые аппараты очистки
делятся на гравитационные и циклонные.
Гравитационные аппараты, в свою
очередь,
подразделяются
на
вертикальные
и
горизонтальные.
Вертикальные
гравитационные
сепараторы рекомендуют для очистки
газов, содержащих твердые частицы и
тяжелые смолистые фракции, так как они
имеют лучшие условия очистки и
дренажа.
1,2 — выходной и входной патрубки; 3 — люк; 4 —
патрубок для продувки сепаратора
На рис. 4.9 изображен гравитационный
односекционный сепаратор. Он имеет
123
тангенциальный подвод газа (скорость в нем достигает 15-20 м/с), что способствует
выпадению в сепараторе твердой взвеси и капельной влаги. В основном он работает по
принципу выпадения взвеси при малых скоростях восходящего потока газа. Опыт
эксплуатации показал, что скорость газа на выходе из сепаратора не должна превышать
0,1 м/с при давлении б МПа.
Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400—1650 мм, горизонтальные —
диаметрами 400— 1500 мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной
скорости газа эффективность сепарации достигает 70 — 80 %. В связи с большой
металлоемкостью и недостаточной эффективностью гравитационные сепараторы
применяют редко.
На рис. 4.10 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и
патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части
имеется отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в
сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение,
вследствие чего из газа выпадают механические
взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный
бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит
через верхний патрубок.
Третья ступень очистки газа производится на
линейной части газопровода и компрессорных
станциях. На линейной части устанавливают
конденсатосборники, так как в результате
несовершенной сепарации на промысле газ может
иметь жидкую фазу.
Наибольшее
распространение
получил
конденсатосборник типа «расширительная камера»
(рис. 4.11). Принцип ее работы основан на
выпадении из потока газа капелек жидкости под
действием силы тяжести из-за местного снижения
скорости потока при увеличении диаметра
трубопровода.
При эксплуатации газопроводов с системой
«расширительных камер» возникают затруднения,
связанные с пропуском устройств для очистки
внутренней полости трубопровода. Для этого
необходимо
предусматривать
специальные
направляющие
для
беспрепятственного
прохождения через них очистного устройства. Для
очистки газа от механических примесей на
отечественных газопроводах применяют установки с
масляными пылеуловителями (рис. 4.12).
Рис. 4.10. Схема движения газов в циклоне:
/ — выход газа; II — вход газа; III —
удаление продуктов очистки
124
Рис. 4.11. Конденсатосборник типа «расширительная камера»:
1 — газопровод; 2 — расширительная камера; 3 — ребра жесткости; 4
— конденсатоотводная трубка
Рис. 4.12. Схема установки пылеуловителей
Природный газ Г, пройдя пылеуловители 1, направляется в компрессорный цех. Пылеуловители заполнены маслом. По мере загрязнения масло МЗ (загрязненное масло)
передавливается из пылеуловителей 1 в отстойники 7. Свежее масло (МС) поступает в
пылеуловители самотеком из масляного аккумулятора 2. Предварительно в аккумуляторе
и пылеуловителях выравнивается давление. В масляный аккумулятор масло подается
насосом 3 из мерного бака 5 или из бака свежего масла 4. При этом аккумулятор
отключают от пылеуловителей и находящийся в них газ выпускают в атмосферу. В
мерный бак масло поступает самотеком из отстойников 7. Отбросное масло (МО) вместе
со шламом, накапливающимся в нижней части отстойников, спускают в сборную емкость
6.
Вертикальный масляный пылеуловитель (ПУ) представляет собой вертикальный стальной
цилиндр со сферическим днищем, рассчитанным на рабочее давление в газопроводе (рис.
4.13).
Диаметр пылеуловителя составляет 1080 — 2400 мм. Внутри ПУ находятся устройства,
обеспечивающие контактирование масла с газом и отделение частиц масла от газа при
выходе его из аппарата. Газ поступает в пылеуловитель через входной патрубок 7.
Благодаря отбойному козырьку 8 газ меняет свое направление и движется к поверхности
масла, находящегося в нижней части аппарата. Крупные посторонние частицы при этом
сразу же выпадают и оседают на дно. Уровень масла устанавливается на расстоянии 25 —
30 мм от концов вертикальных трубок 3. При этом газ устремляется вверх, захватывая с
собой частицы масла. В трубках 3, а далее в средней свободной части пылеуловителя газ
125
интенсивно перемешивается с маслом, которое поглощает содержащиеся в газе частицы, а
также поступающий вместе с газом конденсат тяжелых углеводородов.
Рис- 4.13.
уловитель
Вертикальный
масляный
пыле-
Рис. 4.14. Циклонный пылеуловитель пропускной
способностью 20 млн м3/ сут и рабочим давлением
7,5 МПа:
] — выходной патрубок для газа; 2 — входной
патрубок; 3 — циклоны; 4 — люк; 5 — штуцеры
контролирующих приборов; б — дренажный штуцер
При этом уровень масла повышается. По мере выхода газа из вертикальных трубок
скорость его резко уменьшается. Более крупные частицы жидкости при этом выпадают и
по дренажной трубке 4 стекают вниз. Из свободной средней части пылеуловителя газ и
масляный туман поступают в его верхнюю часть, а оттуда в жалюзийное сепарационное
устройство 1, в котором отбирается мелкозернистая взвесь. Очищенный газ выходит через
патрубок 2. Загрязненное масло удаляется из поддона через дренажную трубку 5. Полная
очистка пылеуловителя производится 3 — 4 раза в год через люк 6. Количество
заливаемого масла в пылеуловитель диаметром 2400 мм не превышает 1,5 — 2,0 м3. Чтобы обеспечить нормальную работу пылеуловителей, необходимо поддерживать
постоянный уровень масла. Пропускная способность вертикальных масляных
пылеуловителей при заданном давлении ограничивается скоростью потока газа в контактных трубках, которая не должна превышать 1 — 3 м/с.
Преимущество вертикального масляного пылеуловителя по сравнению с другими
126
конструкциями пылеуловителей заключается в высокой степени очистки (общий
коэффициент очистки достигает 97 — 98 %); к недостаткам относятся большая
металлоемкость, наличие жидкости и ее унос (допускается не более 25 г на 1000 м3 газа),
большое гидравлическое сопротивление (0,0350-0,05 МПа), чувствительность к
изменению уровня жидкости и др.
На компрессорных станциях для очистки газа применяются также циклонные пылеуловители. Циклонный пылеуловитель (рис. 4.14) представляет собой сосуд
цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой
верхний патрубок в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками
звездообразно расположенные циклоны, неподвижно закрепленные на нижней решетке.
Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают
в отстойник. Для автоматического удаления собранного шлама предусмотрен дренажный
штуцер. Качество очистки повышается с уменьшением диаметра циклона. Поэтому
созданы батарейные циклоны, объединяющие в своем корпусе группу циклонов малого
диаметра. Закручивание потока происходит в циклонах типа «розетка» и «улитка» (рис.
4.15).
При работе по системе газ — твердая взвесь пропускную способность батарейных
циклонов обычно рассчитывают, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих
достаточно полное удаление твердой взвеси из газового потока. При большом расходе
газа наблюдается чрезмерный эрозионный вынос и повышенный перепад давления газа.
Эффективность очистки газа батарейными циклонами колеблется в пределах 85 — 98 % и
уменьшается с увеличением его пропускной способности.
При работе по системе газ — твердая взвесь пропускную способность батарейных
циклонов обычно рассчитывают, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих
достаточно полное удаление твердой взвеси из газового потока. При большом расходе
газа наблюдается чрезмерный эрозионный вынос и повышенный перепад давления газа.
Эффективность очистки газа батарейными циклонами колеблется в пределах 85 — 98 % и
уменьшается с увеличением его пропускной способности.
В настоящее время широко применяются циклонные пылеуловители диаметром 1600 мм
на рабочее давление до 7,36 МПа.
4.7. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ
Природные газы в определенных термодинамических условиях вступают в соединение с
водой, образуя гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газопроводах, существенно увеличивают их гидравлическое сопротивление и, следовательно,
снижают пропускную способность. Особое значение проблема борьбы с образованием
гидратов приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего
Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов
создают благоприятные условия для образования гидратов в скважинах и газопроводах
[14].
Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счет
действия ван-дер-ваальсовых сил притяжения. Молекулы воды при образовании гидратов
как бы раздвигаются молекулами газа. Образующиеся при этом полости между
молекулами воды полностью или частично заполняются молекулами газа. Гидраты
природных газов представляют собой неустойчивые соединения, которые при повышении
температуры или понижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду —
это белая кристаллическая масса, похожая на снег или лед. Если природные газы содержат
кислые примеси, то процесс гидратообразования ускоряется.
127
Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ — вода при условии
полного насыщения природного газа водой. Для прогнозирования места образования и
интенсивности накопления гидратов в системах газоснабжения необходимо знать
изменение влажности газа в различных термодинамических условиях.
На практике часто пользуются абсолютной влажностью, выраженной массой паров воды в
единице объема газа, приведенной к нормальным условиям (273 К и 0,1013 МПа).
Относительная влажность — это выраженное в процентах или в долях единицы
отношение количества водяных паров, содержащихся в газовой смеси, к количеству
водяных паров в том же объеме и при тех же температуре и давлении при полном
насыщении. Температура, при которой газ становится насыщенным при данных давлении
и влажности, называется точкой росы.
Для того чтобы в газопроводах не образовывались гидраты, влажность подаваемого в него
газа не должна превышать минимального значения. Это условие является основным при
проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.
Существуют следующие методы борьбы с образованием гидратов в газопроводах:
подогрев газа; снижение давления газа; введение ингибиторов в поток газа; осушка газа.
Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что
при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше
равновесной температуры гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному
газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как
показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее его
охлаждать, поскольку это позволит заметно увеличить пропускную способность
газопроводов, особенно крупных газопроводов с большим числом компрессорных станций. Метод подогрева газа применяется на газораспределительных станциях, где при
больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может
значительно снижаться, в результате чего обмерзает редуцирующая аппаратура (клапаны,
краны, диафрагмы).
Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при
сохранении температуры в газопроводе уменьшают давление до значения ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяется для ликвидации
образовавшихся гидратных пробок. Пробки ликвидируют путем выпуска газа в атмосферу
через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от
нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что данный
метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных
температурах. В противном случае гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку
минимальная температура газа в газопроводе близка к нулю, а равновесное давление при
этом находится в пределах 1 — 1,5 МПа, применение этого метода оказывается
неэффективным для предупреждения образования гидратов в магистральных
газопроводах. Это связано также с тем, что оптимальное давление транспортируемого газа
составляет 5 — 7 МПа. Метод снижения давления применяется в аварийных ситуациях
для разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном
случае гидраты образуются вновь.
Введение в поток газа ингибиторов приводит к тому, что водяные пары газа частично
поглощаются ими и переводятся вместе со свободной водой в водный раствор, который
совсем не образует гидратов или образует их при более низких температурах. В качестве
ингибиторов применяются метанол (метиловый спирт), растворы этиленгликоля (ЭГ),
диэтиленг-ликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбоната и
др.
Для уменьшения расхода метанола необходимо вводить его в начале зоны возможного
128
гидратообразования в газопроводе. Экономически выгодно метанол применять при
небольших расходах газа, когда из-за высоких капиталовложений нерационально
использовать другие методы. Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами,
например с осушкой газа или с понижением давления. Использование метанола для предупреждения образования гидратов в газопроводе при больших объемах
транспортируемого газа экономически невыгодно. Ввод ингибиторов в газовый поток
широко применяют на промыслах для предупреждения образования гидратов в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах, а также в скважинах. При
этом предпочтение следует отдать диэтиленгликолю, так как возможность его
регенерации и сравнительно небольшие потери в большинстве случаев делают этот
ингибитор наиболее экономичным.
Осушка газа является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения
образования кристаллогидратов в магистральных газопроводах при больших объемах
транспортируемого газа. При промысловой подготовке газа к дальнему транспорту его
осушают сорбционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки
точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при
транспортировке газа. Влажность газа должна составлять не более 0,05 — 0,1 г/м3.
4.8. СОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОСУШКИ ГАЗА
4.8.1. ОСУШКА ГАЗА АБСОРБЕНТАМИ
Абсорбенты — жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и
нефтяных газов. Они должны иметь высокую растворимость в воде, низкую
агрессивность, стабильность по отношению к газовым компонентам, простоту регенерации, малую вязкость, низкую упругость паров при температуре контакта, слабое
поглощение углеводородных компонентов газа, пониженную способность к образованию
пены или эмульсий. Большинству этих требований отвечает диэтиленгликоль,
триэтиленгликоль и в меньшей степени этиленгликоль [36, 37, 38].
Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух молекул ЭГ с образованием
молекулы воды. В химически чистом виде это бесцветная жидкость с молекулярной
массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 и температурой кипения 518 К
при р = 0,1013 МПа.
Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное
понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 308 К, что довольно
часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой газовых месторождений с
высокой пластовой температурой газа потребовался более сильный поглотитель влаги —
ТЭГ. Его получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды. Молекулярная
масса ТЭГ 150,17, относительная плотность (по воде) 1,1254 и температура кипения
560,4К при р = 0,1013 МПа.
Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интервале концентраций. Вследствие
низкой упругости паров потери поглотителя незначительные: 5—18и2 — 4гна 1000 м3
газа для ДЭГ и ТЭГ соответственно. Температура кипения и упругость паров воды и
гликолей сильно различаются, что облегчает регенерацию поглотителя, а небольшая
вязкость поглотителя облегчает работу циркуляционных насосов. Обводненные гликоли
неагрессивны в коррозионном отношении. Растворимость природного газа в них
незначительная: при давлении до 15 МПа она не превышает 6 г на 1 л гликоля. При
атмосферном давлении ДЭГ начинает распадаться при 437 К, а ТЭГ — при 478 К. В
соответствии с этим в производственных условиях степень их регенерации может
достигать 96 — 99 %. ТЭГ имеет склонность к пенообразованию, для борьбы с этим применяют различные присадки, например моноэтаноламин. Интенсивность процесса осушки
129
газа гликолями находится в прямой зависимости от давления, температуры контакта газ
— сорбент и концентрации сорбента.
В газе при повышенном давлении уменьшается содержание влаги, что, естественно,
приводит к снижению количества циркулирующего раствора сорбента, необходимого для
осушки газа до заданной точки росы. Увеличение температуры контакта газ — сорбент
приводит к росту парциального давления водяных паров над сорбентом, снижению
поглотительной способности последнего и повышению точки росы осушенного газа.
Уменьшение температуры контакта газ — сорбент оказывает обратное действие, т.е.
снижает точку росы осушенного газа. Однако при осушке газа жидкими сорбентами не
рекомендуется применять температуру ниже 303 К в связи с повышением вязкости
сорбентов и значительной трудностью их перекачки. Кроме того, при увеличении
вязкости сорбента одновременно несколько снижается его поглотительная способность.
На поглотительную способность сорбента паров воды из газа большое влияние оказывает
его концентрация: чем выше концентрация, тем ниже точка росы осушенного газа. Концентрация сорбента обычно колеблется в зависимости от требуемой степени осушки в
пределах 90— 100 %.
При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако
при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа. Потери ТЭГ
при регенерации значительно меньше потерь ДЭГ вследствие более низкой упругости
паров ТЭГ [39].
Рис. 4.16. Схема установки осушки газа жидкими сорбентами
На рис. 4.16 изображена схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая
широкое распространение на газовых месторождениях. Газ с промысла проходит сепаратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в нижнюю часть абсорбера 2.
Сначала газ направляется в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно
очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с
насадками. Затем газ движется вверх, последовательно проходя через тарелки 4,
поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4— 12. Навстречу потоку газа
протекает 95 — 97%-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсорбер насосом 10. Осушенный
вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где
освобождается от захваченных капель раствора и направляется в газопровод.
Насыщенный раствор, содержащий 6 —8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки
абсорбера поступает в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком
130
регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него
выделяется растворенный газ, который используется затем на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в выпарную колонну (десорбер) 12,
где осуществляется регенерация раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей:
собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насыщенного раствора ДЭГ,
стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров
ДЭГ; кипятильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и
испарение воды. В кипятильнике поддерживается температура раствора гликоля в
пределах 423 — 433 К, а в верхней части выпарной колонны — 378 — 380 К. Это
достигается за счет орошения верхней части колонны водой с температурой 303 К, что
позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера
15 поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается
вакуумным насосом 14 и направляется на сжигание. Часть полученной воды, содержащей
ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания
температуры 105 — 107 °С. Регенерированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается
через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура снижается, и вновь
поступает на верхнюю тарелку абсорбера.
Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от
потерь сорбента. Для снижения этих потерь в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и
водяной пар на выходе соответственно из абсорбера и десорбера и по возможности исключить пенообразование при контакте с абсорбентом за счет специальных добавок.
4.8.2. ОСУШКА ГАЗА АДСОРБЕНТАМИ
Адсорбент — это твердый поглотитель влаги. В качестве твердых поглотителей влаги в
газовой промышленности применяют активированную окись алюминия или боксит, который на 50 — 60 % состоит из А12О3. Активизируется боксит при температуре 633 К в
течение 3 ч без доступа воздуха. Поглотительная способность боксита составляет 4 — 6,5
% от массы. Преимущества адсорбции: низкая точка росы газа; простота регенерации
поглотителя; компактность, простата конструкции и низкая стоимость установки. Боксит
поставляется в гранулах диаметром 2 — 4 мм. Насыпная масса составляет 800 кг/м3.
Продолжительность работы бокситовой загрузки больше года. Скорость прохождения
газа через активированный боксит равна 0,5 — 0,6 м/с.
Схема установки осушки газа твердым поглотителем изображена на рис. 4.17. Влажный
газ через сепаратор поступает в адсорбер, где проходит через несколько слоев
активированного боксита, насыпанного на тарелки с перфорированным основанием.
Толщина одного слоя не превышает 60 см. Проходя через боксит, газ освобождается от
влаги и направляется в газопровод. После определенного промежутка времени в
зависимости от загрузки твердого поглотителя и объемной скорости газа (этот
промежуток времени обычно составляет 12— 16 ч) адсорбер переводят на восстановление
(регенерацию), а газ переключают на второй адсорбер, который уже прошел регенерацию.
Боксит регенерируют (осушают), продувая через него горячий газ. При этом из боксита
выделяется вся влага, поглощенная им из газа в процессе осушки.
Регенерацию боксита проводят следующим образом (на рис. 4.17 на регенерацию боксита
переведен правый адсорбер). При пуске адсорбера на регенерацию определенное
количество газа, требуемое для заполнения системы регенерации, отводят от линии сухого
газа через регулятор давления РД (при давлении, несколько большем 0,1 МПа). Этот газ
поступает сначала в холодильник и далее в сепаратор. Газодувкой под давлением не более
3 кПа газ подается в подогреватель, где он нагревается до температуры 473 К, и далее
поступает в адсорбер, в котором регенерируют боксит. По выходе из адсорбера нагретый
131
насыщенный газ поступает в холодильник, а затем в сепаратор, где отделяется влага,
поглощенная в адсорбере. В результате повторных циклов регенерирующего газа
(газодувка — подогреватель — адсорбер — холодильник — сепаратор — газодувка)
боксит осушается и может снова поглощать воду из газа.
Рис. 4.17. Схема установки осушки
газа твердым поглотителем:
1,5— сепараторы;
2, 3 — адсорбенты;
4 — холодильник;
6 — насос;
7 — подогреватель;
К — конденсат;
ГВ — газ влажный;
ГС — газ сухой;
ГН — газ нагретый;
ГНН — газ нагретый насыщенный;
РД — регулятор давления
4.8.3. ОСУШКА ГАЗА МОЛЕКУЛЯРНЫМИ СИТАМИ
Для глубокой осушки применяют молекулярные сита, обычно называемые цеолитами.
Цеолиты представляют собой сложные неорганические полимеры с кристаллической
решеткой. Форма кристалла цеолита — куб. На каждой из его шести сторон выполнены
щели, через которые влага проникает во внутреннее пространство. Каждый цеолит имеет
свой размер щелей, образованных атомами кислорода (от 3 ∙10 -7 до 10∙10 -7 мкм).
Благодаря этому цеолиты способны сорбировать в основном мелкие молекулы, т. е. при
адсорбции происходит отсеивание более мелких молекул от более крупных. Мелкие
молекулы проникают во внутреннее пространство кристалла и застревают в нем, а
крупные молекулы не проходят и, следовательно, не будут сорбироваться. Цеолиты,
применяемые в виде порошка или гранул с размерами до 3 мм, обладают высокой
пористостью (до 50 %) и огромной поверхностью пор. Их активная поглотительная
способность достигает 14— 16 г воды на 100 г цеолита при парциальном давлении 50 Па и
превышает активность силикагеля и оксида алюминия почти в 4 раза. Необходимо
отметить высокую поглощающую способность цеолитов при низкой относительной
влажности газа или при малом парциальном давлении водяных паров, что обеспечивает
осушку газа до очень низкой точки росы (до 173 К).
Преимуществом молекулярных сит является их хорошая поглотительная способность при
высоких температурах (до 373 К она уменьшается весьма незначительно). В то же время
поглотительная способность силикагеля и боксита уже при температуре 311 К снижается в
несколько раз, а при температуре 373 К практически равна нулю.
Для регенерации молекулярных сит используется сухой газ, нагретый до 473 — 573 К,
который пропускают через слой цеолита в направлении, обратном движению газа при
осушке. При глубокой осушке газа с большой начальной влажностью возможна
двухступенчатая схема с применением обычных осушителей (гликолей и бокситов) и
молекулярных сит. Цеолиты выдерживают до 5000 циклов, теряя при этом около 30 %
132
своей поглотительной способности.
4.9. ОСУШКА ГАЗА ОХЛАЖДЕНИЕМ
Охлаждение широко применяется для осушки газа, выделения конденсата из газа
газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также
для получения индивидуальных компонентов газа, выделения из природного газа редких
газов, сжижения газов и т. д. Низкотемпературный способ разделения газов позволяет в
зависимости от глубины охлаждения извлекать от 80 до 100 % тяжелых углеводородов и
осушать газ при транспортировке однофазного компонента до необходимой точки росы по
влаге и углеводородам. На практике применяют низкотемпературную сепарацию (НТС),
при которой получают относительно невысокие температуры как за счет использования
пластового давления, так и искусственного холода. Детандер (поршневой или турбинный)
позволяет получить более глубокое охлаждение газа, а также продлить срок службы
установок НТС. Применение искусственного холода (холодильных машин) в установках
НТС позволяет обрабатывать газ до конца разработки месторождения, но при этом
капитальные вложения в обустройство промысла увеличиваются в 1,5 — 2,5 раза [39].
Принципиальная технологическая схема НТС приведена на рис. 4.18. Сырой газ из
скважины поступает на установку комплексной подготовки, где после предварительного
дросселирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения
от капельной жидкости. Затем газ направляется в теплообменник 5 для охлаждения газом,
поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора 7. Из
теплообменника газ поступает через эжектор 6 или штуцер в низкотемпературный
сепаратор 7, в котором за счет понижения температуры в теплообменнике и на штуцере
(эжекторе) выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает
продукцию скважины и направляется в промысловый сборный коллектор. Нестабильный
конденсат и водный раствор ингибитора (например, диэтиленгликоля ДЭГ),
предотвращающий образование гидратов, из сепаратора первой ступени 3 поступают в
конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и
водного раствора ДЭГа. Затем конденсат через теплообменник 9 подается в поток газа
перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГа направляется через
емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенерационную
установку 13, после чего регенерированный гликоль из установки с помощью насоса 19
подается в шлейфы для предотвращения образования гидратов в них. Поток
нестабильного углеводородного конденсата и водного раствора ДЭГ направляется в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство теплообменников, где охлаждает
нестабильный конденсат, поступающий из емкости 10 для впрыскивания в газовый поток.
Водный раствор гликоля через фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего
насосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5. Конденсат из разделительной емкости 15 направляется через межтрубное пространство теплообменника 18
в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой колонны, печи 17 и
теплообменника 18. Заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается
с помощью теплообменника18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт
деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 433 К, отдает тепло насыщенному
конденсату, поступающему из емкости 15. Охлажденный стабильный конденсат подается
в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного
нестабильного конденсата на верхнюю тарелку стабилизатора. В этом случае
деэтанизатор работает в режиме абсорбционноотпарной колонны.
133
Рис. 4.18. Технологическая схема НТС на газосборном пункте
Если предусматривается транспортировка конденсата в железнодорожных цистернах, то
стабилизация конденсата проводится в ректификационной колонне, работающей в режиме
либо частичной, либо полной дебутанизации. Газ выветривания (дегазации) из емкости 15
и газ деэтанизатора 16 через штуцер поступает в общий поток.
Если давление невысокое, то предусматривают компрессор 8. Газ дегазации из емкости 10
также возвращается в общий поток. Периодический контроль за дебитами газа и жидкости
осуществляется с помощью сепаратора 1, на выкидной линии которого установлены
замерная диафрагма и конденсатосборник-разделитель 2 со счетчиками.
Если на устье скважины температура газа достаточно высокая и на его пути до
газосборного пункта гидраты не образуются, то схема подготовки газа упрощается. На
период добычи, когда требуются дополнительные источники холода на установке НТС
для обеспечения требуемой точки росы газа, в схеме вместо штуцера устанавливают
турбодетандер. При использовании турбодетандера эффект по снижению температуры в 3
— 4 раза больше, чем при обычном дросселировании. В этом случае в схеме
предусматривается сепаратор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости
от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из межтрубного пространства
теплообменника 5 поступает на прием компрессора, установленного на одном валу с
турбодетандером, и далее в промысловый коллектор.
Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. В
частности, дополнительно к теплообменнику 5 устанавливают воздушный или водяной
холодильник. По мере снижения пластового давления для поддержания постоянной
температуры сепарации газа на установках НТС требуется последовательное увеличение
поверхности теплообменников, что приводит к необходимости перестройки установки.
Однако наступает такой период, когда это становится нерациональным. В таком случае
производится охлаждение либо применяют другие способы подготовки газа.
134
Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического
режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимается давление максимальной
конденсации, которое для каждого состава газа определяется экспериментальным путем.
Для обеспечения однофазного движения газа по магистральному газопроводу температура
сепарации выбирается с учетом теплового режима работы газопровода.
4.10. ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА
Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни цвета, ни запаха. Поэтому
обнаружить утечку газа довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и
использования газа, его одорируют, т. е. специально придают резкий и неприятный запах.
Для этой цели в газ вводят одоранты, к которым предъявляются следующие требования.
Продукты сгорания одорантов должны быть физиологически безвредными, достаточно
летучими (низкая температура кипения), не должны вызывать коррозию, химически
взаимодействовать с газом, поглощаться водой или углеводородным конденсатом, сильно
сорбироваться почвой или предметами, находящимися в помещениях. Одоранты должны
быть недорогими. Этим требованиям в наибольшей степени удовлетворяет
этилмеркаптан. Однако при его использовании следует учитывать все присущие ему
недостатки. Так, по токсичности он равен сероводороду. Поэтому если газ идет на
химическую переработку, то необходимо проводить очистку от меркаптана, так как
меркаптан отравляет катализаторы. Этилмеркаптан химически взаимодействует с
оксидами металлов, вследствие чего при транспорте одорированного газа запах его
постепенно ослабевает [37].
Кроме этилмеркапатана также используют сульфан, метил-меркаптан, пропилмеркаптан,
калодорант, пенталарам и др. В качестве одоранта применяют смесь меркапатнов,
получаемых при очистке природного газа с высоким содержанием серы и сернистых
соединений. Одоризацию газа проводят на головных сооружениях газопровода и
газораспределительных станциях. Концентрация паров одоранта в газе должна быть
такой, чтобы резкий запах ощущался при объемной концентрации газа, не превышающей
1/5 от нижнего порога взрываемости. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана
составляет 16 г на 1000 м3 газа. В летнее время расход одоранта примерно в 2 раза
меньше, чем зимой.
Устройства, при помощи которых одорант вводится в поток газа, называются
одоризаторами.
Различают
капельные,
испарительные,
барботажные
и
полуавтоматические одоризаторы.
Капельными одоризаторами одорант вводится в газопровод каплями или тонкой струей
(рис. 4.19). Одоризатор действует за счет перепада давления, создаваемого диафрагмой.
Одорант из поплавковой камеры проходит через диафрагму, смотровое стекло и по трубке
поступает в газопровод. В поплавковой камере все время сохраняется постоянный
уровень. Расход одоранта можно изменять при помощи сменной диафрагмы.
135
Рис. 4.19. Капельный одоризатор
с диафрагмой:
/ — бачок для одоранта;
2 — фильтр-отстойник;
3 — поплавок;
4 — поплав ковая камера;
5, 8 — соединительные трубки; 6
— тонкая диафрагма;
7 — смотровое стекло;
9 — диафрагма в газопроводе;
10 — газопровод;
11 — ручной насос;
12 — запасная емкость
Наибольшее распространение получили испарительные (фитильные) и барботажные
одоризаторы.
Рассмотрим принцип действия испарительного одоризатора (рис. 4.20). В резервуар с
одорантом частично погружены фланелевые полосы. Над поверхностью одоранта между
фланелевыми полосами проходит газ и насыщается одорантом. Резервуар снабжен
подогревателем (на схеме не показан). Температура одоранта, от которой зависит
интенсивность испарения, а следовательно, и степень одоризации, поддерживается
терморегулятором.
Рис. 4.20. Испарительный (фитильный) одоризатор:
1 — диафрагма; 2 — газопровод; 3 — резервуар; 4 — вертикально подвешенные
фитили; 5 — регулировочный вентиль; 6 — мерное стекло
Барботажный одоризатор представлен на рис. 4.21. Из газопровода 3 часть газа попадает в
барботажную камеру 2, в которой происходит насыщение газа одорантом, поступающим
из расходного бака 13. При помощи поплавкового регулятора в барботажной камере
136
поддерживается постоянный уровень. Отсюда газ через емкость одоризатора 17 поступает
в газопровод за диафрагмой 1, создающей перепад давления для прохождения газа через
одоризатор. Капли неиспарившегося одоранта, захватываемые газом из барботажной
камеры, оседают на дно емкости 17. Накапливающийся там одорант сливается через кран
20. Регулирование степени одоризации осуществляется вентилем 19.
Однако
для
рассмотренных
одоризаторов
характерно
отсутствие
прямой
пропорциональной зависимости расхода одоранта от расхода газа, так как ввод одоранта
происходит под действием меняющегося столба жидкости, не зависящего от количества
проходящего газа. При колебании расхода в течение суток часто приходится менять
режим работы установки. Регулировку выполняют вручную игольчатым вентилем,
поэтому точность дозирования зависит от опытности обслуживающего персонала.
На некоторых газораспределительных станциях внедрены полуавтоматические установки
одоризации газа, которые просты по конструкции, надежны в работе и обеспечивают
практически полную пропорциональную зависимость расхода одоранта от расхода газа.
Установка работает следующим образом (рис. 4.22). На пути газового потока в
газопроводе установлена диафрагма 9, на которой создается определенный перепад
давления в зависимости от расхода газа. Газ с давлением P1 до диафрагмы поступает в
бачок 3 с одорантом и создает давление р2 на столб одоранта, равное р1 — рgН0. Одорант
из бачка 3 через фильтр 2 и калибровочное стекло 1 впрыскивается в газопровод за
диафрагмой с давлением р2. Давление впрыскивания меняется в зависимости от количества газа, проходящего через диафрагму, и этим достигается пропорциональность расхода
одоранта и газа. Уровнемерное стекло 4 используется для наблюдения за расходом
одоранта. Емкость 8, предназначенная для заполнения бачка деодорантом, снабжена
предохранительным клапаном 5. Давление заполнения бачка поддерживается редуктором
7 и контролируется по манометру 6. При монтаже фланец с соплом крепится к фланцу
задвижки 10, что позволяет заменять и чистить сопла. Изменение степени одоризации
достигается за счет изменения диаметра сопла. Степень одоризации определяется
хроматографическим методом
Рис. 4.22. Полуавтоматическая одоризационная установка
.
137
4.11. ОЧИСТКА ПРИРОДНОГО
УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
ГАЗА
ОТ
СЕРНИСТЫХ
СОЕДИНЕНИЙ
И
В составе природных газов многих месторождений содержатся сернистые компоненты и
углекислый газ, так называемые кислые газы. Сернистые соединения отравляют катализаторы в процессах переработки газа, при сгорании образуют SO2 и SO3, высокое
содержание которых в воздухе опасно для человека и окружающей среды. Сероводород
H2S и углекислый газ СО2 в присутствии воды вызывает коррозию стальных труб,
оборудования трубопроводов, компрессорных машин и т. д. Их присутствие ускоряет
гидратообразование. Требования к газу, поставляемому потребителю, по содержанию
сернистых компонентов постоянно возрастают. В настоящее время допускается
содержание H2S в природном газе не более 5,7 мг/м3, общей серы не более 50 мг/м3,
углекислого газа СО2 до 2 %. Сернистые компоненты природного газа и в первую очередь
H2S служат отличным сырьем для производства серы. Из сероводорода природного газа
получается наиболее чистая и дешевая сера. Степень чистоты так называемой газовой
серы составляет 99,9 %. Современные процессы очистки природного газа связаны с
производством серы и обеспечением чистоты воздушного бассейна.
Традиционные схемы очистки больших объемов газа включают процессы:
1) извлечения кислых компонентов, т. е. производство очищенного газа;
2) переработку кислых газов в серу;
3) очистку или сжигание отходящих газов;
4) очистку газов сгорания.
Для извлечения кислых компонентов из природного газа применяют главным образом
абсорбционные регенеративные процессы. Кислые компоненты из газа извлекают в
процессе химической или физической абсорбции. Затем при регенерации насыщенного
абсорбента получают поток кислого газа, направляемый на установку производства серы.
В процессах химической абсорбции применяют водные растворы поглотителей, которые
вступают в обратимую реакцию с кислыми компонентами природного газа. В качестве
химических поглотителей используют моноэтаноламин, диэтаноламин, дигликольамин,
растворы солей щелочных металлов, растворы солей аминокислот и др. Схема процесса,
типичного для химической абсорбции, приведена на рис. 4.23 [38].
Часто применяют моноэтанолоаминовый процесс, характеризующийся высокой
реакционной способностью поглотителя, его хорошей химической устойчивостью и
небольшими капитальными вложениями. Реакцию взаимодействия моноэтанолоамина с
сероводородом и углекислым газом можно представить следующими уравнениями:
138
Рис. 4.23. Схема установки для
очистки природного газа методом
химической абсорбции:
1 — входной сепаратор; 2 — абсорбер;
3 — гидравлическая турбина; 4 —
насос; 5 — выветриватель;
6 — промежуточная емкость; 7 —
теплообменник; 8 — фильтр; 9 —
десорбер;
10
—
воздушный
холодильник;
11 — сепаратор рефлюкса; / — сырой
газ; II — очищенный газ; III —
насыщенный абсорбент;
IV — регенерированный абсорбент; V —
газ выветривания; VI — кислый газ
Рис. 4.24. Схема установки осушки
газа методом физической абсорбции:
1 — абсорбент; 2 — детандер; 3 —
холодильник; 4, 5 и 6 — первая, вторая
и
третья
ступени
выветривания
соответственно; 7 — выпарная колонна;
8 — воздуходувка; 9 — насос; 10 —
теплообменик; / — исходный газ; II —
насыщенный
абсорбент;
III
—
груборегенерированный абсорбент; IV
— тонкорегенерированный абсорбент;
V — очищенный газ; VI — рецикловый
газ; VII — газ выветривания среднего
давления; VIII — кислый газ; IX —
воздух или инертный газ
Во избежание коррозии оборудования концентрация моноэтаноламина в растворе с водой
не превышает 15 — 20 %.
При физической абсорбции кислых газов из потоков природного газа используются
органические растворители: метанол, пропиленкарбонат, диметиловый эфир
полиэтиленгликоля и др. Процессы физической абсорбции характеризуются высокой
степенью насыщения абсорбента кислыми газами и соответственно низкими скоростями
циркуляции поглотителя, низкими энергозатратами, небольшими габаритами и простотой
оборудования.
Схема, типичная для процесса физической абсорбции, приведена на рис. 4.24. Выбор
растворителя основан на составе, температуре и давлении исходного газа, с учетом метода
последующей его обработки и требований к качеству очищенного газа.
Вторая операция при очистке природного газа — получение серы из сернистых
соединений. При обработке больших потоков природного газа чаще всего используются
различные модификации процесса Клауса, основанного на каталитической реакции
кислорода воздуха с сероводородом, поступающим из регенерационной колонны
абсорбционных процессов, при повышенной температуре. Реакция Клауса протекает в две
стадии по уравнениям
139
Рис. 4.25. Схема установки Клауса с однопоточным процессом:
1 — горелка и реакционная камера; 2 — котел-утилизатор; 3, 5,7 — конденсаторы; 4, 6 — первый и второй
каталитические конверторы соответственно; / — кислый газ; II — воздух; III, VIII — пар (высокое давление); IV —
обводная линия горячего газа; V, VII — пар (низкое давление); VI — сера; IX — «хвостовой газ»
Для увеличения выхода серы процесс проводится в соответствии с двумя стадиями
реакции. Сначала в печи Клауса при высокой температуре сжигается часть сероводорода с
получением оксида серы. В результате очень высокой температуры и некаталитического
сжигания сероводорода с воздухом получается непосредственно сера с выходом около 60
%. После высокотемпературного сжигания и утилизации теплоты продуктов сгорания
устанавливаются один или несколько каталитических конвертеров Клауса (рис. 4.25), где
оставшийся сероводород взаимодействует с кислородом. Снижение температуры
каталитической реакции способствует повышению выхода серы. При очистке отходящих
с установок Клауса газов возможны два варианта. В одном случае газы, отходящие с
установок Клауса, подаются непосредственно в установку доочистки, в другом — они
предварительно сжигаются до превращения всех сернистых соединений в SO2 и только
после этого поступают на установку доочистки.
140
ГЛАВА 5
ОСНОВЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА
5.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и
газа. Если хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого
нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом,
мазутопроводом и т. д.
По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие
группы: внутренние — соединяют различные объекты и установки на промыслах,
нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтебазах; местные — по сравнению с
внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и
соединяют нефтепромыслы с головной станцией магистрального нефтепровода или НПЗ с
пунктами налива на железной дороге или в наливные суда либо НПЗ с головной станцией
нефтепродуктопровода; магистральные — характеризуются большой протяженностью
(сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими
станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов — непрерывный,
бесперебойный [25, 26].
Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы
подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм).
Класс ............................
I
Условный диаметр трубы 1000-1200
ДУ мм...............
II
III
IV
500-1000
300 - 500
<300
Магистральным газопроводом принято называть трубопровод, предназначенный для
транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или
трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от
магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к
магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части потока
транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным
предприятиям.
Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85 подразделяются на два
класса в зависимости от рабочего давления в газопроводе:
Класс................................................
.................I
II
Рабочее давление, МПа................
.................2,5-10
1,2-2,5
Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов
зависит от диаметра трубопровода и составляет от 10 до 50 млрд м3 в год.
Прокладку трубопровода можно осуществлять как одиночно, так и параллельно
действующим или проектируемым магистральным трубопроводам — в техническом
коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов понимают систему
параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для
транспортировки нефти (нефтепродуктов, в том числе сжиженных газов) или газа
(газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном
техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. Такие
системы характерны для южных районов Тюменской области.
141
5.2. СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
В состав сооружений магистральных газопроводов (рис. 5.1) входят:

линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему
противокоррозионной защиты, линии связи и т. д. [39];

перекачивающие и тепловые станции;

конечные
пункты
нефтепроводов
и
нефтепродуктопроводов,
газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий по
трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод
для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.
В некоторых случаях в состав магистральных трубопроводов входят и подводящие
трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным
сооружениям трубопровода.
5.2.1. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Основным элементом магистрального трубопровода являются сваренные в
непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как
правило, трубопроводы прокладывают одним из следующих способов:

подземным;

наземным в искусственной насыпи (на обводненных или заболоченных участках);

надземным на опорах (на участках распространения многолетнемерзлых пород).
При подземном способе прокладки магистральные трубопроводы заглубляют в грунт
обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания
температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных
трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные (прямо- и спирально-шовные)
трубы диаметром от 300 до 1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным
давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа [1, 2].
На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и нефтепроводы)
утяжеляют закрепленными на трубах железобетонными грузами или сплошным бетонным
покрытием и заглубляют ниже дна реки [3]. Кроме основной укладывают резервную
нитку подводного перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных
шоссейных дорог трубопровод прокладывают в «патроне» из труб. Диаметр патрона на
100 — 200 мм больше диметра трубопровода.
Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов,
находящихся вблизи трасс нефтепроводов и газопроводов, от них прокладывают
ответвления или отводы из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть потока
нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) поставляется в эти населенные
пункты. С интервалом 10 — 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе
устанавливают линейные краны (на газопроводах) или задвижки (на нефтепроводах) для
перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на
газопроводе устанавливают свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.
142
Рис. 5.1. Схемы сооружений магистрального газопровода (а) и нефтепровода {б):
а: 1 — промысел; 2 — газосборный пункт; 3 — головная КС с очистными устройствами; 4 — отвод к ГРС; 5, б —
переходы через железную и шоссейную дорогу; 7 — промежуточная КС; 8, 9 — переходы через реку и овраги; 10 —
подземное газохранилище; 11 — станция катодной защиты; 12 — конечная ГРС; б: 1 — промысел; 2 — нефтесборный
пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головные сооружения (резервуары, насосная, электростанция и др.); 5 —
узел спуска скребка; 6 — линейный колодец; 7 — переход под железной дорогой; 8 — подводный переход через реку; 9
— наземный переход через овраг (ручей); 10 — конечный распределительный пункт
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая имеет
диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения
и телеуправления.
Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы
защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода [15, 23].
На расстоянии 10 — 20 км друг от друга вдоль трассы размещают усадьбы линейных
обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка
трубопровода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.
5.2.2. ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СТАНЦИИ
На нефтепроводах перекачивающие станции располагаются с интервалом 100— 150 км.
Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудованы центробежными насосами с приводом от электродвигателя. Подача применяемых в
настоящее время насосов составляет 12 500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в
конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает
несколько промыслов или один промысел, рассредоточенный на большой территории.
143
Головная насосная станция отличается от промежуточных тем, что на ее площадке
установлен резервуарный парк объемом, равным двух-трехсуточной пропускной способности нефтепровода.
Кроме основных объектов на каждой НС имеется комплекс вспомогательных сооружений:
трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию
электропередач (ЛЭП) тока от ПО или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы
водоснабжения, канализации, охлаждения и т. п. Если длина нефтепровода превышает 800
км, то его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400 — 600 км, в переделах
которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные НС на
границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3— 1,5
суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные
насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устроены насосные станции магистральных нефтепродуктопроводов [2].
Существуют промыслы, на которых добывается высоковязкая, высокозастывающая нефть.
Для транспортировки такой нефти на трубопроводах устанавливают тепловые станции. В
некоторых случаях их совмещают с насосными станциями. Для подогрева
перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи). Для
снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены усиленным
теплоизоляционным покрытием.
Перекачивающие станции газопроводов располагаются вдоль трассы с интервалом 100 —
200 км (в среднем — 120 км). Оборудуют компрессорные станции (КС) газопроводов поршневыми или центробежными компрессорами (нагнетателями) с приводом от поршневых
двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. В последнее
время в качестве привода применяются авиационные или судовые турбины. Мощность
одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели
работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть
включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн м 3/
сут, а давление на выходе станции — 10 МПа. При высоком пластовом давлении в первый
период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной компрессорной станции. Когда месторождение вступает в стадию падающей добычи, на
промысле устанавливают дожимные компрессорные станции.
На всех компрессорных станциях газ очищается в пылеуловителях от механических
примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от
сероводорода и углекислого газа и одоризация газа. Компрессорные станции, так же как и
насосные имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы водоснабжения,
охлаждения, энергоснабжения, канализации и т. д.
5.2.3. КОНЕЧНЫЕ ПУНКТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода,
либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к
нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт
нефтепродуктопровода — резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.
Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям (ГРС) и
контрольно-распределительным пунктам (КРП). На ГРС или КРП газ очищают от
механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем (расход),
снижают давление иодорируют, если это не было выполнено на головных сооружениях.
Затем газ поставляют потребителям [32].
144
5.3. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА И ИЗЫСКАНИЯ ТРАСС МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
5.3.1. ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ВЫГОДНОГО СПОСОБА ТРАНСПОРТА НЕФТЯНЫХ
ГРУЗОВ
Существуют три основных вида транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: водный,
железнодорожный и трубопроводный. Природный газ транспортируется только по
трубопроводам. Для перевозки природного газа между континентами, разделенными
морями, применяется транспорт сжиженного (с температурой около — 160 °С)
природного газа в специальных танкерах-метановозах [5, 7, 10]. Рассмотрим особенности
каждого вида транспорта.
Водный транспорт позволяет перевозить нефть, нефтепродукты и сжиженные газы
(природный и нефтяной) в наливных баржах и танкерах, а также в мелкой таре в любом
количестве. Если речь идет о речном транспорте, то водный путь, как правило, длиннее
трассы трубопровода или железнодорожного пути. В некоторых случаях это существенно
удорожает транспорт. Кроме того, речной транспорт носит ярко выраженный сезонный
характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов необходимо сооружать дополнительные емкости для накапливания нефтяных грузов на межнавигационный период или
заменять водный транспорт железнодорожными перевозками.
Железнодорожным транспортом можно перевозить нефтяные грузы всех видов, в том
числе и сжиженные нефтяные газы, в цистернах, бункерах и легкой таре. Использование
железнодорожного транспорта при больших установившихся нефтяных грузооборотах
нецелесообразно из экономических соображений. Железная дорога — предпочтительный
вид транспорта для перевозки мелких партий нефтепродуктов (в первую очередь масел,
битумов). Железнодорожный транспорт хотя и не является непрерывным, но обладает
меньшей степенью неравномерности работы по сравнению с водным транспортом, так как
перевозки осуществляются круглый год.
Трубопроводы служат для транспортировки больших количеств нефти, нефтепродуктов и
сжиженных нефтяных газов в одном направлении. Трубопроводный транспорт имеет следующие преимущества по сравнению с другими видами транспорта:
а) трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта, причем трубопровод может
быть проложен между любыми двумя пунктами на суше, находящимися на любом
расстоянии друг от друга;
б) трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта — непрерывный,
что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бесперебойное снабжение потребителей, благодаря чему отпадает необходимость создания крупных запасов
транспортируемого продукта на концах трассы;
в) потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте меньше, чем при
перевозках другими видами транспорта;
г) трубопроводный транспорт наиболее механизированный и легче других поддается
автоматизации.
К недостаткам трубопроводного транспорта относятся большой расход металла и
«жесткость» трассы перевозок, т. е. невозможность изменения направления перевозок.
Кроме основных, перечисленных выше, видов транспорта большое значение имеет
автомобильный транспорт. Нефтепродукты перевозят в специальных автоцистернах или в
мелкой таре. Автотранспорт в основном используется для перевозки нефтепродуктов от
крупных нефтебаз к мелким и далее к потребителям, а также для перевозки сжиженных
145
нефтяных газов от пунктов выработки и газонаполнительных станций к потребителям. В
этом случае применяются автоцистерны и баллоны, доставляемые на бортовых
автомашинах. За рубежом сжиженный природный газ перевозят в специальных криогенных автоцистернах от заводов сжижения или от морских перевалочных баз сжиженного
природного газа к так называемым сателлитным базам, где сжиженный газ
регазифицируют и по газораспределительным сетям подают потребителям.
5.3.2. ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ВЫГОДНОГО СПОСОБА ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ И
НЕФТЕПРОДУКТОВ
С возникновением новых промыслов или расширением старых, строительством
нефтеперерабатывающих заводов и появлением новых районов потребления возникает
необходимость в новых грузопотоках. Перед проектировщиками встает задача выбора
наилучшего способа осуществления нового грузопотока. Таким образом, необходимо
определить оптимальный способ транспортировки нефти и нефтепродуктов. Существует
много показателей, по которым можно сравнивать разные способы транспорта:
экономические, металлоемкость, ритмичность работы и т. д. Выбор того или иного вида
транспорта осуществляется технико-экономическим сравнением вариантов. К важнейшим
экономическим показателям относятся капитальные затраты и эксплуатационные
расходы, которые обозначим соответственно К и Э. К капитальным затратам относится
стоимость оборудования, материалов, работ по сооружению объекта. В состав эксплуатационных расходов входят отчисления на амортизацию, текущий ремонт, заработная
плата, плата за электроэнергию, топливо, воду и т. д. Капитальные затраты считаются
единовременными и измеряются: К — [руб.]. Эксплуатационные расходы — текущие,
распределенные во времени, единица измерения: Э — [руб/год].
Если при сравнении двух вариантов окажется, что у одного из них капитальные и
эксплуатационные расходы меньше, чем у другого, т. е. если выполняется условие К1 < К2
и Э1 < Э2, то выгодность первого варианта очевидна.
Обсуждению подлежит случай, когда К1 < К2 и Э1 > Э2
Если в этом случае принять к исполнению второй вариант, то по сравнению с первым
получим экономию в эксплуатационных расходах Э2 — Э2
Но при этом возникнет перерасход капитальных вложений К2 – К2
Отношение перерасхода капитальных вложений к экономии эксплуатационных
расходов представляет собой срок окупаемости и обозначается
Величина,
обратная
эффективности и обозначается
сроку
окупаемости,
называется
коэффициентом
Коэффициент эффективности — это экономия эксплуатационных расходов,
приходящихся на рубль излишне вложенных затрат.
Второй вариант будет выгоднее первого в том случае, когда коэффициент
эффективности окажется достаточно большим (или срок окупаемости — достаточно
малым). Вопрос о том, что значит «достаточно большой» или «достаточно малый»
решается сопоставлением полученных значений Еи Тс нормированным коэффициентом
эфективности Ен или нормативным сроком окупаемости Т При этом условие пред146
почтительности варианта с меньшими эксплуатационными расходами может быть
записано в следующем виде:
Смысл последнего выражения следующий: выгоднее тот вариант, у которого сумма Э + Ен
К меньше. Величина Э + Ен К называется приведенными затратами и обозначается П.
Следовательно, предпочтителен вариант с меньшими приведенными затратами. При
выборе оптимального варианта должно выполняться условие П1 < П2.
Следует отметить, что при выборе оптимального варианта транспортировки нефтяных
грузов расчет капитальных и эксплуатационных затрат ведется по укрупненным
показателям, что, естественно, предполагает ограниченную точность результатов. Если
получающиеся при расчетах значения приведенных затрат по двум вариантам близки, то,
пользуясь известными методами математической статистики, необходимо определить
доверительные интервалы, а в случае их частичного наложения друг на друга —
использовать дополнительные критерии оптимальности для выбора варианта, например,
металлоемкость, надежность и др.
5.3.3. ПОРЯДОК ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Необходимость строительства трубопроводов выявляется в процессе разработки планов
развития нефтяной и газовой промышленности при переходе экономики на рыночные механизмы, а также при спросе на снабжение нефтепродуктами и газом промышленных и
сельскохозяйственных предприятий и населения страны. Проектирование и строительство
магистральных трубопроводов производится, исходя из схем размещения и развития
нефтяной и газовой промышленности и трубопроводного транспорта, а также из схем
размещения производительных сил по экономическим районам [4]. В задании на
проектировании указываются следующие основные данные:
назначение трубопровода;
годовая пропускная способность с разбивкой по очередям строительства;
для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов перечень нефтей и нефтепродуктов,
подлежащих последовательной перекачке, с указанием числа каждого сорта;
характеристики всех нефтей и нефтепродуктов;
направление трубопровода, т. е. указание начального, конечного, а в случае
необходимости промежуточных пунктов;
перечень пунктов путевого сброса или подкачки продуктов с указанием количеств по
сортам;
сроки начала и окончания строительства по очередям;
наименование проектировщика и генерального подрядчика;
сроки представления технической документации по стадиям проектирования.
Проектирование трубопровода ведется, как правило, в две стадии: технический проект и
рабочие чертежи.
На стадии технического проекта производятся все необходимые изыскания, принимаются
все основные технические решения по проектируемым объектам, определяется общая
147
стоимость строительства и основные технико-экономические показатели [2, 7, 13, 42].
Рабочие чертежи составляют в строгом соответствии с утвержденным техническим
проектом. В них уточняются и детализируются принятые в техническом проекте решения
в такой степени, чтобы по этим чертежам можно было выполнить соответствующие
строительные и монтажные работы. Трубопроводы малой протяженности проектируют в
некоторых случаях в одну стадию — технорабочий проект. В настоящее время внедрены
методы автоматизированного проектирования систем трубопроводного транспорта.
5.3.4. ИЗЫСКАНИЯ ТРАССЫ И ПЛОЩАДОК СТАНЦИЙ
Изыскания выполняются на стадии технического проекта. При изысканиях собирают и
уточняют исходные данные, необходимые для проектирования трубопровода, проводят
согласования по различным вопросам строительства с органами местного
самоуправления.
Изыскания по выбору трассы. Топографогеофизические изыскания. Между указанными в
задании на проектирование начальным и конечным пунктами можно проложить
трубопровод по многим трассам, причем самой короткой будет трасса, полученная
соединением начала и конца трассы прямой линией. Эту линию, называемую
геодезической линией, можно получить пересечением земного сфероида плоскостью,
проходящей через начальный и конечный пункты и центр Земли. Однако прокладка
трубопровода по такой кратчайшей трассе не всегда осуществима, и во многих случаях
этот вариант оказывается невыгодным. Это объясняется тем, что трубопровод нельзя
прокладывать через населенные пункты, причем нормами проектирования оговаривается,
что расстояние между крайними строениями населенного пункта и нефтепроводом
должно составлять не менее 75 — 300 м в зависимости от класса трубопровода. Трубопровод нецелесообразно прокладывать по болотам, вдоль русел рек, через озера, если их
можно обойти при небольшом удлинении трассы. Переходы крупных судоходных рек, исходя из технических соображений или из условий согласования с заинтересованными
организациями, целесообразно осуществлять в определенных местах (например, при
обходе водохранилища), что также вызывает отклонение от геодезической прямой.
Необходимость обхода заповедников, площадей горных разработок, приближение трассы
к пунктам сброса или подкачки продукта, указанным в задании на проектирование, — все
это вынуждает удлинять трассу по сравнению с геодезической линией.
Предварительные изыскания по выбору трассы производятся в основном в камеральных
условиях по картографическим материалам, а также по фондовым и справочным источникам. При этом для камеральных исследований можно использовать топографические
карты мелких, средних и крупных масштабов.
Большую помощь на стадии предварительных изысканий может оказать аэрофотосъемка.
Особенно важна аэрофотосъемка при изысканиях в труднодоступной местности и в застроенных районах, где карты быстро устаревают и становятся малопригодными для
трассирования и решения таких вопросов, как обход застроенных зон, выбор разрыва
между трубопроводом и железными и шоссейными дорогами, а также между
трубопроводом и мостами. Аэрофотосъемка позволяет более точно и правильно намечать
обходы трассой населенных пунктов, озер, болот и других естественных и искусственных
препятствий. Наиболее удобным временем для аэрофотосъемки считают позднюю осень
или раннюю весну, когда земля не покрыта снегом, на растениях нет листвы и влажность
грунта максимальная. В это время при фотографировании достигается наиболее четкое
отображение земной поверхности на снимках. Ширина полосы фотографирования
выбирается такой, чтобы можно было вносить коррективы в ранее намеченное
направление трассы, производить проектирование в этой полосе притрассовых дорог,
148
линий связи, перекачивающих станций, вторых ниток трубопровода и т. д.
По имеющейся карте можно наметить несколько вариантов трассы между начальным и
конечным пунктами (с учетом при необходимости заданных промежуточных пунктов). Во
многих случаях число возможных вариантов весьма велико, и для выбора оптимального
варианта необходимо разработать надежную методику и установить критерии
оптимальности, позволяющие определить направление трассы трубопровода. В некоторых
случаях в качестве критериев оптимальности можно принять металловложения,
надежность работы трубопровода, время строительства и вероятность его завершения в
заданный срок и др. Наиболее признанными критериями оптимальности являются
экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные
расходы. Как правило, оптимальная трасса в какой-то степени должна удовлетворять
нескольким критериям. В этом случае критерии оптимальности располагают в порядке
убывания степени «важности», определяемом в каждом конкретном случае в соответствии
с требованиями, предъявляемыми заказчиком. Из всех вариантов сравниваемых трасс
предпочтение отдают той, у которой наилучший показатель «важности». Если значения
первого показателя у двух (или более) трасс одинаковы, то выбирается тот вариант, у
которого лучше второй показатель по степени «важности». Для выбора трассы широко
применяются методы системного анализа.
Для выбора оптимальной трассы принимают сеточную схематизацию, позволяющую
использовать ЭВМ для поиска. Для этого на подробную карту местности наносят сетку.
Точки пересечения линий сетки называют узлами, а отрезок между двумя смежными
узлами — дутой. Сетка может быть любой конфигурации (рис. 5.2). Ее наносят так, чтобы
начало и конец трассы находились в узлах сетки. Дуги сетки соответствуют участкам, по
которым может проходить трасса трубопровода. Любой путь на сетке, который может
служить трассой или ее частью, называется допустимым путем, а все остальные пути
(например, пути с самопересечениями) — недопустимыми. Задача состоит в том, чтобы на
сетке между начальным и конечным пунктами трассы найти допустимый путь,
являющийся оптимальным. Обычно критерий оптимальности — монотонная функция
пути. Кроме того, многие критерии оптимальности аддитивны, т. е. в процессе движения
по дугам от начала к концу трассы при продвижении на одну дугу показатель критерия
оптимальности для этой дуги добавляется к ранее полученному суммарному показателю
оптимальности для трассы, пройденной по этой дуге. К таким критериям относятся,
например, капитальные и приведенные затраты, время строительства для участка, на
котором ведет работы одна колонна, или для всего трубопровода при последовательном
строительстве, т. е. при строительстве от одного участка к другому. Существуют также
неаддитивные критерии оптимальности. Примером неаддитивного критерия является
вероятность завершения строительства в заданный срок. Если сроки строительства
ограничены, то не имеет смысла рисковать, осуществляя строительство вдоль дут, где
вследствие различных препятствий вероятны большие отклонения истинных сроков
строительства от ожидаемых. Тогда выражение для критерия
Рис. 5.2. Виды сеток (а, б) для
оптимальных трасс
оптимальности
который
нужно
можно получить следующим образом. Пусть То — срок, за
завершить строительство, а Т — действительное время
149
строительства. Должно выполняться условие
Обозначим Т — случайное время проведения работ на i-м участке (дуге), образующем
трассу. Тогда полное время строительства будет
Если сумма Тi по уравнению (5.2) содержит достаточно много слагаемых, то, согласно
центральной предельной теореме теории вероятностей, вероятность события (5.1) имеет
вид
где М(Тi) и D(Ti) — математическое ожидание и дисперсия случайной величины Тi ψ{Т) —
функция Лапласа,
Требуется найти такой путь на сетке между началом и концом трассы, для которого
вероятность (5.3) достигает максимума. Поскольку ψ — монотонно возрастающая
функция, задача сводится к отысканию такой трассы, для которой максимально значение
выражения
Для поиска оптимальной трассы можно использовать модифицированный алгоритм Ли.
Согласно этому алгоритму на каждом шаге анализируют все варианты путей,
построенных от начала трассы, и устанавливают путь, для которого показатель критерия
оптимальности (в дальнейшем будем называть его стоимостью достижения концевого
пункта трассы, или стоимостью) имеет наименьшее значение. Надстраиваем этот путь на
одну новую дугу во всех допускаемых сеткой направлениях. Среди всех построенных к
этому моменту путей ищем новый путь с наименьшей стоимостью и надстраиваем его на
одну новую дугу во всех допускаемых сеткой направлениях. Этот процесс продолжается
до тех пор, пока среди сформировавшихся последовательной надстройкой путей не
окажется путь, оканчивающийся конечным пунктом трассы и имеющий минимальную
стоимость по сравнению со стоимостью всех сформировавшихся к этому моменту путей.
Этот путь и будет оптимальным вариантом трассы.
Как правило, стоимость трубопровода включает стоимость линейной части и
перекачивающих станций. В общем случае число, а следовательно, и стоимость
перекачивающих станций как для нефтепроводов, так и для газопроводов зависят от
длины и профиля трассы, которые могут быть известны только при доведении расчетов по
выбору трассы до конечного пункта. Тогда рекомендуется поступать следующим образом.
Найдя оптимальную по стоимости линейной части трассу описанным образом,
рассчитываем для нее число перекачивающих станций, а затем стоимость трубопровода с
перекачивающими станциями. Потом находим, применяя тот же алгоритм, вторую по
оптимальности трассу, т. е. уступающую ранее выбранной, но лучшую, чем все
остальные, и для нее рассчитываем число перекачивающих станций и полную стоимость
строительства. Затем находим следующую трассу, уступающую по стоимости только двум
150
найденным ранее, и проводим такие же расчеты. Обычно достаточно небольшого числа
вариантов, чтобы выбрать оптимальный.
После предварительных изысканий и выбора трассы проводят окончательные изыскания и
закрепление трассы на местности. Для этого трассу при большой протяженности
разбивают на участки. На каждый из участков направляется изыскательская партия,
состоящая из 10— 12 чел., в которую входят топографы, геологи, геофизик, гидролог и
другие специалисты в зависимости от конкретных условий.
Для получения подробного плана трассы изыскательская партия ведет трассирование
линии с помощью теодолита с закреплением этой линии на местности или на плане на
отрезки длиной 100 м. Измерение линии при разбивке пикетажа трассы осуществляется
разбивкой кривых в натуре. Радиусы кривых естественного изгиба в зависимости от
диаметра трубопровода задаются еще до начала изысканий. На местности фиксируют
начало и конец кривой и биссектрису. Разница между их длинами (так называемый домер)
учитывается при пикетаже. Детальную разбивку кривой следует проводить при рытье
траншеи. Кроме того, для составления продольного профиля трассы выполняется
нивелирование.
Местоположение перекачивающих станций определяется в соответствии и
гидравлическим расчетом. При выборе площадок для размещения перекачивающих
станций необходимо стремиться к снижению стоимости строительства, располагая
площадки ближе к путям сообщения, источникам водо- и энергоснабжения и культурнобытовым объектам. Территория площадки станции должна по возможности удовлетворять
следующим условиям: иметь спокойный рельеф, благоприятные грунтовые условия
(несущая способность грунта не менее 0,15 МПа, уровень грунтовых вод ниже глубины
заложения фундаментов), площадка не должна затапливаться паводковыми водами. На
площадках перекачивающих станций производятся крупномасштабные съемки с
закреплением границ площадки долговременными знаками.
В результате топографических изысканий должны быть получены следующие материалы:
1) план трассы масштаба 1:25 000 с шириной снятой полосы съемки 2 — 2,5 км (на план
должны быть нанесены основные элементы ситуации, железные, шоссейные и автогужевые дороги, границы населенных пунктов, площадки для строительства перекачивающих
станций, а также границы административных районов и землепользователей);
2) продольный профиль трассы, причем горизонтальный и вертикальный масштабы для
профиля принимаются разными, так как в противном случае из-за небольшой по
сравнению с длиной трассы разности отметок пунктов вдоль нее профиль изобразится
почти горизонтальной линией. Обычно горизонтальный масштаб составляет 1: 10 000, а
вертикальный — от 1:200 до 1: 1000; для изображения инженерно-геологического
строения трассы принимается вертикальный масштаб 1:100. Поскольку при
нивелировании определяются отметки (высоты) всех пунктов трассы, ее геологический
профиль имеет вид ломаной линии; длину измеренной на местности линии откладывают в
горизонтальном масштабе на графическом профиле по горизонтали, а превышения — в
вертикальном масштабе по вертикали. Поэтому для определения по профилю расстояния
между двумя пунктами трассы на местности надо измерить это расстояние на профиле по
горизонтали и, пользуясь коэффициентами горизонтального масштаба, вычислить
истинное расстояние между пунктами;
3) ведомость землепользователей;
4) каталоги реперов, закрепительных знаков, углов поворота и разведочных выработок;
5) документы согласований и сноса строений;
6) планы площадок перекачивающих станций с планами и профилями внешних
151
коммуникаций;
7) пояснительная записка к материалам изысканий.
На пересечениях трассы водотоков, оврагов, железных и шоссейных дорог проводятся
более тщательные изыскания по переходам этих препятствий. По переходам составляют
отдельную отчетную изыскательскую документацию, причем масштабы планов и
профилей переходов принимаются крупнее, чем у обычных планов и профилей трассы [3,
6].
Вследствие того, что разность отметок (в пределах 300 м) в отличие от нефтепровода не
влияет на гидравлические параметры потока в газопроводе, для магистральных газопроводов составляют спрямленные профили (в виде горизонтальной линии),
характеризующие трассу преимущественно по инженерно-геологическим условиям.
5.3.5. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ, ГИДРОЛОГИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ
Для выявления грунтовых условий, в которых будет находиться во время эксплуатации
трубопровод, а также для организации земляных работ надо знать, какие грунты
находятся на трассе, границы их залегания, характеристики и класс по трудности
разработки. Для получения таких данных проходят разведочные выработки (скважины
или шурфы) на глубину 2,5 — 6 м. Число выработок на 1 км трассы принимается от одной
до четырех в зависимости от характера местности и грунтов. Для проходки скважин
применяют специальные буровые станки, смонтированные на автомобиле или прицепе.
Отобранные из выработок грунты подвергаются в лаборатории анализам и испытаниям
для определения объемной массы, влажности, гранулометрического состава и т. п.
В ходе гидрологических изысканий определяется уровень грунтовых вод по трассе и его
изменение в течение года (по данным метеостанций), а также уровень паводковых вод.
Основная задача геофизических работ на трассе — определение удельного сопротивления,
а следовательно, и коррозионной активности грунтов для проектирования мероприятий по
защите трубопровода от коррозии. Данные, полученные при электроразведке, могут быть
использованы в качестве дополнения к характеристикам грунтов, установленным при
анализе проб. Полученные при геологических изысканиях данные наносят на продольный
профиль трассы [23].
5.3.6. СБОР КЛИМАТОЛОГИЧЕСКИХ И ГИДРОМЕТРИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Климатологические данные необходимы как для проектирования сооружений
трубопровода, так и для составления проекта организации работ. Для гидравлического
расчета трубопровода надо знать значения температуры грунтов на глубине укладки
трубопровода в различные времена года. Толщина снежного покрова влияет на тепловой
режим, а следовательно, на гидравлический режим в трубопроводе. От глубины
промерзания грунтов зависит глубина заложения фундаментов зданий. Сроки проведения
различных работ, подбор строительных машин и материалов во многих случаях зависит от
климатических условий. Многолетние климатологические данные можно получить у метеорологических станций, находящихся в районах прохождения трассы.
По всем водным преградам, пересекаемым трассой трубопровода, должны быть собраны
гидрологические и гидрометрические данные, а на переходах через крупные и иногда
через средние реки выполняются специальные гидрогеологические работы во время
изысканий на трассе. В результате должны быть получены следующие материалы: данные
о горизонте воды на день съемки, а также данные о меженном горизонте и горизонте
паводковых вод; графики колебаний горизонтов воды за многолетний период;
152
характеристика ледового режима, а также сроки ледохода и ледостава; данные о скоростях
течения по периодам года; качественная характеристика воды.
Обязательно должен быть указан определенный по данным многолетних измерений
горизонт верхних вод 10%-ной обеспеченности (ГВВ 10%-ной обеспеченности —
уровень, выше которого вода поднимается один раз за 10 лет), а для горных рек — ГВВ
2%-ной обеспеченности, так как по этим горизонтам устанавливаются границы
подводного перехода и определяются места установки отключающей запорной арматуры.
При ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню воды при 10%-ной обеспеченности
и при ширине реки в межень менее 75 м надо определять горизонт верхних вод 10%-ной
обеспеченности 20-суточного стояния (уровень, выше которого вода стоит в течение 20
сут в году 1 раз за 10 лет). Определяют также ГВВ 1%-ной обеспеченности. Два последних горизонта также нужны при проектировании подводного речного перехода.
5.3.7. ПРОЧИЕ ИЗЫСКАНИЯ ПО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
СТАНЦИЙ
Перекачивающие станции магистральных газопроводов являются крупными
потребителями энергии [2]. Установленная мощность станции может достигать десятков и
сотен тысяч киловатт. Поэтому вопросы энергоснабжения трубопроводов являются
одними из важнейших и наиболее сложных. В ходе изысканий должны быть изучены все
возможности удешевления энергоснабжения, так как расход электроэнергии является
самой большой статьей эксплуатационных расходов. Вопрос энергоснабжения
компрессорных станций, расположенных вдали от промышленно развитых районов,
решается установкой двигателей внутреннего сгорания (поршневых и турбинных),
работающих на перекачиваемом газе, хотя при этом недостаточно эффективно
используется энергия газа. Привод насосов на станциях нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов в большинстве случаев осуществляется от электродвигателей. В
процессе изысканий следует выявить возможность получения электроэнергии от электростанций или трансформаторных подстанций, определить длину линий электропередачи,
параметры тока (напряжения, частоту), стоимость электроэнергии близлежащей
энергосистемы и т. д.
ИЗЫСКАНИЯ ПО ВОДОСНАБЖЕНИЮ И КАНАЛИЗАЦИИ
Для водоснабжения могут быть использованы коммунальные и промышленные
водопроводы, естественные и искусственные водоемы, грунтовые и подземные воды. В
зависимости от качества воды одни источники могут быть пригодны только для
обеспечения водой технических нужд станций, а другие — для технических и питьевых
нужд. В районе расположения перекачивающих станций должны быть разведаны все
возможные источники водоснабжения, а также определено качество воды, дебит
имеющихся каптажных сооружений и условия строительства новых водозаборов. Иногда
проводят электроразведочные работы, с помощью которых выявляют участки с
грунтовыми и подземными водами. Изыскатели должны получить возможные пути сброса
промышленных и бытовых стоков с учетом недопустимости загрязнения окружающей
среды.
5.3.8. ОТВОД ЗЕМЕЛЬ
На период строительства одного магистрального трубопровода во временное пользование
отводится полоса земли определенной ширины (табл. 5.1). Ширину полосы земель,
отводимых во временное пользование на период строительства двух параллельных
трубопроводов и более, следует принимать равной ширине полосы отвода земель для
одного трубопровода, приведенной в табл. 5.1, плюс расстояние между осями крайних
трубопроводов.
153
Расстояние между осями смежных трубопроводов следует принимать по нормам,
приведенным в табл. 5.2.
Размеры площадок, отводимых под перекачивающие станции, определяются проектом.
Отвод полосы земли установленной ширины вызван необходимостью устройства
грунтовой дороги, ведением работ по укладке трубопровода, строительством в ряде
случаев столбовой линии связи (рис. 5.3).
Для прокладки трубопровода следует по возможности отводить малоценные, не
используемые в сельском хозяйстве земли.
Таблица 5.1
Диаметр
провода, мм
трубо- Ширина полосы отвода земель, м
на землях несельскозяйственного на землях сельскохозяйственного
назначения и государственного назначения и худшего качества (при
лесного фонда
снятии и восстановлении
плодородного слоя)
< 426
20
28
426-720
23
33
720-1020
28
39
1020-1220
30
42
1220-1420
32
45
Таблица 5.2
Диаметр трубопровода, мм
Расстояние между осями, м
газопроводов
нефте- и нефтепродуктопроводов
< 426
8
5
426-720
9
5
720-1020
11
6
1020-1220
13
6
1220-1420
15
7
Рис. 5.3. Полоса отвода земель под
строительство
одного
трубопровода:
1 — полосы для работы бульдозера
при засыпке траншей; 2 — отвал; 3 —
бровка; 4 — траншея; 5 — площадка
для сборки и укладки труб; 6 —
грунтовая дорога; 7 — линия связи
Глава 6
154
ГЛАВА 6
ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
6.1. КЛАССИФИКАЦИЯ, ЗОНЫ И ОБЪЕКТЫ НЕФТЕБАЗ
Нефть и нефтепродукты хранятся на нефтебазах и складах, которые по их назначению
подразделяются на две группы: к первой группе относятся нефтебазы, представляющие
собой самостоятельные предприятия; ко второй группе — склады, входящие в состав
промышленных, транспортных и других предприятий. Нефтебазы первой группы
предназначаются для хранения, перевалки и снабжения нефтепродуктами потребителей
промышленности, транспорта и сельского хозяйства. Нефтебазы второй группы
представляют обычно небольшие складские хозяйства и предназначаются для хранения и
снабжения нефтепродуктами цехов и других производственных участков данного
предприятия или организации (например, хранилища заводов, фабрик, аэропортов, железнодорожных станций и т. п.).
Нефтебазы первой группы обычно находятся в ведении АК «Транснефть»; в ряде случаев
такими нефтебазами располагают министерства путей сообщения, морского и речного
флота. Нефтебазы второй группы подчиняются непосредственно предприятиям, которые
их обслуживают, и нефтепродукты, как правило, получают через распределительные или
перевалочные нефтебазы первой группы. В зависимости от общего объема нефтебазы
первой группы делятся на три категории независимо от характеристики нефтепродуктов и
типа резервуаров.
При совместном и смешанном хранении в наземных и подземных резервуарах и на
площадках хранения нефти в таре общий приведенный объем склада не должен
превышать указанное количество, при этом приведенный объем определяется из расчета,
что 1 м3 легковоспламеняющихся нефтепродуктов приравнивается к 5 м3 горючих и 1 м3
объема наземного хранения приравнивается к 2 м3 объема подземного хранения. К
легковоспламеняющимся относятся нефтепродукты с температурой вспышки паров ниже
61 °С, а к горючим — нефтепродукты с температурой вспышки паров выше 61 °С.
По принципу оперативной деятельности нефтебазы подразделяются на перевалочные и
распределительные. К перевалочным относятся нефтебазы, предназначенные для перегрузки (перевалки) нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, являясь,
таким образом, основными промежуточными звеньями между районами потребления
нефти и нефтепродуктов. К этим нефтебазам относятся также нефтебазы экспортные,
перевалочные и др. Перевалочные нефтебазы — это преимущественно крупные
нефтебазы I категории; они могут осуществлять перевалку нефтепродуктов как для
обеспечения примыкающих к ним районов, так и для поставки в другие районы страны.
Распределительные нефтебазы предназначаются для отпуска нефтепродуктов потребителям непосредственно с нефтебазы или путем централизованной поставки. Эти
нефтебазы в основном снабжают нефтепродуктами сравнительно небольшие районы,
однако они наиболее многочисленны и через них осуществляется непосредственное
снабжение нефтепродуктами всего народного хозяйства [20, 21, 40, 43].
Нефтебазы располагаются в морских и речных портах, на железнодорожных магистралях
и трассах магистральных нефтепродуктов и в зависимости от этого называются, например,
водными и железнодорожными или водно-железнодорожными. Морские или речные
перевалочные водные нефтебазы осуществляют прием нефти и нефтепродуктов,
поступающих по воде крупными партиями, для последующего распределения и отправки
железнодорожным или трубопроводным транспортом потребителям и распределительным
нефтебазам и, наоборот, для получения нефтепродуктов с железной дороги или с
155
магистральных трубопроводов для налива судов. Железнодорожные перевалочные
нефтебазы и наливные станции, размещаемые на магистральных нефтепродуктопроводах,
осуществляют соответственно прием нефтепродуктов с железной дороги или от
трубопровода с последующей отгрузкой их распределительным нефтебазам или
непосредственно потребителям железнодорожным или водным транспортом.
Категория................................I
II
Общий объем, м3...................50 000
10 000 - 50 000
III
< 10 000
Одновременно с этим для нефтебаз, размещаемых на промышленных предприятиях,
норма хранения ограничена и зависит от вида нефтепродукта и типа хранилища.
Суммарный объем в резервуарах и зданиях (площадках) для хранения нефтепродуктов
в таре на этих складах допускается в следующем количестве.
Хранилище.................................................................Подземное
Наземное
Суммарный объем, м3, для нефтепродуктов:
легковоспламеняющихся...................................... 4000
2000
горючих...................................................................20000
10000
Рис. 6.1. Схема разбивки генерального плана водно-железнодорожной нефтебазы:
1 — причал; 2 — железнодорожные пути для маршрутов; 3 — сливно-наливные эстакады; 4 — нулевые
резервуары; 5 — контора (насосная]; 6 — узел задвижек; 7, 31 — лаборатории; 8 — резервуарные парки; 9 —
мерники; 10 — обвалование; 11, 15, 16, 18, 19, 25 — склады; 12 — автоколонки; 13 — автовесы; 14 —
разливочная; 17 — разгрузочная площадка; 20 — котельная; 21, 22, 23 — механические мастерские; 24 —
водонасосная; 26 — иловые площадки; 27 — нефтеловушка; 28 — песколовка; 29 — административный
корпус; 30 — контора; 32 — электростанция; 33 — пост ВОХР; 34 — пожарное депо
Кроме указанных имеются глубинные нефтебазы, которые сооружаются для снабжения
отдаленных районов при отсутствии железнодорожных, водных и трубопроводных
коммуникаций. Доставка на них нефтепродуктов от питающих нефтебаз в этом случае
156
производится автомобильным транспортом.
Нефтебазы и склады при нефтеперерабатывающих заводах называют товарно-сырьевыми
базами (резервуарными парками). Назначение резервуарных парков — принимать сырую
нефть с железнодорожного, водного и трубопроводного транспорта при хранении
необходимого запаса нефти и подачи ее на завод для переработки. Товарные парки
предназначаются для приема по трубопроводу готовых нефтепродуктов завода, для
хранения оперативного запаса и отправки всеми видами транспорта на перевалочные и
распределительные нефтебазы.
Территорию нефтебазы (рис. 6.1) обычно разбивают на следующие зоны с примерным
размещением в них зданий и сооружений:
I — зона железнодорожных нефтегрузовых операций с размещением в ней
железнодорожных сливно-наливных устройств, насосных, сливных резервуаров, тарных
хранилищ, погрузочно-разгрузочных площадок, лабораторий, помещений для сливщиков
и наливщиков и других объектов, связанных со сливно-наливными операциями;
II — зона водных нефтегрузовых операций с размещением в ней причалов, насосных и
других объектов, связанных с операциями по сливу и наливу нефти и нефтепродуктов;
III — зона хранения для размещения резервуаров, газосборников, теплообменников,
насосных;
IV — оперативная зона, в которой отпускают нефтепродукты мелкими партиями в
автоцистерны, контейнеры и бочки; в нее входят разливочные, расфасовочные, насосные,
тарные хранилища, площадки порожней тары, наливные колонки, погрузочные площадки,
установки по затариванию, осветлению и регенерации отработанных масел;
V — зона вспомогательных сооружений, в которой размещают механические и сварочные
мастерские, бондарные, пропарочные установки, площадки для хранения клепки, электростанции, трансформаторные подстанции, котельные, кузницы, склады материалов и
топлива, диспетчерские пункты, а также лаборатории и конторы грузовых операций,
обслуживающие сливно-наливные причалы;
VI — зона административно-хозяйственных зданий и сооружений для контор (офиса),
проходных, гаражей и здания охраны;
VII — зона очистных сооружений с комплексом сооружений для сбора и очистки
производственных и ливневых вод (песко- и нефтеловушки, иловые площадки и др.).
Для сообщения между зонами и прилегающими районами на территории нефтебазы
устраивают автогужевые дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования или на тупиковые подъезды к нефтебазе. Площадки расположения
производственных и вспомогательных объектов ограждают, причем жилые дома и
общественные здания размещают за ограждением нефтебазы. Зоны и сооружения
размещают с учетом максимального сокращения протяженности дорог, трубопроводных
технологических коммуникаций, водопроводных, канализационных сетей, линий электропередач и т. д.
Одна из основных производственных характеристик нефтебаз — грузооборот, т. е.
количество принятых и отпущенных нефтяных грузов (нефти и нефтепродуктов).
Грузооборот нефтебазы устанавливают в зависимости от ее основного назначения.
Величину грузооборота определяют следующим образом:
для перевалочных нефтебаз — на основе общих схем нефтяных грузопотоков,
разрабатываемых с учетом производственных и других связей между районами и
крупными потребителями;
для распределительных нефтебаз — на основе потребности в нефтепродуктах тяготеющих
157
к ним районов с учетом более рационального соотношения между снабжением
потребителей через нефтебазы и транзитом (минуя нефтебазы), т. е. доставкой
нефтепродуктов с мест производства непосредственно в емкости потребителя.
6.2. РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕБАЗ И ПРОВОДИМЫЕ НА НИХ ОПЕРАЦИИ
Нефтебазы размещают в зависимости от того, к какой группе и категории относится
данная нефтебаза. Нефтебазы первой группы как самостоятельные предприятия
размещают на специально отведенной территории в соответствии с генеральным планом
застройки и реконструкции данного района и увязывают с железнодорожными, водными и
береговыми устройствами. Нефтебазы, относящиеся ко второй группе, т.е.
обслуживающие данное промышленное предприятие, размещают в непосредственной
близости от предприятия или на его территории. При определении площади территории
нефтебазы предусматриваются возможности ее расширения и другие условия, согласно
нормам и техническим условиям проектирования [5, 13].
При расположении нефтебаз на площадках, удаленных от населенных пунктов,
промышленных предприятий или железнодорожного полотна организованного движения
поездов на расстоянии менее 200 м и имеющих более высокие отметки по сравнению с
отметками территорий этих объектов, предусматриваются мероприятия по их защите от
разлива жидкостей при аварии резервуаров. Как правило, нефтебазы размещают вне
городской черты, соединяют с дорогами общего пользования, причем расположение их
должно быть увязано с железнодорожными, водными и береговыми устройствами.
Нефтебазы, возводимые у берегов рек, как правило, размещают ниже (по течению)
пристаней, речных вокзалов, крупных рейдов и мест постоянной стоянки флота,
гидроэлектростанций,
гидротехнических
сооружений,
судостроительных
и
судоремонтных заводов и мостов на расстоянии от них не менее 100 м. Однако при
расположении нефтебаз на расстоянии более 200 м от берега реки соблюдать это правило
не обязательно. При невозможности расположения складов ниже по течению реки
допускается размещать их выше по течению реки от указанных объектов на расстоянии:
а) для нефтебаз I категории — 3000 м;
б) для нефтебаз II категории — 2000 м;
в) для нефтебаз III категории — 1500 м от гидроэлектростанций, судостроительных и
судоремонтных заводов и 1000 м от всех остальных объектов.
Во всех случаях выбора площадок под новое строительство нефтебаз учитывают
возможность обеспечения требуемых разрывов между зданиями и сооружениями базы,
так и между окружающими ее зданиями и сооружениями. Кроме того, стремятся, чтобы
все подъездные пути (автомобильные дороги, железнодорожные ветки — тупики), а также
водоводы и линии подводящих электропередач были минимальной протяженности и
капитальные затраты и расходы на их обслуживание были бы наименьшими.
На нефтебазах выполняются различные технологические операции по хранению и
перекачке нефти и нефтепродуктов. Характер и масштаб этих операций зависят от
особенностей данной нефтебазы — от назначения, объема хранения и транспорта и от
других требований, предъявляемых к ее производственной деятельности. В процессе
эксплуатации нефтебаз выполняются как основные операции, связанные непосредственно
с хранением и перекачкой нефти, так и вспомогательные операции, способствующие
нормальной эксплуатации.
К основным технологическим операциям относятся:
1) прием нефти и нефтепродуктов с железнодорожного и водного транспорта, а также из
158
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (в отдельных случаях на
нефтебазах небольшого объема осуществляется прием и с автомобильного транспорта);
2) хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах (в бочках и
мелкой таре);
3) налив в железнодорожные цистерны и нефтеналивные суда;
4) перекачка по трубопроводам на предприятия, головные и раздаточные станции;
5) отпуск в автомобильный транспорт через наливные колонки и в таре;
6) ремонт и производство бочкотары.
К вспомогательным операциям относятся:
1) внутрискладские перекачки, осуществляемые при необходимости перемещения
нефтепродукта из одного резервуара в другой в случае смены сорта или смешения,
опорожнения при зачистке и ремонте или в случае пожара и т. п.;
2) подогрев вязких нефтепродуктов в резервуарах, железнодорожных цистернах, а также
подогрев трубопроводов, транспортирующих эти жидкости, во избежание их застывания в
трубах;
3) отстой нефтепродуктов и отвод отстойной подтоварной воды в канализационную
систему;
4) регенерация отработанных масел и их осветление;
5) все операции, проводимые на подсобно-производственных объектах (котельные,
водонасосные и др.);
6) опорожнение и очистка трубопроводов.
6.3. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы
и размеров, построенные из различных материалов. Резервуары для хранения нефти и
нефтепродуктов относятся к наиболее ответственным сооружениям на нефтебазах и
станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В них хранятся
большие количества ценных жидкостей, сохранность которых зависит от типа
резервуаров и их технического состояния.
Условия хранения нефти и нефтепродуктов существенно отличаются друг от друга: по
номенклатуре подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов. По материалу, из которого сооружаются резервуары, они подразделяются на
две основные группы — на металлические и неметаллические. Металлические резервуары
сооружают преимущественно из стали и иногда из алюминия или в сочетании этих
материалов. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные и
пластмассовые из различных синтетических материалов. Кроме того, резервуары каждой
группы различают по форме: они бывают вертикальными цилиндрическими, горизонтальными цилиндрическими, прямоугольными, каплевидными и других форм.
По схеме установки резервуары делятся на следующие типы [12, 43]:
1) наземные, у которых днище находится на уровне или выше минимальной
планировочной отметки прилегающей площадки;
2) подземные, когда максимальный уровень жидкости в резервуаре находится ниже
минимальной планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м) не менее
чем на 0,2 м. К подземным резервуарам приравниваются также резервуары, имеющие
159
обсыпку высотой не менее чем на 0,2 м выше допускаемого предельного уровня жидкости
в резервуаре и шириной не менее 3 м, считая от стенки резервуара до бровки обсыпки.
Резервуары сооружают различных объемов — от 5 до 120 000 м3. Область применения
резервуаров устанавливается в зависимости от физических свойств хранимой нефти или
нефтепродуктов и от условий их взаимодействия с материалом, из которого сооружают
хранилище. Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно
стальные резервуары, а также железобетонные с бензоустойчивым внутренним покрытием
— листовой стальной облицовкой или неметаллической изоляцией, стойкой к
воздействию нефтепродуктов. Для нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется
применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило,
хранятся в стальных резервуарах. В подземных хранилищах, сооружаемых в горных
выработках, также хранят нефть и нефтепродукты. По условиям пожарной безопасности
подземные резервуары являются более надежными, так как в случае аварии практически
исключается растекание нефтепродуктов по окружающей территории, что существенно
для наземных резервуаров.
При проектировании резервуарных парков, т. е. группы однотипных резервуаров,
объединенных трубопроводными коммуникациями, как правило, применяют типовые
проекты. Причем для хранения легковоспламеняющихся жидкостей с температурой
вспышки паров 28 °С и ниже рекомендуются вертикальные резервуары с плавающими
крышами (объемом до 120 000 м3) или с понтонами (объемом до 50 000 м3); используют
также горизонтальные цилиндрические резервуары, конструкция и оборудование которых
сокращают или не допускают потерь нефти и нефтепродукта от испарения.
Максимальный объем подземного резервуара не ограничивается, однако его площадь не
должна превышать 7000 м2.
Расстояния между стенками наземных вертикальных и горизонтальных резервуаров,
располагаемых в одной группе, принимают следующими:
1) для резервуаров с плавающими крышами — 0,5 диаметра, но не более 30 м;
2) для резервуаров со стационарными крышами и понтонами — 0,65 диаметра, но не
более 30 м;
3) для резервуаров со стационарными крышами, но без понтонов — 0,75 диаметра, но не
более 30 м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более
20 м при хранении горючих жидкостей.
Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы принимается не менее
1 м. Расстояние между стенками ближайших наземных резервуаров, расположенных в соседних группах, принимают 40 м, а между стенками подземных резервуаров —15 м.
Объем группы наземных резервуаров в одном обваловании не должен превышать 20 000
м3; объем группы подземных резервуаров не ограничивается пои условии, что площадь
зеркала группы резервуаров не превышает 14 000 м2.
Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой, высота
которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся нефти, но не менее 1
м при ширине земляного вала по верху 0,5 м. Объем, образуемый между откосами
обвалования или ограждающими стенками, принимается равным для отдельно стоящих
резервуаров полному объему резервуара, а для группы резервуаров — объему большего
резервуара. Оптимальные, наиболее экономичные типы резервуаров выбирают с учетом
комплекса технологических и конструктивных решений, создающих возможность
уменьшения расхода стали в резервуарах, снижения трудоемкости и стоимости их
изготовления, а также сокращения потерь нефтепродуктов от испарения и повышение
общей надежности и экономичности хранилищ.
160
6.4. СТАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Современные стальные резервуары в зависимости от формы и технологического
назначения подразделяются на следующие типы [12]:
1) вертикальные цилиндрические;
2) каплевидные;
3) горизонтальные (цистерны).
В свою очередь вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на
резервуары: 1) низкого давления (так называемые «атмосферные»); 2) с понтонами; 3) с
плавающими крышами. Резервуары «атмосферного» типа характеризуются тем, что
внутреннее давление в газовом пространстве их близко к атмосферному и составляет 2
кПа. К ним относятся резервуары с коническим и сферическим щитовым покрытием.
Резервуары «атмосферного» типа применяются в основном для хранения нефтепродуктов
с низкой упругостью паров, т. е. мало испаряющихся (например, керосина, дизельного
топлива). Однако в тех случаях, когда в этих резервуарах хранят легкоиспаряющиеся
нефтепродукты, например бензин с высокой упругостью паров, то их оборудуют
специальными устройствами (газовой обвязкой, отражательной изоляцией и т. д.).
Наиболее эффективно хранить легкоиспаряющиеся нефтепродукты в резервуарах
специальных конструкций, т. е. с плавающими крышами и понтонами, или в резервуарах
высокого давления, т. е. в каплевидных с давлением до 70 кПа.
Горизонтальные резервуары (цистерны) используют для хранения большинства видов
нефтепродуктов и применяют преимущественно в качестве расходных хранилищ
промышленных предприятий и в сельском хозяйстве.
Типовые стальные резервуары в России сооружают сварными с применением
индустриальных методов монтажа и использованием готовых рулонных заготовок и
элементов заводского изготовления. Рулонные заготовки изготовляют из плоских
стальных полотнищ, свариваемых автоматической сваркой и сворачиваемых для
транспортировки в габаритные рулоны, которые затем при монтаже разворачивают до
проектной кривизны. Высокая эффективность этого индустриального рулонного метода
по сравнению с прежней практикой полистовой сборки конструкций на месте монтажа
создала условия для его широкого применения в резервуаростроении.
Основные размеры резервуаров — диаметр и высота — для данного объема резервуара
могут быть различными. Однако существуют такие размеры этих параметров, при которых расходы по металлу будут наиболее рациональными. Кроме расхода металла на
экономичность резервуара влияют еще и другие факторы. Например, повышенная
площадь зеркала жидкости сопряжена с повышением объема испарения
легкоиспаряющихся жидкостей и применением более мощных средств пожаротушения, а
также с увеличением площади застройки и т. д. Наряду с этим при меньшей площади
резервуара, а следовательно, и большей его высоте усложняются монтажные работы. Все
эти факторы учитываются специальными расчетами при определении оптимальных
размеров типовых резервуаров.
Вертикальные цилиндрические резервуары изготавливают следующих видов.
1. Резервуары низкого давления со щитовым коническим или сферическим
покрытием отличаются тем, что покрытие монтируется из готовых щитов, выполненных
из листовой стали толщиной 2,5 мм. Пояса корпуса резервуара имеют толщину 4—10 м
(снизу вверх). Резервуары с коническим покрытием (рис. 6.2) сооружают объемом 100 —
5000 м3, причем в центре резервуаров (за исключением резервуаров объемом 100 и 200 м3)
161
устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Резервуары
со сферическим покрытием (рис. 6.3) сооружают объемом 10 000, 15 000 и 20 000 м3.
Щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жесткости, установленное на корпусе
резервуара. Толщина листов стенки резервуара (считая снизу вверх) 6—14 мм. Толщина
листов покрытия — 3 мм. При хранении в наземных стальных резервуарах вязких
подогреваемых нефтей и нефтепродуктов наблюдаются значительные потери тепла в
окружающую среду, особенно в холодное время года. Для уменьшения расхода тепла на
подогрев нефти и нефтепродуктов и, следовательно, для снижения затрат на подогревательные устройства осуществляют теплоизоляцию наружных поверхностей резервуаров
[12].
Рис. 6.2. Резервуар объемом 5000 м3 с коническим щитовым покрытием:
1 — корпус; 2 — покрытие; 3 — опорная стойка; 4 — лестница; 5 — днище
На рис. 6.4 показано оборудование резервуара для нефти (светлых нефтепродуктов),
оснащенного сливно-наливными, а также дыхательными и замерными устройствами. На
резервуаре устанавливают следующее оборудование.
Клапан дыхательный. Предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в
резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродуктов, а также при колебании
температуры. Изменение давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки
162
или выкачки нефтепродукта называется большим «дыханием», а при колебании
температуры — малым «дыханием» резервуара.
Клапан предохранительный. Применяют обычно с гидравлическим затвором, служит для
регулирования паров нефтепродуктов в резервуаре при неисправности дыхательного клапана или если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого
пропуска газов или воздуха.
Прибор для замера уровня. Применяют уровнемеры типа УДУ, принцип действия которых
основан на передаче величины вертикального перемещения поплавка с применением
стальной ленты.
Пробоотборник. Предназначен для полуавтоматического отбора проб по всей высоте
резервуара через специальные клапаны.
Люк-лаз. Предназначен для внутреннего ремонта, осмотра и очистки резервуара.
Кран сифонный. Предназначен для выпуска подтоварной воды из резервуара.
Люк световой. Установлен на крыше резервуара для проветривания и освещения.
Рис. 6.3. Резервуар объемом 20 000 м3 со сферическим покрытием
Пеногенератор. Предназначен для подачи пены при тушении пожара в резервуаре.
Пеногенератор устанавливают стационарно на стальных вертикальных резервуарах (с
понтоном или без) объемом 5000 м3 и более для хранения нефти и нефтепродуктов. При
помощи этих установок воздушно-механическая пена подается в резервуары со
стационарной крышей (с понтоном или без него) из расчета покрытия пеной всей площади
зеркала продукта, а в резервуары с плавающей крышей — из расчета кольцевого
пространства между стенкой резервуара и металлической диафрагмой плавающей крыши.
Механизм управления хлопушкой с перепуском. Обеспечивает открывание и закрывание
хлопушки. Кроме того, он удерживает ее в открытом положении. Управление хлопушкой
ручное или автоматическое.
Хлопушка с перепуском. Предназначена для предотвращения потерь нефтепродуктов в
случае разрыва трубопровода или выхода из строя резервуарной задвижки.
163
Рис. 6.4. Оборудование резервуара
объемом 20 000 м3 для нефти:
1,2 — дыхательный и
предохранительный клапаны;
3 — прибор для замера уровня;
4 — пробоотборник;
5 — сигнализатор уровня;
6 — люк-лаз;
7, 11 — монтажные люки;
8 — сифонный кран;
9 — световой люк;
10 — пеногенератор;
12 — механизм управления хлопушкой
с перепуском;
13 — хлопушка с перепуском;
14 — размывающая головка;
15 — приемораздаточная труба
2. Резервуары с плавающим понтоном. Предназначены для резервуаров со щитовым
покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и
нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь
испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются
потери от испарения (в 4-45 раз). Понтон представляет собой диск с поплавками,
обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара предусмотрен
зазор шириной 100 — 300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие
неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами.
Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение получил
затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним
заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является
неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна.
Плавающие понтоны по применяемым материалам различают двух типов: металлические
и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов. На рис. 6.5 показана схема
металлического понтона в виде диска 3 с открытыми коробами 1 и 4. К периферийному
кольцу жесткости, который одновременно служит и бортом понтона, прикрепляется
герметизирующий затвор 5. Понтон оснащен опорами 2, на которые он опирается в
нижнем положении. В связи с тем, что понтоны сооружают в резервуарах со
164
стационарном покрытием, которое предотвращает попадание атмосферных осадков на
поверхность понтонов, это позволяет применять облегченные конструкции из
синтетических, пленочных материалов.
Рис. 6.5. Резервуар с металлическим понтоном
3. Резервуары с плавающей крышей. Эти резервуары не имеют стационарного
покрытия, а роль крыши у них выполняет диск из стальных листов, плавающий на
поверхности жидкости (рис. 6.6). Для создания плавучести по контуру диска
располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметичные
отсеки (коробки). Зазор между крышей и стенкой для большей герметичности выполняют
из прорезиненных лент (мембран), прижимаемых к стенке рычажными устройствами.
Для осмотра и очистки плавающей крыши предусмотрена специальная катучая лестница,
которая одним концом опирается на верхнюю площадку резервуара, а вторым —
двигается горизонтально (при вертикальном перемещении крыши) по рельсам,
уложенным на плавающей крыше. Предельное нижнее ее положение на высоте 1,8 м от
днища резервуара фиксируется кронштейнами и стойками. Дождевая вода, попадающая
на крышу, стекает к центру последней и через специальный приямок и отводящую
шарнирную трубу выводится через слой хранимого продукта в канализационную сеть
парка. Плавающая крыша оборудована воздушным клапаном, предназначенным для
выпуска воздуха во время закачки нефти в резервуар при нижнем положении крыши до ее
всплытия и для проникновения воздуха под плавающую крышу в нижнем ее положении
во время опорожнения резервуара.
На рис. 6.6 показано оборудование резервуара объемом до 50 000 м3 с плавающей
крышей, предназначенного для хранения нефти и снабженного устройством для
предотвращения выпадения осадков и получения однородных смесей. С этой целью в
резервуаре установлены размывающие головки на системе трубопроводов, создающих
веерную струю нефти, смывающую с днища резервуара осадок, который смешивается с
остальным объемом нефти в резервуаре. В резервуаре также размещены
электроприводные винтовые мешалки, предназначенные для предотвращения выпадения
осадков в «мертвых зонах» (площадях, находящихся за радиусом действия размывающих
головок) и получения однородной смеси нефти.
165
Рис. 6.6. Резервуар с плавающей крышей:
1 — перила; 2, 3 — подвижная и неподвижная лестницы; 4 — плавающая крыша; 5 — затвор; 6 —
опорная стойка
Резервуары с плавающей крышей рекомендуются преимущественно для строительства в
районах с малой снеговой нагрузкой, так как скопление снега на крышах усложняет их
эксплуатацию, связанную с необходимостью удаления снега (при слое выше 100 мм).
Резервуары с плавающей крышей сооружают объемом 100 — 50 000 м3. Известны
конструкции отдельных резервуаров, объем которых достигает 160 000 м3 при диаметре
резервуара 114 м и высоте 17,1 м. Плавающая крыша уменьшает площадь испарения по
сравнению с площадью испарения обычного резервуара, благодаря чему резко снижаются
потери нефтепродукта.
4. Каплевидные резервуары. Применяют для хранения легкоиспаряющихся
нефтепродуктов с высокой упругостью паров, когда нецелесообразно использовать для
этой цели обычные вертикальные резервуары, рассчитанные на давление 2 кПа. Оболочке
резервуара придают очертание капли жидкости, свободно лежащей на смачиваемой
плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой
форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под
действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая
одни и те же напряжения, что обеспечивает минимальный расход стали на изготовление
резервуара. В связи с тем, что каплевидные резервуары рассчитывают на внутреннее
давление в газовом пространстве 0,04 — 0,2 МПа и вакуум 5 кПа, легкоиспаряющиеся
нефтепродукты хранят почти полностью без потерь от малых «дыханий» и пары выпускают в атмосферу, главным образом при наполнении резервуаров (при больших
«дыханиях»).
В зависимости от характера изготовления оболочки этих резервуаров различают два
основных типа (рис. 6.7): каплевидные гладкие и многоторовые. К каплевидным гладким
относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов кривой
меридионального сечения. Такие резервуары сооружают объемом 5000 — 6000 м3 с
внутренним давлением 75 кПа. Резервуары, корпус которых образуется пересечением
нескольких оболочек двойной кривизны, из которых они образованы, называют
многокупольными, или многоторовыми резервуарами. Резервуары этого типа сооружают
166
объемом 5000 — 20 000 м3 на внутреннее давление до 0,37 МПа. Каплевидные резервуары
оборудуют комплектом дыхательных и предохранительных клапанов, устройствами для
слива-налива нефтепродуктов и удаления отстоя, приборами замера уровня, температуры
и давления.
5. Горизонтальные резервуары. В отличие от вертикальных их изготавливают, как
правило, на заводах и поставляют на место установки в готовом виде. Резервуары этого
типа имеют весьма широкое распространение при транспортировке и хранении
нефтепродуктов на распределительных нефтебазах и в расходных хранилищах.
Резервуары рассчитаны на внутреннее давление до 0,07 МПа и вакуум 1 кПа; изготовляют
их объемом 5—100 м3; габаритные размеры их принимают с учетом возможности
транспортировки железнодорожным транспортом. Резервуары имеют конусное или
плоское днище; устанавливают их над землей на опорах или под землей на глубину не
более чем на 1,2 м от
поверхности земли. На опорах
горизонтальные
резервуары
устанавливают в том случае,
когда требуется самотечная
выдача нефтепродукта или когда
затруднена подземная установка
вследствие высокого стояния
грунтовых вод. При высоких
фундаментах
для
удобства
обслуживания
устраивают
обслуживающие площадки с
лестницами. На площадках с
низким уровнем грунтовых вод
при
подземной
установке
фундаменты выполняют в виде
песчаных
подушек.
При
высоком стоянии грунтовых вод
подземные
резервуары
устанавливают на бетонном
фундаменте и во избежание
всплывания крепят анкерными
болтами.
Оборудование
резервуаров выполняется по
типовым проектам в зависимости
от
хранимого
нефтепродукта
и
схемы
Рис. 6.7. Каплевидные резервуары:
установки резервуара.
а — гладкий; б — многоторовый
6.5. НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ
Неметаллическими называются такие резервуары, у которых в отличие от металлических
(стальных) резервуаров несущие конструкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам в основном относятся железобетонные и резервуары
из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в
качестве передвижных емкостей. К неметаллическим относятся также и подводные
резервуары.
Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на
резервуары для мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут
167
практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью
за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать мелкопористые материалы,
уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость, при хранении этих
нефтепродуктов в железобетонных резервуарах не требуется специальная защита стенок,
днища и покрытия резервуара. При хранении смазочных масел во избежание их
загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями и
облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся
нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через
бетон; кроме того, покрытие в данном случае должно обладать повышенной
герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения.
Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом
технологических преимуществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей и
нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет малых теплопо-терь, а при
хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от
испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному
облучению. Резервуары этого типа по форме в плане сооружают круглыми (вертикальные
и цилиндрические) и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.
Для
резервуаров
одинакового
объема площадь поверхности и
расход материалов в круглых
резервуарах
меньше,
чем
в
прямоугольных; расход металла в
резервуарах прямоугольной формы
в среднем на 10 % больше, чем в
цилиндрических. Цилиндрические
резервуары более удобны для
предварительного
напряжения
арматуры стенок, намного устойчивее к температурным воздействиям
и позволяют применять большие,
чем в прямоугольных резервуарах,
высоты.
Рис. 6.8. Сборный железобетонный резервуар
При выборе резервуаров стремятся
использовать возможно большие
объемы, так как с их увеличением уменьшается удельный расход материалов, что дает
существенное снижение стоимости строительства.
На рис. 6.8 показан сборный резервуар, стенка которого состоит из предварительно
напряженных железобетонных панелей; швы между стеновыми панелями
замоноличивают бетоном. Кольцевую арматуру на стенку резервуара навивают при
помощи арматурно-навивочной машины. Покрытие резервуара выполняется из сборных
железобетонных, предварительно напряженных ребристых плит, которые опираются на
кольцевые балки.
В резервуарах, предназначенных для светлых нефтепродуктов (керосина, бензина,
дизельного топлива), а также для различных масел, внутреннюю поверхность стен и
днища офактуривают тонким стальным листом, например, путем предварительного
офактуривания в заводских условиях. Цилиндрические резервуары сооружают объемом
100 — 30 000 м3, а в отдельных случаях — и более крупные резервуары объемом до 100
000 м3. Резервуары рассчитаны на внутреннее давление в газовом пространстве
приблизительно 2 кПа и вакуум 1 кПа. В отдельных случаях железобетонные резервуары
168
сооружают наземными, когда по эксплуатационным и технологическим условиям более
целесообразно иметь наземный резервуарный парк, а также в тех случаях, когда по
условиям строительной площадки затруднено строительство заглубленных резервуаров.
Железобетонные
резервуары
оснащены
приемораздаточными
и
зачистными
устройствами, а также приборами контроля и автоматики.
Резинотканевые резервуары предназначены для хранения и транспортировки
автомобильного бензина, реактивного и дизельного топлива, керосина и масел.
Резервуары в конструктивном отношении представляют собой замкнутую оболочку в виде
подушки с вмонтированной в нее арматурой. Оболочка резервуаров состоит из
внутреннего маслобензостойкого резинового слоя, полиамидной противодиффузион-ной
пленки, капронового силового слоя и наружного атмосферостойкого резинового слоя.
Резинотканевые резервуары обладают рядом преимуществ по сравнению с металлическими. Однако в отличие от металлических они требуют более бережного отношения и
соблюдения определенных правил при их эксплуатации.
Резинотканевые резервуары можно перевозить как заполненными, так и порожними. В
заполненном состоянии их транспортируют автотранспортом при объеме резервуара до 10
м3, а в порожнем состоянии — при объеме до 50 м3 и более. Порожние резервуары,
доставленные к месту установки, заполняют нефтепродуктом и размещают обычно на открытых площадках под навесом, а также в закрытых помещениях. Наиболее широкое
применение получили резервуары объемом 2,5 — 50 м3. В отдельных случаях
изготовляют резервуары и больших объемов — до 400 м3.
Известно применение резинотканевых резервуаров (оболочек) в качестве транспортных
емкостей для перевозки нефтепродуктов по воде. Объем таких резервуаров достигает 400
м3 при длине 63 м и диаметре 3 м. Подводные резервуары представляют собой емкости,
погруженные в воду. Принцип подводного хранения нефти и нефтепродуктов основан на
том, что плотность нефти и нефтепродуктов меньше плотности воды и они практически не
смешиваются с ней. Исходя из этого, многие конструкции резервуаров запроектированы
без днища в виде колокола. Продукт в таких емкостях хранится на водяной подушке. По
мере откачивания продукта резервуар заполняется водой. В подводный резервуар
нефтепродукт закачивают под давлением насосами, а забирают его под давлением столба
воды, находящейся над резервуаром. По степени погружения в воду подводные резервуары делятся на донные — стационарные и плавающие — переменной плавучести.
Существует еще много разновидностей подводных хранилищ, однако все они основаны на
принципе вытеснения нефтепродукта из резервуаров гидростатическим давлением воды.
Подводные резервуары бывают железобетонные, из эластичных синтетических или
резинотканевых материалов. Известны и металлические подводные резервуары, однако в
этих условиях стальная обечайка выполняет роль изоляционной, разделительной
перегородки между водой и продуктом. Один из наиболее экономичных типов подводных
хранилищ — эластичные емкости различной формы: цилиндрические со сферическим
дном или в виде подушки.
При расположении емкостей на дне водоемов их закрепляют якорями. Заполнение
емкости производится насосом, а опорожнение — под действием гидростатического
давления воды на оболочку, которое вытесняет нефть по гибким трубопроводам наверх.
При полном опорожнении резервуара эластичная оболочка сплющивается. На
поверхности плавает буй, с которым связаны гибкими приемораздаточными трубопроводами подводная емкость и бункеровочное судно. Во время рабочих операций
трубопроводы, связывающие танкер и буй, плавают на поверхности воды, а по окончании
этих операций их погружают в воду. Положение трубопроводов регулируют при помощи
подачи и откачки сжатого воздуха в проложенные параллельно рабочим трубопроводам
шланги-понтоны. Объем отдельных емкостей достигает 400 м3. Имеются проекты более
169
крупных подводных емкостей с отдельными конструктивными разновидностями, в том
числе железобетонные и металлические. Известны конструкции стационарных подводных
металлических резервуаров, объем которых достигает 82 000 м3.
Металлический резервуар с переменной плавучестью показан на рис. 6.9. Резервуар
представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость без дна с кровлей (крышей) 7
(5), которая жестко связана с обечайкой резервуара 9 и является одновременно поплавком,
поддерживающим резервуар в плавающем состоянии; при заполнении нефтепродуктом 10
резервуар всплывает над поверхностью воды на высоту, величина которой определяется в
зависимости от соотношения плотности воды в море (водоеме) и нефтепродукта, а также
от степени заполнения емкости. На крыше каждого резервуара устанавливают насос 3,
который обеспечивает все необходимые технологические операции. Объем резервуара
этого типа достигает 10 000 м3.
Подводные резервуары являются перспективными конструкциями для применения на
морских нефтебазах в тех случаях, когда по местным условиям они могут оказаться более
эффективными по сравнению с наземными или подземными береговыми резервуарами, а
также на морских нефтепромыслах.
Рис. 6.9. 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 — водяная подушка; 12 — защитный бон
6.6. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов сооружают в различных естественных
искусственных емкостях (горных выработках). Подземное хранение основано на неизменяемости химического состава нефти и нефтепродуктов при прямом контакте с горными
породами и на возможности уравновешивания избыточного давления их паров давлением
лежащих над емкостью горных пород. Подземные хранилища предназначаются главным
образом для хранения больших запасов нефти и нефтепродуктов в целях обеспечения их
максимального сезонного потребления. Хранилища этого типа наиболее экономичны и
требуют значительно меньшей площади застройки по сравнению с наземными
170
резервуарными парками [35].
Выбор типа хранилища зависит от
геологической характеристики пластов,
географического месторасположения и комплекса
эксплуатационных
показателей,
учитываемых при технико-экономических
расчетах.
Существует несколько типов подземных
хранилищ нефтепродуктов в зависимости от
схемы устройства и способа их сооружения.
К основным типам относятся:
1) хранилища в отложениях каменной соли;
2) шахтные хранилища;
3) ледогрунтовые хранилища;
4) хранилища, создаваемые в естественных и
искусственных выработках;
5) хранилища, сооружаемые специальными
методами.
Наибольшее распространение получили
хранилища, создаваемые в отложениях
каменной соли, так как в большинстве
случаев
они
являются
наиболее
экономичными, а месторождения каменной
соли широко распространены на территории
России.
Подземные хранилища в отложениях
каменной соли сооружают путем размыва
(выщелачивания) полостей в толще соли
через буровые скважины. Размыв каменной
соли осуществляют двумя основными
Рис. 6.10. Подземная емкость в пласте каменной
способами — циркуляционным и струйным.
соли, размываемая циркуляционным методом:
Циркуляционный метод представлен на рис.
/ — пласт каменной соли; 2 — рассолоподъемная
6.10. Он заключается в том, что размыв
(рабочая) колонна труб; 3 — водоподающая
производится путем закачки пресной воды
(рабочая) колонна труб;
по одной колонне труб с выдавливанием
4 — оголовок скважины; 5 — цементный камень; б
рассола по другой. С этой целью скважина
— колонна обсадных труб; 7 — защитный экран; 8
оборудуется тремя колоннами труб. В
— размываемая камера; 9 — проектный контур
емкости
водоподающую колонну труб поступает
вода, которая, растворяя каменную соль, превращается в рассол; последний вследствие
повышенной плотности опускается в нижнюю часть камеры. По мере поступления новых
порций свежей воды давление в камере повышается и рассол вытесняется на поверхность
по рассолоподъемной колонне труб. Отмытую до проектной размеров верхнюю часть подземной камеры предохраняют от дальнейшего растворения путем снижения уровня
нерастворителя, вводимого по обсадной колонне труб. Нерастворителем называют
жидкость, которая легче воды, или газ, не входящий в химические соединения с каменной
солью, рассолом и водой. В качестве нерастворителя обычно используются
нефтепродукты, для хранения которых размывается емкость, или воздух.
Каменная соль легко растворяется в пресной воде. В 1 м3 воды при 20°С может
171
раствориться до 385 кг соли. Для образования 1 м3 емкости требуется 6 — 7 м3 воды.
В процессе эксплуатации нефть или
нефтепродукт
отбирают
замещением
(выдавливанием) его рассолом, который подают по колонне для рассола вниз камеры под
нефтепродуктом (или нефть) из специального
рассолохранилища,
а
при
заполнении,
наоборот, замещают рассол нефтепродуктом
(или нефтью). Объем рассолохранилищ
принимают равным объему хранилища.
Минимальную глубину залегания подземных
емкостей определяют, исходя из геологических
условий, физических свойств нефти или
нефтепродуктов (сжиженных газов), упругости
их паров. Так, учитывая, что 0,1 МПа рабочего
давления
в
емкости
уравновешивается
давлением толщи пород (над емкостью)
мощностью не менее 6 м, заглубление
хранилища для сжиженного бутана принимают
не менее 40 — 60 м, а для сжиженного пропана
— 80— 100 м.
Рис. 6.11. Подземная емкость в пласте
каменной соли, размываемая струйным
методом:
Описанная выше схема размыва емкостей
называется выщелачиванием по методу снизу
вверх.
Применяют
также
методы
выщелачивания сверху вниз, т. е. когда размыв
емкости начинают сверху, и комбинированный,
когда размыв осуществляют одновременно
обоими методами, т.е. емкость формируют
навстречу друг другу: нижнюю часть
размывают в восходящем направлении, а
верхнюю часть — в нисходящем.
Наиболее распространенный водоструйный
метод размыва (рис. 6.11) заключается в том,
что размыв производится струями воды,
3 — погружной электронасос для откачки
разбрызгиваемыми при атмосферном или повырассола
шенном давлении в емкости специальным
оросителем. При этом рассол откачивается из зумпфа размываемой камеры погружным
насосом или выдавливается сжатым воздухом (или газом). Ороситель с насадками,
размещаемый на водоподающей трубе, медленно вращается под напором воды, а также
может перемещаться по высоте емкости.
1 — ороситель с насадками; 2 — проектный
контур емкости;
В отдельных случаях применяют систему размывающих насадок по высоте
водоподающей колонны труб. Струйный метод, обычно используемый при сооружении
емкостей в твердых отложениях каменной соли на глубине не более 300 — 400 м,
отличается высокой производительностью.
Определение глубины залегания и мощности соляного пласта, качества каменной соли,
необходимых для выбора метода размыва, осуществляется геофизическими методами и
разведочным бурением. Размеры емкости в процессе выщелачивания постоянно
контролируются путем определения значений концентраций и количества
выдавливаемого рассола. Готовые подземные камеры обмеряют методом ультразвуковой
172
локации с помощью гидролокатора, основанного на регистрации посылаемых импульсов
от глубинного вибратора до стенок емкости и обратно. Зная время и скорость
распространения звуковых волн в рассоле, определяют расстояние и за каждый оборот
прочерчивают контур сечения на определенной глубине. Хранение нефти,
нефтепродуктов и сжиженных газов в подземных хранилищах происходит при
постоянной температуре и под давлением столба рассола в рассольной колонне, что
обеспечивает их качественную сохранность.
Рис. 6.12. Схема эксплуатации подземного хранилища в соляном пласте:
1 — железобетонная эстакада; 2 — компрессор; 3 — насосы для перекачки нефтепродукта; 4 —
установка для осушки газа; 5 — конденсатор; 6 — сборник конденсата; 7 — насосы для перекачки
рассола; 8 — хранилище рассола; 9 — подземная емкость; / — трубопровод жидкой фазы; II —
трубопровод паровой фазы; III — трубопровод для залива рассола; IV — задвижка, вентиль, кран
На рис. 6.12 показана схема эксплуатации подземного хранилища для сжиженного газа
(или нефтепродукта) в соляном пласте. Из железнодорожных цистерн эстакады 1 сжиженный газ (пропан) перекачивается в хранилище 9 при помощи насосов 3, вытесняя из нее
рассол в рассолохранилище 8, После слива жидкой фазы железнодорожные цистерны
освобождаются от паров при помощи компрессора 2, подающего газ в конденсатор 5. В
сборнике 6 газ сжимается до получения конденсата. Из сборника сжиженный газ
периодически откачивается в подземную емкость 9. Обратный процесс, т. е. выдача газа
из хранилища, производится путем выдавливания его рассолом, забираемым при помощи
насосов 7 из рассолохранилища 8. После насосов сжиженный газ подается в
железнодорожные цистерны, а при необходимости предварительно пропускается через
установку осушки 4.
173
Шахтные хранилища представляют собой систему горных выработок, связанных с
поверхностью вертикальными стволами (рис. 6.13). Такие хранилища обычно сооружают
в горных выработках, сложенных непроницаемыми и химически нейтральными к
хранимым нефтепродуктам (нефти), породами, которые не изменяют своей прочности в
процессе длительного контакта с ними. К таким породам, например, относятся гипс,
доломит, известняк, ангидрит, каменная соль, мергели, глинистые сланцы, гранит и др.
Подземные хранилища сооружают в виде выработок камерного типа (штолен) сводчатой
или прямоугольной формы и с устройством вскрывающих вертикальных стволов, сечение
которых принимается с учетом размещения горнопроходческого оборудования на время
строительных работ и технологического — на период эксплуатации. Для герметизации
хранилищ во вскрывающих или
подходных выработках возводятся
специальные перемычки. Глубина
заложения
выработок-хранилищ
определяется глубиной залегания
пласта
непроницаемых
пород.
Оптимальная глубина заложения
выработок-хранилищ составляет 20
— 40 м для нефти и нефтепродуктов
и 80— 100 м для сжиженного газа.
Подземные
газонефтехранилища
объемом 100 000 — 300 000 м3
можно строить на глубине 200 — 300
м.
Рис. 6.13. Схемы подземных емкостей шахтного типа:
а, б — емкости для одного и нескольких продуктов
соответственно; 1 — ствол; 2 — емкость; 3 —
непроницаемая горная порода; 4 — насосная камера; 5 —
зумпф; б — нефтепродукт; 7 — герметичная перемычка; 8
— коллекторные выработки
Кроме указанных типов хранилищ в
соляных пластах малой мощности
толщиной 10 — 20 м сооружаются
емкости галерейного типа, для чего
наклонную скважину бурят параллельно
простиранию
пласта.
Выщелачивание в этом случае
достигается нагнетанием воды вдоль
пласта, причем камеры получают
форму, вытянутую вдоль пласта.
Известны
также
отдельные
хранилища для нефти, созданные в
соляных куполах под морским дном.
Для хранения сжиженных газов в
небольших количествах применяют
подземные вертикальные хранилища,
облицованные железобетонной оболочкой.
Так
как
подземные
хранилища нефти, нефтепродуктов и
газа — экономически выгодный и
наиболее
перспективный
вид
хранения, они с каждым годом
получают все большее применение.
Хранилища специального типа включают: ледогрунтовые хранилища; хранилища,
создаваемые в естественных и искусственных выработках; хранилища, сооружаемые
взрывными методами.
Ледогрунтовые
хранилища
сооружают
в
174
северных
районах
страны
(в
зоне
распространения многолетнемерзлых пород), где требуется создавать большие запасы
нефтепродуктов, доставляемых в летнее время. Такие хранилища устраивают в виде
траншей в многолетнемерзлом грунте, которые имеют специально намороженное ледяное
покрытие сводчатой формы, покрытое сверху теплоизоляционным слоем (для поддержания в хранилище температуры не выше —3 °С). Дно и борта траншеи также
облицовывают льдом. Лед на стенки хранилища наносят намораживанием ледяного слоя
путем послойного нанесения воды на охлажденные поверхности или выкладыванием
ледяных блоков. Необходимое оборудование для закачки и выкачки нефтепродуктов
устанавливают в специальном колодце. Температура закачиваемого нефтепродукта
должна быть не выше О °С, что в необходимых случаях обеспечивается специальной
холодильной установкой.
Хранилища в выработках сооружают в естественных и искусственно создаваемых
выемках в виде отработанных соляных шахт, копей, а также в виде различных выработок
и карьеров. В этом случае достигается существенная экономия за счет сведения к
минимуму выполнение земляных и горных работ. Выработки используются путем
установки в них резервуаров или специальной облицовкой их внутренней поверхности.
Выемки в отдельных случаях используются для наполнения их водой с последующей
установкой в них резервуаров подводного типа. Хранилища, сооружаемые взрывным
методом, весьма перспективны. Для образования подземной полости на определенную
глубину бурят скважину, в основание которой закладывается заряд. В результате
камуфлетного взрыва образуется полость сфероидальной формы с уплотненными
стенками. Такие хранилища наиболее целесообразно создавать в пластах пластической
глины и суглинков, которые обладают необратимыми пластическими деформациями под
действием больших давлений, возникающих при взрыве.
175
ГЛАВА 7
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТРАНСПОРТЕ ГАЗА
В общее понятие транспорт газа входит транспорт газа в сжиженном и газообразном
состоянии. Способы транспортировки этих газов существенно отличаются друг от
друга.
Сжиженные углеводородные газы, представляющие собой смесь углеводородов (пропана,
бутана, изобутана), отличаются тем, что при сравнительно небольшой температуре их
можно транспортировать и хранить в жидком виде. Сжиженный газ (в жидком виде)
занимает примерно 1/250 своего первоначального объема, что создает предпосылки для
поставки его потребителям всеми видами транспорта, включая трубопроводный.
Благодаря тому, что сжиженные газы обладают свойством из жидкой фазы снова
превращаться в газ при нормальном давлении, что соответствует условиям их применения
в качестве сырья (в химической промышленности) или топлива при сжигании (в быту,
промышленности и автотранспорте), широко практикуется доставка сжиженных газов в
баллонах и съемных емкостях, транспортируемых различными видами транспорта —
железнодорожным, водным, автомобильным и отчасти авиационным. На месте доставки
емкости и баллоны подключают к разводящим газовым сетям.
В отличие от сжиженного углеводородного газа природный газ, сохраняющий свои
свойства при положительных температурах и различных давлениях, транспортируется в
настоящее время только по магистральным газопроводам и разводящей газовой сети.
Однако при отрицательных температурах и давлении порядка 5 МПа технически
возможно и экономически эффективно транспортировать сжиженный природный газ
(СПГ) по магистральным трубопроводам. Для этого требуется строительство крупных
заводов сжижения газа и применение специальных трубных сталей для
низкотемпературных жидкостных газопроводов, а также сооружение низкотемпературных
хранилищ. Как показывают расчеты, резкое повышение пропускной способности
жидкостных газопроводов относительно обычных газопроводов позволяет, например, по
трубопроводу диаметром 1420 мм подавать 100 млрд. м3 газа при давлении 5 МПа вместо
28 — 30 млрд. м3 при 7,5 МПа, достигая снижения удельной металлоемкости более чем в
4 раза. В целом такая система оценивается как перспективная по мере освоения
низкотемпературных труб и другого оборудования.
7.1. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Транспорт сжиженных углеводородных газов по железным дорогам осуществляется в
специальных цистернах и вагонах, груженных баллонами. Железнодорожные цистерны
специальной конструкции различают по емкости и назначению. Для перевозки пропана
используют в основном цистерны объемом 54 м3, для бутана — цистерны объемом 60 м3,
а для сжиженных газов — цистерны объемом 98 м3 [5].
По своему устройству железнодорожная цистерна представляет собой сварной
цилиндрический резервуар со сферическими днищами, расположенный на четырехосной
железнодорожной платформе (тележке). На рис. 7.1 показана железнодорожная цистерна
для перевозки сжиженного газа (пропана).
Доставка сжиженных газов в баллонах, транспортируемых по железной дороге,
осуществляется в крытых вагонах. Такой способ перевозки вместо автомобильного
применяется в тех случаях, когда потребитель находится на значительном удалении от
кустовых баз и газонаполнительных станций сжиженного газа или в стороне от
176
автомобильных дорог, что характерно для некоторых северных районов. Перевозка осуществляется в основном в баллонах объемом 50 л, загружаемых в количестве 360 шт. в
один четырехосный крытый вагон грузоподъемностью 60 т.
Рис. 7.1. Железнодорожная цистерна для сжиженного газа:
1 — четырехосная платформа; 2 — резервуар; 3 — предохранительный клапан; 4 — площадка обслуживания;
5 — стяжные болты крепления резервуара к платформе; 6 — стремянка; 7 — патрубок для установки манометра
7.2. ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Перевозка сжиженных газов по водным магистралям осуществляется как морским, так и
речным транспортом. Наиболее широкое развитие имеет морской транспорт, обеспечивающий доставку сжиженного газа потребителям как внутри страны, так и за ее пределами.
Морским транспортом в основном доставляются сжиженные углеводородные (СУГ) и
лишь частично сжиженные природные газы (СПГ), которые могут находиться в
сжиженном состоянии лишь при глубоком охлаждении до — 160 °С. Основной объем
морских перевозок осуществляется в морских судах — танкерах (газовозах),
оборудованных специальными резервуарами для хранения. В зависимости от типа
резервуаров, устанавливаемых на газовозах, различают следующие типы транспортных
судов:
1) танкеры с резервуарами под давлением 1,6 МПа, рассчитанные на максимальную
упругость паров продукта (для пропана);
2) танкеры с теплоизолированными резервуарами под пониженным давлением
(полуизотермические), предназначенные для транспортировки сжиженного газа при
промежуточном охлаждении от —5 до +5 °С;
3) танкеры с теплоизолированными резервуарами под низким давлением
(изотермические) для транспортировки сжиженного газа при давлении, близком к
атмосферному и низкой отрицательной температуре (— 40 °С для пропана, — 103 ° С для
этилена и — 162 °С для сжиженного природного газа метана).
Перевозка газа под давлением и в полуизотермическом состоянии осуществляется в
177
танкерах вместимостью до 2000 м3, при этом используют цилиндрические вертикальные,
горизонтальные и сферические резервуары. Вертикальные резервуары применяют в
основном для перевозки сжиженного газа под давлением 1,6 МПа (рис. 7.2).
Горизонтальные цилиндрические и сферические резервуары используют при
полуизотермическом способе перевозки.
Изотермические танкеры отличаются большой вместимостью (до 10 000 м3) и подачей при
сливе-наливе более чем 500 — 1000 т/ч. Применяют их и при значительных грузооборотах. Поскольку в этих танкерах сжиженный газ перевозится под давлением, близким к
атмосферному, грузовые резервуары выполняются прямоугольной формы в виде танков,
которые хорошо вписываются в контур судна.
Рис. 7.2. Газовоз с вертикальными резервуарами
7.3. АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Автомобильным транспортом осуществляется перевозка сжиженных газов в
автоцистернах, баллонах и «скользящих» резервуарах.
Автоцистерны по назначению и конструкции делятся на транспортные и раздаточные.
Транспортные цистерны используют для перевозки сжиженного газа с заводов-поставщиков до кустовых баз, а также от последних до крупных потребителей со сливом
газа в резервуары. Раздаточные автоцистерны предназначены для доставки сжиженного
газа потребителю с розливом в баллоны и снабжены для этой цели комплектом
раздаточного оборудования, насосом, раздаточной рамкой и трубами. Цистерны,
изготовляемые в виде цилиндрических сосудов со штампованными днищами, монтируют
на шасси автомобилей, автоприцепов и полуприцепов. Объем цистерн в зависимости от
типа составляет 4— 15 м3.
На рис. 7.3 показана конструкция автомобильной цистерны-полуприцепа с полезным
объемом 15 м3, смонтированная на базе автотягача «Урал-377С». Наполнение цистерны
осуществляется по смонтированной на автомобиле обвязке. Накопление осуществляется
по трубопроводу, расположенному под цистерной. Он снабжен предохранительной
арматурой, включающей в себя вентиль для сброса давления, запорный вентиль и
обратной пружинный клапан, который автоматически закрывается при обрыве шланга,
178
разрыве трубы или иных аварийных случаях. Жидкая фаза сливается по трубопроводу,
размещенному также под цистерной, и включает в себя всасывающую и напорную линии
трубопроводов. Напорная линия имеет линию слива и обводную. На всасывающей линии
устанавливаются фильтр и запорный вентиль, на обводной — запорный вентиль,
скоростной клапан, сбросной вентиль и манометр. На трубопроводе паровой фазы
устанавливаются запорный и сбросной вентили. Заполнение цистерны сжиженным газом
осуществляется электронасосом, установленным на автоцистерне.
Рис. 7.3. Автоцистерна-полуприцеп АЦ-15-377с для перевозки сжиженных газов:
1 — резервуар; 2 — вентиляционный люк; 3 — приборы; 4 — клапан предохранительный; 5 — опора; 6 —
люк-лаз; 7 — автотягач; 8 — трубы (кожухи) для шлангов; 9 — электронасос; 10 — опорные катки; 11 —
огнетушители; 12 — установка заземления цистерны
Сжиженные газы в баллонах перевозят на обыкновенных бортовых машинах и
специальных кассетных автомашинах (баллоновозах), обеспечивающих одновременную
перевозку 77 баллонов. Кузова машин оборудуют клетками для установки баллонов
объемом по 50 л, при этом баллоны укладывают в два яруса. В баллоновозе типа клетка
умещается до 132 баллонов. Кроме того, баллоны транспортируют в прицепах, которые
вместе с грузовыми автомобилями образуют автопоезда. Баллоны изготовляют на
давление 1,6 МПа (рис. 7.4). Стандартом предусмотрен ряд баллонов объемом 2,5; 5; 12;
27; 50 и 80 л. Баллоны объемом свыше 5 л представляют собой цилиндрические сварные
сосуды с двумя штампованными днищами эллиптической формы, снабженные башмаком,
горловиной и защитным воротником. У баллонов объемом 50 и 80 л вместо воротника
предусматривается защитный колпак и две ручки. Защитный воротник служит
одновременно транспортной ручкой и опорой при установке баллонов в несколько ярусов.
В горловины баллонов объемом 5, 12 и 27 л устанавливают самозакрывающиеся клапаны,
а в горловины баллонов объемом 50 и 80 л — угловые вентили.
Перевозку сжиженного газа в «скользящих» резервуарах применяют для доставки его в
места, отдаленные от кустовых баз или от газонаполнительных станций, а также для
доставки производственным и коммунально-бытовым хозяйствам. «Скользящими»
называют съемные резервуары объемом 0,5 — 3,5 м3. Наибольшее применение получили
резервуары PC-1600 объемом 1600 л, рассчитанные на давление 1,8 МПа. Резервуар
представляет собой сварной цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами. Погрузку
и разгрузку резервуара обычно производят при помощи автокрана. У потребителя
резервуары устанавливают группой или в одиночку. Доставка сжиженного газа в
«скользящих» резервуарах на расстояние 100 — 200 км обходится на 20 — 25 % дешевле,
чем в баллонах.
179
Рис. 7.4. Баллоны сжиженного газа:
Номер рисунка..........................7.4, а
7.4, в
7.4,6
Объем баллонов, л...................5
12
27
50
D мм...........................................222
222
299
299
H,мм...........................................285
70
575
1400
7.4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Под трубопроводным транспортом сжиженного газа понимают транспорт пропана и
бутана по магистральным трубопроводам, в которых газ находится под давлением,
превышающем его упругость паров, т.е. в сжиженном состоянии. В этом заключается
особенность транспортировки сжиженных газов по магистральным трубопроводам, для
которых недопустимо падение давления в сети ниже упругости насыщенных паров
(давления насыщения) при данной температуре, во избежание образования паровой фазы,
заполняющей живое сечение трубопровода. Обычно в трубопроводе поддерживают
давление, превышающее давление упругости паров на 0,6 — 0,7 МПа. При уменьшении
этой разницы пропускная способность снижается за счет образования газовых мешков. К
указанному виду транспорта прибегают при доставке газа с завода-поставщика крупным
потребителям, например нефтехимическим предприятиям, где газ используется в основном в качестве сырья.
Протяженность трубопроводов сжиженного газа обычно невелика — в пределах 100 —
500 км, так как крупные потребители располагаются относительно близко к нефте- и газоперерабатывающим предприятиям.
По типовой схеме сжиженный газ забирается из резервуаров насосами головной станции и
через пункты замера расхода подается в магистральный трубопровод, на котором через
определенные расстояния сооружены промежуточные перекачивающие станции,
оборудование которых аналогично головной станции. Пропан и бутан перекачиваются по
самостоятельному трубопроводу или вместе с другими светлыми нефтепродуктами
(преимущественно с бензином) в целях минимального смешения. При перекачке двух
партий нефтепродуктов между ними в качестве буфера закачивают бутан; также
поступают и при перекачке двух партий пропана. Учитывая вероятность образования
гидратных пробок в трубопроводе из-за влияния влаги и появления незначительных
неплотностей, при эксплуатации трубопроводов следят за герметичностью арматуры и за
давлением в трубопроводе, которое должно быть не менее 0,8 — 1,0 МПа. Кроме того,
обеспечиваются постоянное применение ингибитора для обезвоживания газа (метанола,
из расчета 2 л на 1 т) и осушка трубопровода перед закачкой продукта.
180
Важное значение имеет соблюдение относительного постоянства объема перекачиваемого
сжиженного газа, требуемого давления и температурного режима, что обеспечивается
соответствующим контролем при помощи контрольно-измерительных приборов. Кроме
экономической эффективности трубопроводный транспорт сжиженных газов более
удобен в эксплуатации, позволяет вести круглосуточную перекачку и применять средства
автоматики, обеспечивающие минимальную трудоемкость и безопасность системы при
минимальных потерях.
7.5. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ КОНДЕНСАТА И ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ
ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Продукция газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений рассматривается
как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Поскольку природный
и нефтяные газы представляют собой широкую фракцию углеводородов, рациональное их
использование этих продуктов предусматривает их переработку, которая осуществляется
на ГПЗ. Основной продукцией ГПЗ является сухой отбензиненный газ, состоящий в
основном из метана, который используется в качестве высокоэффективного топлива, и
жидкие продукты — этан, пропан, бутан, пропан-бутановая смесь. В зависимости от
условий сбыта и требований потребителя на ГПЗ можно получать и смеси различных
компонентов, таких как нестабильный и стабильный газовые бензины, широкая фракция
легких углеводородов (ШФЛУ). Если перерабатываемый газ содержит редкие и ценные
химические элементы, то на ГПЗ должно предусматриваться их извлечение.
Кроме жидких углеводородных смесей, получаемых в процессе переработки нефтяных и
природных газов, следует особо рассмотреть конденсат, который добывается вместе с
газом из газоконденсатных месторождений. Этот продукт является высокоэффективным
аналогом нефти, содержащим значительное количество жидких углеводородов.
Фракционный состав конденсата может существенно отличаться для различных
месторождений. Температура конца кипения большинства конденсатов составляет 420 —
570 К. Под сырым (нестабильным) конденсатом подразумевается смесь углеводородов,
находящихся при давлениях выше давления насыщенных паров компонентов в виде
жидкости. Его компоненты при уменьшении давления ниже давления насыщения
выделяются в виде газов и конденсат переходит в двухфазное состояние.
После специальной подготовки, в том числе деметанизации и деэтанизации, можно
получить стабильный конденсат, который практически состоит только из жидких углеводородов.
Особенности технологических расчетов трубопроводов для транспортировки
нестабильного конденсата и ШФЛУ обусловлены способностью продукта переходить в
газообразное состояние. Если в процессе эксплуатации давление в какой-либо точке
трубопровода упадет ниже давления насыщенных паров, соответствующих данной
температуре, то перекачиваемая среда переходит в газообразное состояние. Это приводит
к резкому возрастанию гидравлических сопротивлений, что ухудшает условия перекачки,
а в отдельных случаях влечет за собой и полную остановку перекачки. Минимальное
давление в трубопроводе должно быть на 0,5 МПа выше давления насыщения.
181
ГЛАВА 8
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ХРАНЕНИЕ ГАЗОВ
8.1. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Газораспределительные станции (ГРС), сооружаемые в конце магистрального газопровода
или отвода от него, предназначены для снабжения газом населенных пунктов и
промышленных предприятий. Параметры газа (объем и давление) устанавливаются с
учетом требований потребителя.
На газораспределительных станциях как конечных пунктах газопроводов
осуществляются:
1) снижение давления газа до заданной величины;
2) автоматическое поддержание этого давления;
3) количественный учет газа.
Кроме того, на ГРС производится очистка газа от механических примесей,
дополнительная одоризация поступающего к потребителю газа, а также
предусматриваются меры по защите трубопроводов от недопустимых повышений давления газа [44]. Газораспределительные станции в зависимости от назначения и требуемых
параметров сооружают преимущественно по типовым проектам, предусматривающим
необходимую автоматизацию их работы.
Современные автоматизированные ГРС по форме обслуживания подразделяются на ГРС с
безвахтовым обслуживанием при пропускной способности до 200 тыс. м3/ч и с вахтовым
обслуживанием при пропускной способности более 200 тыс. м3/ч. В первом случае ГРС
обслуживают два оператора, которые могут дежурить, находясь дома, так как в их
квартиры подведена сигнализация, передающая световые и звуковые сигналы. При
получении этих сигналов дежурный оператор является на ГРС для устранения причины
неисправности. Во втором случае ГРС обслуживает дежурный персонал, который следит
не только за режимом эксплуатации, но и производит необходимый ремонт
технологического оборудования.
Газораспределительные автоматизированные станции подразделяются на основной ряд с
пропускной способностью 10, 50, 100 и 200 м3/ч и дополнительный (модифицированный)
— с пропускной способностью 1, 5, 25 и 150 тыс. м3/ч. Пропускная способность принята
при давлении на входе в ГРС, равном 2 МПа.
Независимо от пропускной способности, числа потребителей, параметров газа на входе и
выходе станции в состав ГРС входят следующие основные блоки:
1) переключения;
2) очистки газа;
3) предотвращения гидратообразования (при необходимости);
4) автоматического регулирования давления газа;
5) измерения расхода газа;
6) автоматической одоризации газа (при необходимости). На рис. 8.1 представлена
компоновка автоматизированной
ГРС на одного потребителя пропускной способностью 25 — 100 тыс. м3/ч. Работа
газораспределительной станции сводится к следующему: газ из входного газопровода
182
поступает в блок отключающих устройств и направляется на очистку в масляные
пылеуловители или висциновые фильтры. После очистки газ поступает в трубопровод для
редуцирования, где происходит снижение давления газа до заданных величин. Затем газ
направляется в выходные газопроводы (к потребителям) , на каждом из которых
производится количественный замер и одоризация газа [41].
В связи с тем, что на ГРС производится снижение давления газа, это приводит к
соответствующему его охлаждению. В результате могут образовываться гидраты и сильно
охладится оборудование станции. Для борьбы с гидратообразованием применяют
автоматическую подачу в газопровод метанола и подогрев газа. На некоторых ГРС
внедрены пневматические автоматы для подачи метанола в поток газа.
Исполнение газораспределительных станций обычно закрытое, в виде двух зданий —
здания редуцирования давления и здания блока переключений. В южных районах страны
допускается строить ГРС открытого исполнения на ограждаемой площадке.
Для редуцирования газа при газоснабжении небольших бытовых, сельскохозяйственных и
промышленных объектов применяют блочно-шкафные автоматизированные газораспределительные станции типа АГРС, изготовляемые полностью в заводских условиях.
Пропускная способность АГРС составляет 1100 — 50 000 м3/ч. Оборудование этих
станций компонуют в двух металлических шкафах — в одном устанавливают
регулирующую и запорную арматуру, а в другом — подогреватель газа.
8.2. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ
К газораспределительным сетям относятся газопроводы, предназначенные для
транспортировки газа в городах и населенных пунктах: для подачи в жилые дома,
учреждения коммунально-бытового обслуживания, предприятия и другим потребителям.
Газораспределительная сеть представляет собой систему трубопроводов и оборудования,
в состав которой входят как городские магистральные газопроводы, предназначенные для
передачи газа из одного района города в другой, так и распределительные газопроводы
для подачи газа непосредственно к потребителю. Газ в городскую газораспределительную
сеть поступает из магистрального газопровода через газораспределительную станцию. Из
ГРС газ направляется в газорегуляторные пункты (ГРП), установленные на городской
сети. ГРП предназначены для снижения давления газа; они объединяют газопроводы
различного давления. В зависимости от давления природного газа городские
трубопроводы делятся на газопроводы [32, 44]: низкого, среднего и высокого давления.
Строительными нормами и правилами для городских систем газоснабжения установлены
следующие категории давления газа: низкого — не более 5 кПа; среднего — 5 кПа — 0,3
МПа; высокого - 0,3-1,2 МПа.
К газопроводам низкого давления присоединяют жилые, коммунально-бытовые, мелкие
промышленные и другие потребители. Отопительные и производственные котельные,
коммунальные предприятия, расположенные в отдельных зданиях, обычно подключают к
газопроводам среднего и высокого давления (до 0,6 МПа) через местные газорегуляторные пункты или установки. Промышленные предприятия питают газом из
газопроводов высокого давления (до 1,2 МПа).
По схеме устройства газораспределительные сети сооружаются кольцевыми или
тупиковыми (разветвленными); в любом случае предусматривается возможность
отключения отдельных районов и ввод в эксплуатацию по очередям. К газовым сетям
предъявляются требования высокой надежности и бесперебойности снабжения
потребителей газом с соблюдением условий удобства и безопасности эксплуатации.
Выбор кольцевой или тупиковой системы газораспределительной сети производится в
183
зависимости от объема газоснабжения и планировки города или населенного пункта
Рис. 8.1. Компоновка
газораспределительной станции:
1 — водогрейные котлы; 2 —
помещение для расходомеров; 3 —
подогреватель газа; 4 — блок
очистки;
5 — контрольный регулятор
давления; 6 — рабочий регулятор
давления; 7 — дроссельная
камера;
8 — замерное устройство; 9 — узел
переключения; 10 —
одоризационная установка
. Для сооружения газовых сетей применяют в основном бесшовные трубы (реже —
сварные). На газораспределительных сетях устанавливают предохранители, запорную и
специальную арматуру соответствующего давления. В качестве запорной арматуры
устанавливают задвижки, вентили и краны. К специальной арматуре относят
конденсатосборники. Конденсатосборники устанавливают на газораспределительных
газопроводах для удаления выпадающего в них конденсата. Различают
конденсатосборники низкого, среднего и высокогодавления. В конденсатосборниках
низкого давления конденсат из специальных горшков удаляется при помощи насосов
через специальную трубу стояка. Из конденсатосборников среднего и высокого давления
конденсат удаляется под давлением газа.
8.3. МЕТОДЫ ПОКРЫТИЯ НЕРАВНОМЕРНОСТЕЙ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Для системы снабжения городов и промышленных предприятий характерна
неравномерность потребления газа. Объясняется это тем, что бытовые, коммунальные и
промышленные потребители расходуют газ неравномерно по временам года (лето, зима),
месяцам, неделям, суткам и часам суток. Зимой расход газа всегда больше, чем летом,
когда выключается отопительная система. Потребление газа в дневные часы, как правило,
всегда значительно больше, чем в ночные часы. Так как в городскую сеть газ по
газопроводу подается в одном и том же количестве (при этом учитывают среднечасовой
расход), в дневные часы ощущается недостаток газа, а в ночные — появляется его
избыток, вследствие того, что город потребляет газа меньше, чем поступает его в
газопровод.
Для устранения суточной неравномерности потребления газа вблизи городов сооружают
емкости, в которые вмещают весь избыточный газ в ночные часы, чтобы обратно выдать
его в газораспределительную сеть города в дневное время. С этой целью используют
газгольдеры, а также объем последнего участка магистрального газопровода. Благодаря
аккумулирующей способности газопровода при накапливании газа в ночные часы в нем
повышается давление, достигающее к утру максимально допускаемой величины. В дневные часы при повышении расхода газа его давление понижается до нормального.
Особенно велика сезонная неравномерность газопотребления, характеризующаяся тем,
что в крупных городах существует большой разрыв между максимальным (зимним) и минимальным (летним) расходом газа за счет значительного его использования для
отопления в холодное время года. Для покрытия этой неравномерности требуются
крупные хранилища. Так как по экономическим соображениям нецелесообразно
184
сооружать для этой цели газгольдерные парки, на изготовление которых расходуется
много стали и требуютсязначительные площади застройки, для хранения межсезонного
запаса газа используются преимущественно подземные хранилища (ПХГ). В отдельные
периоды эти хранилища могут быть также использованы для покрытия суточных и
месячных неравномерностей потребления. В качестве дополнительных источников
покрытия неравномерностей газопотребления иногда используют резервные емкости
отдельных крупных потребителей и баз сжиженного газа.
Рис. 8.2. График суточного потребления
газа:
1 — среднесуточное потребление;
2, 3 — граница соответственно максимального и минимального потребления
Рис. 8.3. График годового
потребления газа крупным городом:
I — суточное колебание
газопотребления; 2 — месячное
колебание газопотребления; к —
коэффициент месячной
неравномерности газопотребления; Q
— расход перекачиваемого газа.
Заштрихованная площадь — объем
газа, подлежащий хранению в
подземном хранилище
Необходимый объем газохранилища (газгольдерного парка) рассчитывают по графику
суточного потребления газа. Объем газа принимается равным избытку газа в ночное время, что, в свою очередь, соответствует нехватке газа в дневное время. На рис. 8.2
представлен совмещенный график потребления и подачи газа потребителям, причем
подача газа принята равномерной в течение суток. Из графика видно, что потребление
газа меньше подачи в период от 0 до 6 ч и с 22 до 24 ч и для приема излишнего количества
газа необходим объем, равный суммарному объему газа, который в масштабе
характеризуется суммой заштрихованных площадей на графике. При этом объем
газохранилища должен покрыть весь избыток дневного потребления (с 6 до 22 ч). Часть
рассчитанного объема газохранилища (газгольдерного парка) может быть компенсирована
аккумулирующей способностью магистрального газопровода.
Объем газохранилища, необходимый для выравнивания сезонной неравномерности,
определяют по графикам месячной неравномерности. В хранилище резервируется летний
185
избыток газа, а зимой газ выдается потребителю при ритмичной работе магистрального
газопровода со среднегодовым расходом. На рис. 8.3 представлен график годового
потребления газа крупным городом. На графике заштрихованная площадь соответствует
объему газа, который необходимо закачать и хранить в подземном хранилище в летние
месяцы. В данном случае, коэффициент месячной неравномерности газопотребления, т. е.
отношение фактического месячного потребления газа к среднемесячному, составляет А =
1,33, однако в отдельных случаях к = 1,5.
8.4. ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА
8.4.1. ГАЗГОЛЬДЕРЫ
Газгольдерами называют сосуды большого объема, предназначенные для хранения под
давлением газов. При помощи газгольдеров производится также смешение и
регулирование расхода газа. По принципу работы газгольдеры различают переменного и
постоянного объема, а по форме — сферические и цилиндрические. Газгольдеры
переменного объема рассчитаны на хранение газа при низком давлении до 4 кПа. В
резервуарах постоянного объема газ хранят при высоком давлении — в пределах 4 кПа —
3 МПа. Отличительная особенность газгольдеров низкого давления заключается в том, что
рабочий объем у них является переменным, а давление газа в процессе наполнения или
опорожнения остается неизменным (или меняется незначительно). У газгольдеров
высокого давления, наоборот, геометрический объем постоянный, а давление при
наполнении меняется от первоначального до рабочего; кроме того, они имеют
движущиеся части.
Газгольдеры переменного объема разделяют на сухие и мокрые. Сухие газгольдеры (рис.
8.4) работают по принципу поршня и оборудованы затворами. Мокрые газгольдеры имеют
верхнюю подвижную часть и внизу водяной бассейн; изготовляют их объемом 100 — 30
000 м3 одно-, двух- и трехзвенными. На рис. 8.5 показана схема мокрого двухзвенного
газгольдера. Под воздействием давления газа, поступающего под колокол по
подводящему трубопроводу, колокол поднимается. На определенной высоте колокол
входит в зацепление с затвором телескопа и далее движется вверх вместе с ним. При этом
затвор колокола захватывает с собой воду из бассейна, в результате чего образуется
газонепроницаемая гидравлическая подушка, противостоящая давлению газа в
газгольдере. Правильное движение колокола и телескопа и ограничение их перекоса во
время движения осуществляется с помощью наружных верхних и внутренних нижних
роликов, которые катятся соответственно по наружным и внутренним направляющим.
При отсутствии давления в газгольдере колокол и телескоп опираются на подставки,
установленные на дне бассейна. При максимальном давлении газа внутри колокола он
занимает наивысшее положение; величина давления зависит от массы телескопа,
пригрузов, находящихся в затворах воды, объема и плотности газа, хранимого в
газгольдере. Полезный объем газгольдера соответствует объему газа, заключенному в
газгольдере при верхнем положении всех его звеньев.
Газгольдеры высокого давления подразделяются на сферические и горизонтальные
цилиндрические.
Сферические газгольдеры в виде шаровых резервуаров (рис. 8.6) используются в
основном для хранения сжиженных газов (изопентана, бутана, бутилена, пропана и смесей
этих газов) и рассчитаны на внутреннее давление, соответствующее величине упругости
паров (давлению насыщения) хранимых жидкостей. Сферическая форма резервуаров по
сравнению с другими формами, например цилиндрическими, наиболее эффективна по
расходу стали и стоимости. Разработана серия таких газгольдеров объемом 300 — 4000 м3
с внутренним давлением 0,25 — 1,8 МПа диаметром 9 — 20 м. Сферические газгольдеры
оборудуют предохранительными клапанами, приборами для отбора проб и замера уровня,
186
незамерзающими клапанами, термометрами и приемораздаточными устройствами.
Цилиндрические газгольдеры, обычно ограничиваемые по концам полусферами,
устанавливают горизонтально или на опорах. Газгольдеры этого типа объемом 50 — 270
м3 (причем диаметр у всех газгольдеров одинаковый), различаются лишь длиной, что
облегчает их изготовление и транспортировку к месту монтажа в готовом виде. Рабочее
давление в газгольдерах 0,25 — 2 МПа. Газгольдеры оснащают комплектом запорной и
предохранительной аппаратуры, а также патрубками для удаления конденсата и газа.
Рис. 8.4. Сухой газгольдер объемом
100 000 м3 с жидкостным
затвором:
/ — кровля;
2 — верхнее положение шайбы
(поршня);
3 — лестница-стремянка;
4 — подъемная клеть;
5 — стенка газгольдера;
6 — шайба;
7 — наружный подъемник;
8 — газопровод
187
Рис. 8.5. Схема
двухзвенного мокрого
газгольдера:
а — при верхнем положении
колокола и телескопа;
б — при нижнем положении
колокола и телескопа;
в — при верхнем положении
телескопа; г — при нижнем
положении колокола и
телескопа;
д — при верхнем положении
колокола; DK — диаметр
колокола;
Dт — диаметр телескопа;
Dp — диаметр резервуара
Рис. 8.6. Сферический
газгольдер объемом 600 м3
188
8.4.2.
НАКОПЛЕНИЕ ГАЗА В ПОСЛЕДНЕМ УЧАСТКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО
ГАЗОПРОВОДА
Часть магистрального газопровода, примыкающая к крупному потребителю — городу,
называется последним (конечным) участком. Отличительная особенность этого участка
заключается в том, что в нем может накапливаться газ под высоким давлением в периоды
минимальных расходов. Аккумулирующая способность последнего участка отличает его
от других, промежуточных участков магистрального газопровода, в которых расход газа
одинаков в начале и конце участка. При этом в последнем участке расход газа неизменен
только в его начале, а в конце он переменный и равен расходу газа в городе,
потребляющем в дневное время больше газа, чем в ночное. В ночные часы после
заполнения газгольдерного парка начинается накапливание газа в последнем участке при
соответствующем повышении в нем давления. Если в дневное время в процессе расхода в
конце участка давление резко снижается, достигая 1 — 1,5 МПа, то в ночное время при
отсутствии расхода происходит накопление газа и давление повышается до расчетного, т.
е. достигает давления в 5 — 10 МПа, развиваемого компрессорной станцией.
Последний участок газопровода может работать как с присоединенным газгольдерным
парком, так и без него. В последнем случае для вмещения необходимого дополнительного
объема принимают увеличенные размеры последнего участка магистрального газопровода
и этим самым экономят средства на сооружение газгольдерного парка. Поскольку
увеличение диаметра последнего участка магистрального газопровода, в свою очередь,
связано с повышением расхода стали и стоимости строительства, для выбора наиболее
экономичного варианта производят технико-экономическое сравнение с учетом данных об
общем расходе газа городом и графика суточного потребления.
8.4.3. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА
Подземные хранилища природного газа предназначаются главным образом для покрытия
сезонных пиков газопотребления, т. е. компенсации неравномерности потребления. По
этой причине хранилища, как правило, сооружают вблизи трассы магистрального
газопровода и потребляющих центров, крупных промышленных городов. Подземные
хранилища по состоянию среды и методу сооружения подразделяются на следующие:
хранилища в пористых пластах;
хранилища в непроницаемых горных выработках (полые резервуары).
К пористым относятся хранилища, созданные в истощенных или в частично
выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях, в выработанных нефтяных
месторождениях и в ловушках водонасыщенных коллекторов (пластов). К полым
резервуарам относятся хранилища, созданные в полостях горных пород и в отложениях
каменной соли. Хранилища, созданные в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, относятся к наиболее распространенным аккумуляторам газа. Принцип
устройства этих хранилищ основан на закачке газа непосредственно в истощенный
газоносный или нефтеносный пласт через существующие или дополнительно
сооружаемые скважины. В большинстве случаев на основе опыта эксплуатации
истощенного или выработанного газового, газоконденсатного месторождения получают
необходимый материал, характеризующий геологические и физические параметры пластаколлектора, включая данные о герметичности кровли, геометрических размерах, объемах
возможных закачек газа, а также об изменении давлений и дебитов скважин.
Иногда в районах крупных центров могут не оказаться выработанные газовые или
нефтяные залежи, пригодные для создания подземного хранилища, однако в
189
геологическом разрезе пород этих районов часто имеются водонасыщенные пласты, в
ловушках которых можно создать подземные хранилища газа. Выяснить, действительно
ли имеется в данном месте пласт-ловушка и что он собой представляет — очень трудная
задача. Разведка структур под водоносные хранилища продолжается 3 — 5 лет и требует
больших материальных затрат, тем не менее хранилища окупаются за 2 — 3 года.
Создание хранилища в водоносном пласте в принципе сводится к вытеснению из ловушки
пластовой воды путем закачки в купольную часть коллектора газа. Газовый пузырь как бы
«плавает» в куполе.
Перед устройством любого хранилища проводят исследования и пробные закачки газа для
оценки параметров пласта и свойств насыщающих его жидкостей и газа, а также для
получения данных о технологическом режиме работы скважин. С этой целью используют
существующие скважины или бурят новые. Обычно скважины подземных хранилищ
периодически выполняют функции нагнетательных и эксплуатационных скважин.
На рис. 8.7 показаны схемы подземных хранилищ газа, образованных в выработанном
нефтяном пласте и в ловушке, представляющей собой верхнюю часть, т. е. купол пласта.
Максимально допустимое давление газа в подземном хранилище зависит от глубины
залегания пласта, его массы, структуры и размеров площади газоносности. Для закачки
газа в хранилища, как правило, строят компрессорные станции с давлением до 15 МПа.
Характерная особенность эксплуатации подземных хранилищ — цикличность их работы,
которая выражается в смене процессов закачки и отбора газа.
Рис. 8.7. Схемы подземных хранилищ природного газа:
а — в выработанном нефтяном пласте; б — в куполообразной ловушке в водонапорной пластовой системе;
ГНК — газонефтяной контакт; ВНК — водонефтяной контакт; ГВК — газоводяной контакт;
КС — компрессорная станция; П — потребитель; h — высота пласта или ловушки
В процессе закачки происходит заполнение пласта-коллектора и создание общего
объема газохранилища, подразделяемого на активный и буферный объемы газа. Буферный
объем — это минимально необходимое количество неизвле-каемого газа в пластовых
условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Активный объем
является оборотным, участвующим в процессе закачки и отбора. Объем буферного
остаточного газа составляет 60— 140 % рабочего (активного) газа с учетом создания в
хранилище определенного давления в конце отбора при соответствующем дебите
скважин. Газ закачивают в весенне-летний период, когда потребность в нем значительно
ниже, чем зимой. Зимой хранилища работают на отбор. Газохранилища эксплуатируют с
учетом гидрогеологических условий пласта-коллектора, запасов газа в хранилище и
190
неравномерности газопотребления системы газопроводов.
К хранилищам газа в полостях горных пород относятся такие, которые создаются в
горных выработках — в искусственно созданных шахтах, тоннелях и специально
выработанных кавернах, а также в естественных пустотах горных пород — пещерах.
Хранилища в имеющихся искусственных выработках не требуют затрат на создание
каверн, но практически используются редко из-за сложности герметизации объема и
небольшой распространенности таких выработок.
Специальные горные выработки для хранения газа создают в легко разрабатываемых, но
малопроницаемых породах, например в плотных глинах, известняке, мергеле, каменной
соли. Разработку ведут в зависимости от характера, свойства и глубины залегания породы
— механическим путем, методом взрыва или путем размыва. Наиболее широкое
применение получили хранилища в отложениях каменной соли, осуществляемых методом
размыва.
Рис. 8.8. Схема размыва каверны
комбинированным способом:
I и II — соответственно первая и
вторая стадии создания камеры;
/ — рассол; 2 — вода; 3 — защитный
экран
Существует много способов размыва каверн. Наиболее распространен комбинированный
способ с применением гидровруба, который заключается в следующем (рис. 8.8). В пласте
соли бурят скважину диаметром 250 — 300 мм. Верхнюю ее часть крепят колонной
диаметром 225 — 246 мм до зоны, подлежащей размыву, которая остается свободной. В
скважину почти до забоя спускают два ряда труб. Через первые, считая от оси скважины,
в кольцевое пространство на забой нагнетается пресная вода. Она омывает стенки незакрепленной части скважины и растворяет соль. Рассол удаляется через центральные трубы.
Второе кольцевое пространство заполнено керосином, соляровым маслом или нефтью
(нерастворителем). Нерастворитель прикрывает верхнюю часть каверны, препятствует
интенсивному растворению соли в этом месте и позволяет придать каверне нужную
форму.
Размыв начинается с создания в нижней части будущей каверны небольшой камеры —
гидровруба, которая нужна для скапливания в ней нерастворимых включений и интенсификации последующего размыва. После создания гидровруба начинается размыв каверны
191
снизу вверх; затем для формирования свода ведется размыв сверху вниз. На растворение 1
м3 соли требуется примерно 8 м3 воды. В зависимости от объема каверны меняются и
сроки размыва. При объеме полости 150 — 200 тыс. м3 размыв продолжается 3 — 4 года.
Стоимость создания каверны существенно зависит от конкретных условий и величины
емкости. Расходы, отнесенные к объему каверн, заметно снижаются с ростом давления. В
связи с этим каверны для хранения газа предпочтительней устраивать на больших
глубинах, но не превосходящих те, на которых соль из-за высоких давлений приобретает
пластичность и каверна делается неустойчивой. Эти глубины составляют 1500-2000 м.
192
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Айбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и
устойчивость. — М.г 1991.
2. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций: Учеб.
для вузов. — М.: Недра, 1985. — 288 с.
3. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. - М: Недра,
1979. - 415 с.
4. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. — М, 1973.
5. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. — М.: Недра, 1977.
6. Васильев И.П. Балластировка и закрепление трубопроводов. — М., 1984.
7. Волков Н.М., Михеев А.П., Колев К.А. Справочник работника газовой промышленности.
— М, 1989.
8. Вопросы эксплуатации и расстановки линейной арматуры, магистральных нефте- и
продуктопроводов/ Б.В. Самойлов, В.В. Постников, К.Е. Ращеп-кин и др.// ТНТО. Сер.
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — М: ВНИИОЭНГ, 1970. - 93 с.
9. Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых
месторождений. — М.: Недра, 1978.
10. Галеев В.Б,, Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефте-продуктопроводы.
— М.: Недра, 1976. — 358 с.
11. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефте-продуктопроводы.
— М.: Недра, 1988. — 296 с.
12. Галеев В.Б. Эксплуатация стальных вертикальных резервуаров в сложных условиях. —
М.: Недра, 1981. — 149 с.
13. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. - М.:
Недра, 1982. - 296 с.
14. Егерман Г.Ф., Джафаров М.Д., Никитенко Е.А. Эксплуатация линейной части
магистральных газопроводов. — М., 1968.
15. Защита металлических сооружений от подземной коррозии: Справочник/ И.В.
Стрежевский, A.M. Зиневич, К.К. Никольский и др. — М.: Недра, 1981. - 293 с.16.
Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. - М: Недра, 1985. 184 с.
17. Муравьев В.М. Спутник нефтяника. — М.: Недра, 1977.
18. Мацкий Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз.
— 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1975. — 392 с.
19. Мороз А.А., Малютин Н.А., Степанов О.А. Нефтепроводы Западной Сибири. - СПб.:
Недра, 1999. - 188 с.
20. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкций по их ремонту/
Государственный комитет СССР по обеспечению нефтепродуктами. - М: Недра, 1988. 269 с.
21. Проектирование и эксплуатация нефтебаз: Учеб. для вузов/ С.Г. Еди-гаров, А.Д.
Михайлов, В.А. Юфин и др. — М.: Недра, 1982. — 280 с.
22. Промысловые трубопроводы/ В.Д. Куликов, А.В. Шибнев, А.Е. Яковлев, В.Н.
Антипьев. - М.: Недра, 1994. - 298 с.
23. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров/ Е.И. Ди-зенко, В.Ф.
Новоселов, В.И. Тугунов и др. — М: Недра, 1978. — 197 с.
24. РД 153-39.4-035 — 99. Правила технической диагностики магистральных
нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами/ ОАО «АК Транснефть»,
ОАО ЦТД «Диаскан». - М., 1999. - 271 с.
25. РД 153-39 ТН-008 — 96. Руководство по организации эксплуатации и технологии
технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений
нефтеперекачивающих станций. — Уфа: НПТЭР, 1997.
26. РД 39-00147105-011 — 97. Табель технического оснащения служб капитального
193
ремонта магистральных нефтепроводов. — Уфа: Транстэк, 1997.
27. РД 39-00147105-015 — 98. Правила капитального ремонта магистральных
нефтепроводов. — Уфа: ИПТЭР, 1998.
28. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и газохранилищ:
Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1989. - 343 с.
29. Скугорова Л.П. Металловедение и трубопроводостроительные материалы: Учебник
для техникумов. — М.: Недра, 1987. — 224 с.
30. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. — М.: Недра, 1980.
31. Степанов О.А., Малюшин Н.А., Земенков Ю.Д. Нефть вчера, сегодня и завтра. Тюмень: ТюмГНГУ, 1994.
32. Степанов О.А., Крылов Г.В. Хранение и распределение газа: Учеб. для техникумов. —
М.: Недра, 1994.
33. СНиП 2.05.06. — 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. — М.:
Стройиздат, 1985.
34. Современные конструкции трубопроводной арматуры/ Ю.М. Коте-левский, Л.И.
Экслер, И.Г. Фукс и др. — М.: Недра, 1970. — 328 с.
35. Сооружения и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз/ Р.А. Алиев, И.В.
Березин, Л.Г. Телегин и др. - М.: Недра, 1987. - 271 с.
36. Трубопроводный транспорт нефти и газа/ Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и
др. — М., 1988.
37. Транспорт и хранение нефти и газа/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, Ф.Ф. Абузова и
др. - М.: Недра, 1975. - 248 с.
38. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации/ В.Д. Черняев,
А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин, Л.М. Бондаренко. — М.: Недра, 1990. - 232 с.39.
Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г.
Немудрое и др. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1998. - 368 с.
40. Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. — Л.: Недра, 1978. - 216 с.
41. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справ, пособие/ А.В. Громов, Н.Е.
Гузанов, Л.А. Хачикян и др. — М.: Недра, 1987. — 176 с.
42. Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов/ В.Б. Галеев, Е.М. Харламенко,
Е.М. Сощенко, Л.А. Мацкий. — М.: Недра, 1973. — 360 с.
43. Яковлев B.C. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды. — М.:
Химия, 1987. — 152 с.
44. Яковлев ЕМ. Газовые сети и газохранилища: Учеб. для вузов. — 2-е изд., перераб. и
доп. — М.: Недра, 1991.
194