§ поддержания пластового давления. При закачке в пласт достаточных объемов воды или газа пластовое давление может поддерживаться на уровне, необходимом для достижения высоких показателей разработки (например, на уровне, несколько превышающем давление насыщения нефти газом);

§ более высокой степени вытеснения нефти. Некоторые из агентов, подаваемых в пласт (растворители, ПАВ и др.), приводят к уменьшению остаточной нефтенасыщенности и способствуют тем самым повышению степени вытеснения нефти;

§ увеличения степени охвата пласта процессом вытеснения нефти. Такие технологии, как, например, закачка полимерного раствора, попеременная закачка воды и газа, закачка пен, подача в пласт тепла (закачка горячей воды или пара) или же внутрипластовая генерация тепла (внутрипластовое горение) имеют своей целью улучшение соотношения подвижности фильтрующихся в пласте нефти и воды или же нефти и газа* и, как следствие, увеличение охвата пласта процессом вытеснения.

Традиционно используемые методы добычи обычно позволяют добыть не более 45% от первоначальных запасов нефти в пласте. Таким образом, большая часть запасов оказывается неизвлеченной. Величина неизвлеченных запасов зависит от сложности геологического строения месторождения, его местоположения, стратегии его разработки и используемых методов добычи и в значительной степени определяется экономикой или уровнем рентабельности добычи. Целью применения методов увеличения нефтеотдачи является, вообще говоря, увеличение объема извлекаемых запасов, которые могут быть экономически выгодно добыты по сравнению с традиционными методами за счет увеличения охвата пласта процессом вытеснения нефти и/или за счет повышения степени вытеснения нефти из пласта.

Существуют различные классификации и многочисленные определения технологий и методов добычи. Это в особенности справедливо для методов увеличения нефтеотдачи.

Термин МУН используется в отношении технологий добычи, позволяющих повысить извлекаемые запасы по сравнению с традиционно используемыми на данный момент времени технологиями нефтеизвлечения.

Характерными чертами МУН являются закачка в пласт агентов, отличных от традиционно используемых воды и углеводородного газа, и необходимость проведения опытно-промышленных работ.

Методы увеличения нефтеотдачи включают (но не ограничиваются) следующие технологии нефтеизвлечения:

· попеременную или чередующуюся закачку воды и газа;

· физико-химические МУН (закачка полимеров, поверхностно-активных веществ, гелей, пен и т.п.);

· закачку газов, отличных от углеводородных (например, углекислого газа, азота, дымовых газов и т.п.);

· микробиологические методы увеличения нефтеотдачи;

· термические методы увеличения нефтеотдачи.

Обычно используемые методы усовершенствованной нефтеотдачи включают в себя, но не ограничиваются следующими технологиями:

— закачка воды или газа;

— дополнительное разбуривание залежи;

-- бурение горизонтальных скважин для добычи нефти из тонких пропластков или же «карманов» пласта с неизвлеченной нефтью;

-- бурение скважин большой протяженности для добычи нефти из удаленных частей пласта (эта технология обычно используется при разработке шельфовых месторождений или в условиях, при которых обустройство новой буровой площадки сопряжено с неоправданно большими затратами времени и средств);

-- усовершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа;

-- снижение устьевого давления в добывающих скважинах;

-- использование лучшей стратегии заканчивания скважин.

Как следует из определения МУН, объектами применения методов увеличения нефтеотдачи являются запасы нефти, остающиеся в пласте после применения первичных и вторичных методов добычи; так называемые трудно извлекаемые запасы нефти (тяжелая и вязкая нефть, пласты с низкой проницаемостью, залежи со сложным геологическим строением и т.д.).

В обоих случаях объектами применения МУН являются запасы нефти, которые могут быть извлечены экономически выгодно. Это означает, что объем нефти, добытой с помощью МУН, зависит от определенных условий, таких как экономические условия, политическая ситуация, уровень технологии и т.п., и не представляет собой неизменную величину, как, например, начальные геологические запасы нефти.

Очевидно, что наилучшим вариантом разработки нефтяного месторождения является вариант, позволяющий отобрать максимальный объем нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени.

Газовая залежь

В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород-коллекторов) залежи газа скважины следует располагать равномерно по площади с использованием той или иной системы расстановки. Выбор интервала перфорации в этом случае не оказывает существенного влияния на показатели разработки (рис. 34а).

В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой, рекомендуется интервал перфорации располагать как можно дальше от начального положения ВНК, т.е. в верхней части разреза (рис. 31 б).

Рис. 31-Расположение скважин по площади при разработке газовой залежи:

а -- запечатанная газовая залежь. Метод разработки -- режим газовой шапки;

б -- газовая залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки -- сочетание режима газовой шапки и водонапорного режима

Нефтяная залежь

В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение скважин должно учитывать форму залежи и водонефтяного контакта. Такое расположение скважин часто называют батарейным. Число таких батарей и количество скважин в каждой из них зависит от величины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обычно следует располагать так называемый разрезающий ряд добывающих (или нагнетательных) скважин (рис. 31 а).

В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом падения пластов, добывающие скважины обычно располагаются в нижней части структуры по равномерной трех- или четырехточечной сетке с предпочтительно низким интервалом перфорации (рис.35б).

Рис. 32-Расположение скважин по площади при разработке нефтяной залежи [4]:

а-- нефтяная залежь, подстилаемая подошвенной водой. Метод разработки-- естественный водонапорный режим; б-- запечатанная нефтяная залежь. Метод разработки -- сочетание режима растворенного газа и гравитационного режима

Такое расположение скважин обеспечивает благоприятные условия эксплуатации в силу следующих причин:

1. при снижении пластового давления ниже давления насыщения газ, первоначально растворенный в нефти, выделяется из нефти преимущественно в призабойной зоне скважин и в вышележащих частях залежи, создавая тем самым более или менее благоприятные условия добычи в условиях режима растворенного газа;

2. гравитационные силы при таком расположении скважин помогают вязкостным силам и увеличивают приток нефти к скважинам, в то время как газ, в силу проявления тех же вязкостных сил, движется вверх по восстанию пластов. В некоторых случаях такой процесс добычи приводит к образованию вторичной газовой шапки.

Осн.: 5. [146-161]

Контрольные вопросы:

1.За счет чего осуществляется добыча нефти ло внедрения вторичных и третичных методов?

2. Какие режимы пласта вы знаете?

3. Из-за чего происходит переход упругого режима пласта в упруго-водонапорный?

4.Что происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения?

5. На чем основываются МУН?

6. Что такое коэффициент охвата?

Лекция № 14. Способы эксплуатации скважин

Если подъем жидкости или смеси с забоя на дневную поверхность происходит только за счет природной энергии W_П (W_И=0), то такой способ будем называть естественно-фонтанным. Если давление на устье скважины больше давления насыщения (Р_у > Р_нас), то свободный газ в подъемнике отсутствует, а жидкость поднимается на поверхность только под действием собственной потенциальной энергии. Такой способ эксплуатации называется артезианским фонтанированием либо подъемом жидкости за счет гидростатического напора пласта. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет ограниченное распространение.

Если подъем продукции скважины на дневную поверхность происходит либо за счет природной и искусственной энергии, либо только за счет искусственной энергии, то такой способ эксплуатации называется механизированным.



Рис. 33-Классификация различных энергетических источников подъема продукции скважин и способов эксплуатации

Механизированный способ эксплуатации может осуществляться в двух вариантах:

1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию централизованно, а распределение ее между добывающими скважинами происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления.

Если при этом каждая конкретная добывающая скважина оборудована только колонной насосно-компрессорных труб (отсутствуют механические приспособления для подъема продукции скважины), указанный способ будем называть искусственно-фонтанным. Искусственно-фонтанный способ эксплуатации добывающих скважин получил довольно широкое распространение, особенно в России.

2. Искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конкретную добывающую скважину с помощью какого-либо механического, электрического или гидравлического устройства. Ввод искусственной энергии в скважину осуществляется различными способами: компримированным газом (воздухом) или специальными глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорным (газлифтным) способом эксплуатации, при втором -- с глубиннонасосным способом.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации добывающих скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии жидкости и газа с применением специального подземного (внутрискважинного) оборудования, не являющегося источником энергии. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным (внутрискважинным) газлифтом, теоретические основы подъема продукции при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница заключается в том, что для подъема продукции используется газ высокого давления, отбираемый из газоносных пропластков в данной скважине либо из отдельной газовой залежи. В этом случае отпадает необходимость использования компрессоров;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем продукции, происходит за счет природной энергии выделяющегося из нефти газа с применением специальных плунжеров. Таким образом, в общем, виде схему используемых энергетических источников для подъема продукции скважин (а, следовательно, и способов эксплуатации) можно представить, как показано на рис. 38.Совершенно очевидно, что представленная схема не претендует на абсолютную полноту, а должна рассматриваться только в качестве классификационной.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать.

Оборудование фонтанных скважин

При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использованием энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис.39) Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линия -- запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной -- закрыто.



Рис. 34-Фонтанная арматура: а -- крестовая; б -- тройниковая

Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.

В соответствии с ГОСТ 13846--74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см².

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один -- на буфере (верх ее), второй -- на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяют различные.

Газлитный способ эксплуатации

На рис.40редставлена принципиальная схема газлифтной скважины. Сущность процесса подъема продукции скважин при газлифтной эксплуатации заключается во введении в подъемник компримированного газа в объеме V_г.

Физической сущностью газлифтной эксплуатации является снижение плотности образующейся при закачке газа в подъемник газожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на приеме Р_пр оказалось достаточным для преодоления всех сопротивлений в подъемнике.

Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с технической и технологической точек зрения, в определенных условиях может оказаться экономически неэффективным. Для его реализации необходимы, как правило, посторонний источник газа и строительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подготовки газа и его распределения по добывающим скважинам.

Рис. 35-Газлифтная скважина: 1 -- добываемый газ; 2 -- закачиваемый газ

Газлифтная эксплуатация характеризуется сравнительно невысоким коэффициентом полезного действия, и, кроме того, удельный расход газа на подъем единицы продукции из скважины увеличивается (иногда существенно) при обводнении скважины. При определенной обводненности продукции удельный расход газа и низкий коэффициент полезного действия могут стать причинами экономически нерентабельной эксплуатации.

Бесштанговая эксплуатация

Эти установки относятся к классу бесштанговых, что делает их более привлекательными.

Во-первых, они предназначены для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин с достаточно большим диапазоном высоты подъема продукции. Во-вторых, привод глубинного насоса осуществляется электродвигателем, расположенным в скважине.

Питание двигателя осуществляется по силовому электрическому кабелю. Схема установки представлена на рис.41.

Рис.36.УЭЦН

Установка состоит из погружного агрегата, включающего погружной электродвигатель (ПЭД) 1, протектор 2, многоступенчатый центробежный насос 3, спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Электрический силовой кабель 5 закрепляется на трубах с помощью хомутов 6. Герметизация кабеля в устьевой арматуре осуществляется специальным сальником 7.

Наземное оборудование включает в себя кабельный барабан 8, трансформатор 9 и станцию управления 10. При необходимости установка комплектуется преобразователем частоты тока, позволяющим регулировать параметры погружного агрегата в широком диапазоне. Как погружной электродвигатель, так и погружной центробежный насос отличаются от обычных и характеризуются небольшим диаметром и значительной длиной.

Характеристики погружного центробежного насоса показаны на рис.42.

Каждый типоразмер погружного насоса предназначен для добычи из скважины определенного количества жидкости, равного оптимальной подаче насоса , соответствующей максимальному значению КПД --. Это условие требует выпуска промышленностью огромного количества типоразмеров погружных насосов, что экономически является нерентабельным.

Рис. 37-Характеристики погружного центробежного насоса

С целью расширения области работы каждою типоразмера насоса допускается его работа в определенном диапазоне по подаче (от Q₁ до Q₂) и напору (от H₁ до H₂₎, который определяется следующим образом (:

. (1)

Указанный диапазон на рис. 42 заштрихован.

На работу погружного центробежного насоса определенное влияние оказывает свободный газ, выделяющийся из нефти при снижении давления ниже давления насыщения, что приводит к изменению характеристик погружного центробежного насоса, как это показано на рис. 42.

Изменение характеристик зависит от объемного расходного газосодержания на входе в насос _. Как видно из рис. 42 увеличение резко снижает подачу, напор и КПД насоса, т.е. оказывает отрицательное воздействие на эффективность работы погружного цен центробежного насоса. С целью защиты погружного центробежного насоса от вредного влияния свободного газа на приеме насоса устанавливается специальное устройство -- насосный газосепаратор.

В настоящее время наиболее эффективным является газосепаратор МН-ГСЛ, выпускаемый в России и отвечающий мировому уровню. Рассмотренные установки обладают существенными преимуществами перед штанговыми насосными установками, главными из которых являются:

§ более высокий КПД установки;

§ высокая степень автоматизации установки

§ высокая надежность работы при низких температурах воздуха

§ достаточно широкая область применения, как по дебиту, так и по высоте подъема;

§ компактность наземного оборудования.

; ;

Как показали результаты широкомасштабного и длительного применения УЭЦН в России, этими установками могут эксплуатироваться скважины с вязкостью продукции в несколько десятков (а в отдельных случаях и несколько сотен) мПа·с.

Добыча нефти в России этими установками превышает 60% общей добычи.Установки ЭЦН являются наиболее подходящим техническим средством для эксплуатации скважин на Арктическом шельфе.

Установки винтовых насосов

Эти установки, известные как установки с насосом типа MOINEAU, представляют значительный интерес для эксплуатации скважин на шельфе.

Глубинный винтовой насос (рис.44 состоит из ротора (рис.44а) в виде простой спирали (винта) с шагом и статора (рис. 44 б) в виде двойной спирали с шагом , в два раза превышающим шаг ротора.

На рис. 44 в показана часть насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются: диаметр ротора D, длина шага статора и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости «перемещаются» как по радиусу, так и по оси. «Перемещение» полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Обычно винтовой ротор выполняется из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор изготавливается из пластического материала и располагается в корпусе. К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования. Приводы для данного насоса могут быть глубинными (погружной электродвигатель)или поверхност-ными. При использовании погружного электродвигателя агрегат спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах, а питание к электродвигателю подводится по специальному кабелю (аналогично, как в УЭЦН).

В случае использования наземного привода вращение ротору насоса передается через колонну штанг. В качестве приводного двигателя служит электродвигатель, но могут использоваться и другие двигатели.



Рис. 38. Глубинный винтовой насос: а -- ротор; б -- статор; в -- насос в сборе; 1 -- корпус насоса; 2 -- полость между статором и ротором

Обычно используются электродвигатели с фиксированной скоростью либо с изменяющейся. В качестве вариатора скорости применяют частотный преобразователь тока.

Двигатели с фиксированной скоростью используют в скважинах с хорошей продуктивностью и небольшими динамическими уровнями, в других случаях -- предпочтительнее двигатели с изменяющейся скоростью.

Установки винтовых насосов имеют широкий диапазон по параметрам: подача от 20 до 240 м³/сут, напор до 2000 м и предназначены для эксплуатации скважин с осложненными условиями:

-- вязкость нефти -- до 20 Па·с,

-- повышенное содержание механических примесей (до 1%)

-- повышенное содержание свободного газа,

-- большие отклонения скважины от вертикали (до 70%).

Кроме того, установки винтовых насосов характеризуются низкими капитальными вложениями, являются малогабаритными, имеют низкий уровень шума и достаточно высокий КПД. Эти установки являются хорошим средством добычи нефти на морских платформах.

Новые средства добычи нефти

Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов оборудования являются установки струйного насоса (СН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях промышленности, что связано с простотой их конструкции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур, высокой вязкости нефти, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.

В настоящее время основной прирост добычи нефти во многих странах идет за счет районов, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями. Совершенно естественно, что при этом существенно повышаются требования к надежности погружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин, к увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное оборудование должно работать в области повышенных температур, в условиях откачки жидкостей с высоким содержанием свободного газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из скважины вязкую и сверхвязкую жидкость. Использовать в этих условиях существующее, широко известное, оборудование не всегда представляется возможным.

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют дороги, линии электропередач и возможности бескомпрессорного газлифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин.

В настоящее время учеными и специалистами России и США созданы различные компоновки струйных насосов: с погружным силовым приводом и с поверхностным, когда силовой насос устанавливается на поверхности.

Поверхностное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в специальной емкости (установка «Econodraulic» фирмы «Dresser Industries»), либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости (фирма «Tricodraulic»). В последнем случае в компоновку поверхностного оборудования входит подпорный насос, который осуществляет рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двухрядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб). Устье скважины оборудуется 4-ходовым краном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спуске или подъеме вставного струйного насоса.

Схема и принцип действия струйного насоса

Строго говоря, струйный насос не является насосом в обычном понимании, так как он не создает избыточного напора на выходе. В струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости преобразуется в кинетическую энергию, за счет чего, в поток рабочей жидкости, подмешивав ген инжектируемый поток. Смешанный поток (рабочий и инжектируемый), проходя через камеру смешения, поступает в диффузор, где происходит преобразование кинетической энергии смешанного потока в потенциальную энергию.

Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис.45 Насос состоит из следующих основных элементов: канала подвода рабочего агента 1, активного сопла 2, канала подвода инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто называют приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.

Принцип работы струйного насоса заключается в следующем: рабочий агент при значительной потенциальной энергии подводится к соплу, где происходит преобразование потенциальной энергии в кинетическую. Струя рабочего агента, вытекающая из сопла, понижает давление в приемной камере, вследствие чего часть инжектируемой жидкости (продукция скважины) смешивается со струей рабочего агента и поступает в камеру смешения.

Рис. 39-Струйный насос

В камере смешения рабочий агент и инжектируемая жидкость перемешиваются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор. В диффузоре происходит плав-ное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для подъема на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы этого насоса, расчет его основных элементов является чрезвычайно сложным, что связано со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены практически все трудности проектирования таких насосов, и они начинают широко использоваться при эксплуатации скважин с осложненными условиями.

Осн.: 1. [93-151], 5. 185-208],

Контрольные вопросы:

1. Какие способы эксплуатации существуют на шельфе?

2. В каких вариантах осуществляется механизированный способ добычи?

3. На чем основывается работа струйного насоса?

4. За счет чего происходит подъем добычи углеводородов при фонтанном способе добычи?

5. Принцип работы тандемной установки.

6. В каких случаях применяют винтовые насосы?

7. В чем преимущества использование погружного центробежного насоса по сравнению с штанговыми насосами?

Лекция № 15. Строительство морских трубопроводов

Развитие добычи нефти и газа на многих морях привело к необходимости строительства подводных морских трубопроводов различного назначения.

Первые подводные трубопроводы на Каспий начали прокладывать с конца 40-х и начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий Каспия от берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра предопределили технику и технологию строительства трубопроводов.

Первые трубопроводы диаметром 63-114мм прокладывали методом протаскивания по дну моря с помощью буровой лебедки.

В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с киржима. Последний из указанных методов применяют и в настоящее время для прокладки внутрипромысловых трубопроводов.

Начало строительства подводных магистральных трубопроводов связано с открытием газового месторождения Южное в 60-х годах. Для транспортирования газа с этого месторождения на сушу потребовалось строительство магистрального газопровода в условиях открытого моря. Удаленность района добычи газа от берега обусловила разработку новой технологией строительства трубопроводов, по которой заготовка километровых плетей, их антикоррозионная изоляция, балластировка, оснастка транспортными понтонами производятся на береговой монтажно-сварочной площадке. При благоприятной погоде километровые плети с монтажной площадки сбрасывают в море и на плаву транспортируют в район стройтельства, где вместе с понтонами затапливают по трассе (метод свободного погружения). Отдельные плети трубопровода стыкуют на 40-тонном крановом судне, специально оборудованном для этой цели.

Для транспортировки плетей на плаву институт «Гипроморнефтегаз» разработал специальные понтоны с замковым устройством для автоматического отсоединения понтонов от трубопровода с поверхности воды без участия водолазов.

К настоящему времени по указанной технологии построены сотни километров подводных трубопроводов диаметром до 500 мм на глубинах моря до 30 м.

Практика показала, что укладка подводных трубопроводов методом свободного погружения успешно может быть применена при их строительстве буксировкой плетей на расстояние до 50- 60 км при волнении моря до двух баллов включительно.

Классификация трубопроводных систем

По трубопроводным системам различных морских сооружений транспортируются десятки рабочих сред, необходимых для нормальной эксплуатации этих сооружений и всевозможного оборудования В качестве материалов для изготовления трубопроводов в зависимости от вида транспортируемых рабочих сред и их разрушающей активности применяют углеродистые и нержавеющие стали, чугун, медь и ее сплавы, алюминий и его сплавы, титан, стеклопластик и полиэтилен и другие материалы. Кроме труб трубопроводные системы включают различные трубопроводные элементы, судовую арматуру, приводы, механизмы, аппараты, цистерны, резервуары, приборы, средства автоматики и другое оборудование.

В гражданском строительстве трубопроводные системы принято классифицировать по роду перекачиваемой рабочей среды и в зависимости от этого различают водопроводы, нефтепроводы, газопроводы, аммиакопроводы и т. п.

После извлечения продукта из земли, он должен транспортироваться с моря на берег. Одновременно с монтажом добывающего оборудования, трубоукладочные баржи и бригады занимаются укладкой трубопровода для транспортировки нефти и газа от платформы до места назначения. (рис 48.

Рис.40-Трубоукладочная баржа

Длина этих барж может доходить до 150 метров, а укладываемые ими трубы - до 1525 мм в диаметре. Трубы обычно поставляются длиной 12 метров, и могут быть покрыты бетоном для утяжеления. Трубы привариваются друг к другу вдоль линии сборки, проходящей по длине баржи. Вдоль этой линии расположен ряд сварочных постов, где работают высококвалифицированные сварщики на высокоэффективных сварочных машинах.

По мере перемещения каждой следующей трубы на сварочный участок, она становится частью трубопровода, который проходит через корму баржи ко дну моря, и, наконец, к терминалу, находящемуся на расстоянии в несколько сотен миль. Со сварочного участка трубопровод перемещается на участок рентгеноскопии, где каждый новый сварной шов проверяется на наличие дефектов в соединении. Если дефектов не обнаружено, сварной шов покрывается антикоррозийной изоляцией.

По мере увеличения длины трубопровода баржа перемешается вперед, каждый раз на несколько метров. После каждого перемещения баржи новый участок трубопровода, приваренный, подвергнутый рентгеноскопии и заизолированный, спускается с кормы в воду, вниз по наклонной площадке, называемой стингером. Стингер поддерживает трубу до некоторого расстояния под водой и направляет ее под небольшим углом на морское дно.

По мере движения трубоукладочной баржи, она тянет за собой плуг, который роет траншею на морском дне. Трубопровод укладывается в траншею, где он будет защищен от повреждения путем естественной замывки или засыпки. Морские течения перемещают песок, вырываемый плугом, обратно в траншею, покрывая трубопровод.

В процессе укладки труб водолазы постоянно инспектируют стингер и трубопровод. Они следят за отсутствием препятствий на морском дне, правильной укладкой трубопровода и надлежащим положением стингера.

Затем, после завершения прокладки трубопровода к платформе, водолазы подсоединяют его к стояку, участку трубопровода, который поднимается с морского дна к палубе и крепится к конструкции.

До эксплуатации трубопровода он должен быть спрессован и проверен на плотность. Аналогично, все оборудование на палубе, трубопровод и проводка, клапаны и переключатели, насосы и системы, извлекающие сырую нефть из земли, очищающие ее и проталкивающие ее в сторону берега, должны быть многократно испытаны, чтобы убедиться в безотказной работе и отсутствии опасности для человека или окружающей среды.

Позже укладка глубоководных трубопроводов была выполнена по новой технологии, сущность которой заключается в том, что для регулирования напряжения в трубопроводе в процессе его погружения на дно моря были применены разгружающие понтоны взамен направляющего устройства- стингера. Это позволило значительно уменьшить изгиб трубопровода и тем самым обеспечить безаварийную его укладку в жестких гидрометеорологических условиях.

Трубопроводы могут быть проложены в различные места. Одни ведут к морским сборочным станциям, где нефть и газ подвергаются дальнейшему разделению, направляются обратно в трубопровод и к берегу для дополнительной переработки.

Другие трубопроводы заканчиваются на берегу в больших нефтебазах, где жидкие углеводороды хранятся для последующего распределения по нефтеперерабатывающим заводам. Углеводороды могут транспортироваться по подземному трубопроводу прямо на нефтеперерабатывающий завод, или к морскому терминалу для погрузки на танкеры, направляющиеся в другие части света.

Несколько танкеров могут загружаться и разгружаться с многопричального терминала, или один танкер может загружаться и разгружаться в системе с заякориванием буя.

Многопричальные терминалы находятся в зонах, укрытых от суровой погоды. Они погружают или разгружают нефтепродукты с помощью гигантских стрел, спроектированных с целью компенсации перемещения судна, вызванного приливами и отливами или меняющейся нагрузкой.

При системе с заякориванием буя танкер соединяется шлангами крупного диаметра с шарнирным соединением. Свободное перемещение соединения обеспечивает возможность загрузки нефти независимо от перемещения судна вследствие течений и волн.

С танкеров или береговых нефтебаз, сырая нефть и природный газ поступают на береговой завод, где они перерабатываются в продукты для нефтяной, газовой и химической промышленности. На этих заводах углеводороды становятся ингредиентами для многочисленных продуктов, с которыми мы ежедневно соприкасаемся. Они превращаются в бензин и моторное масло, в синтетические ткани и пластмассы, в асфальт и другие промышленные продукты, и в топливо для промышленности и наших домов.

Осн.: 1. [263-269], 5. [469-473]

Контрольные вопросы:

1. Как впервые прокладывали трубопроводы?

2. Что производятся на береговой монтажно-сварочной площадке?

4. Что используют для укладки трубопроводов?

5. Что такое стингер и для чего он служит?.

6. Каковы требования к изготовлениям трубопроводов?

7. Какие новые технологии были выполнены для регулирования напряжения в трубопроводе?



Основная литература

1. Сулейманов А.Б. и др. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. М. Недра 1986 г.

2. В.Ф. Соколов и др. Морские инженерные сооружения. С.-Петербург «Судостроение»,2003 г.

3. Скрыпник С.Г. Техника для бурение нефтяных и газовых скважин на море. М. Недра, 1982г.

4. Гусейнов Т.И., Алекперов Р.Э. Охрана природы при освоений морских нефтегазовых месторождений М. Недра, 1989 г.

5. А.Б. Золотухин, О.Т. Гудместад, А.И. Ермаков и др. «Основы разработки шельфовых и нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике» - М.: ГУБ Изд-во «Нефть и газ»,2000г.-770с.

6. И.Т.Мищенко, В.А. Сахаров и т.д. Сборник задач по технологии и технике добычи. М: Недра, 1984 г.

Дополнительная литература

7. Гусейнов Ч.С., Иванец В.К., Иванец Д.В. Обустройство морских нефтегазовых месторождений. - М.: ГУБ Изд-во «Нефть и газ»,2003г

8. Мицевич В.И. и др. Разведка и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений.

9. З.Капустин Х.Я. Строительство морских трубопроводов М. Недра, 1982 г.

10. Кулиев Н.П. Основные вопросы строительство нефтяных скважин в море. Баку. Азернефть, 1958 г.

11. Никитин Б.А. и др. Расчет устойчивости морских нефтегазопромысловых инженерных сооружений гравитационного типа, РГУ им. И.М. Губкина, 2005 г.

12. Юрчук А.М., Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.Недра,1979г.

Размещено на Allbest.ru