Основы нефтеного и газового дела

При компрессорном способе  в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной  добычи нефти следующий (рис. 7.14). При  закачке газа в скважину нефть  сначала полностью вытесняется  в подъемную трубу. После этого  в подъемную трубу проникает  закачиваемый газ. Он смешивается с  нефтью, в результате чего плотность  смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти  между трубами 1 и 3, столб смеси  в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает  поверхности земли и поступает  в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой  газ под давлением закачивается в скважину различают два способа  компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и  эрлифт (рабочий агент -воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин  являются:

1) отсутствие подвижных  и быстроизнашивающихся деталей  (что позволяет эксплуатировать  скважины с высоким содержанием  песка);

2)  доступность оборудования  для обслуживания и ремонта  (поскольку все оно размещается  на поверхности земли);

3) простота регулирования  дебита скважин. Однако у способа  имеются и недостатки:

1) высокие капитальные  вложения на строительство мощных  компрессорных станций и разветвленной  сети газопроводов;

2)  низкий к.п.д. газлифтного  подъемника и системы «компрессор-скважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

Системы сбора нефти на промыслах

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 7.29) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ШЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1)  при увеличении дебита  скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;

2) для предотвращения  образования газовых скоплений  в трубопроводах требуется глубокая  дегазация нефти;

3)  из-за низких скоростей  движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в  настоящее время существует только на старых промыслах.

 

Рис. 7.29. Принципиальная схема  самотечной двухтрубной системы  сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор  l-.й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары;

7 - насос; 8 - нефтепровод;  УСП - участковый сборный пункт;  ЦСП -

центральный сборный пункт

Рис. 7.30. Принципиальная схема  высоконапорной однотрубной системы  сбора:

1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Рис. 7.31. Принципиальная схема  напорной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор  1-й ступени; 3 - регулятор давления  типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефюнривид, 7 - сепаратор 2-й

ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция

Высоконапорная  однотрубная система сбора (рис. 7.30) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет  отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести  операции по сепарации нефти на центральные  сборные пункты. Благодаря этому  достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость  строительства насосных и компрессорных  станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного  нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового  расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа  циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная  система сбора может быть применена  только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

Напорная система  сбора (рис. 7.31), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы  сбора позволяет:

-  сконцентрировать на  ДСП оборудование по подготовке  нефти, газа и воды для группы  промыслов, расположенных в радиусе  100 км;

-  применять для этих  целей более высокопроизводительное  оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

-  снизить капиталовложения  и металлоемкость системы сбора,  благодаря отказу от строительства  на территории промысла компрессорных  станций и газопроводов для  транспортировки нефтяного газа  низкого давления;

-  увеличить пропускную  способность нефтепроводов   и  уменьшить затраты мощности на  перекачку вследствие уменьшения  вязкости нефти, содержащей растворенный  газ.

Недостатком напорной системы  сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование  нефти и воды с месторождений  до ЦСП и, соответственно, большой  расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования  очищенной пластовой воды до месторождений  для использования ее в системе  поддержания пластового давления.

В настоящее время в  развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

 

4. транспортировка нефти и газа

Водный  транспорт

Широкое применение водного  транспорта в нашей стране предопределено тем, что по протяженности водных путей Россия занимает первое место  в мире. Длина береговой морской  линии России, включая острова, составляет около 100 тыс. км. В нашей стране свыше 600 крупных и средних озер, а  суммарная протяженность рек  составляет около 3 млн. км. Каналы имени  Москвы, Волго-Донской, Беломорско-Балтийский и Волго-Балтийский связывают водные пути Европейской части России и порты Балтийского, Белого, Каспийского, Азовского и Черного морей.

Для перевозки нефтегрузов  используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.

Различают следующие типы нефтеналивных судов:

1) танкеры морские и  речные;

2) баржи морские (лихтеры)  и речные.

Танкер - это самоходное судно, корпус которого системой продольных и поперечных переборок разделен на отсеки. Различают носовой (форпик), кормовой (ахтерпик) и грузовые отсеки (танки). Для предотвращения попадания паров нефти и нефтепродуктов в хозяйственные и машинное отделения грузовые танки отделены от носового и кормового отсеков специальными глухими отсеками (коффердамами). Для сбора продуктов испарения нефтегрузов и регулирования давления в танках на палубе танкера устроена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами.

Все грузовые танки соединены между собой трубопроводами, проходящими от насосного отделения по днищу танка. Кроме того, они оборудуются подогревателями, установками для вентиляции и пропаривания танков, средствами пожаротушения и др.

Речные танкеры в отличие от морских имеют относительно небольшую грузоподъемность.

Баржи отличаются от танкеров тем, что не имеют собственных насосов.

Морские баржи (лихтеры) обычно служат для перевозок нефти и нефтепродуктов когда танкеры не могут подойти непосредственно к причалам для погрузки-выгрузки. Их грузоподъемность составляет 10000 т и более.

Речные баржи служат для перевозки нефтепродуктов по внутренним водным путям. Поэтому их корпус менее прочен, чем у морских барж. Они бывают самоходными и несамоходными. Последние перемещаются буксирами.

Достоинствами водного транспорта являются:

1) относительная дешевизна  перевозок;

2) неограниченная пропускная  способность водных путей (особенно  морских);

3) возможность завоза  нефтепродуктов в отдаленные  районы страны, не связанные железной  дорогой с НПЗ.

К недостаткам водного  транспорта относятся:

1) сезонность перевозок  по речным и частично морским  путям, что вызывает необходимость  создавать большие запасы нефтегрузов;

2) медленное продвижение  грузов (особенно вверх по течению  рек);

3) невозможность полностью  использовать тоннаж судов при  необходимости переброски специальных  нефтепродуктов в небольших количествах;

4) порожние рейсы судов  в обратном направлении.

Автомобильный транспорт

Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородных жидкостей. В нашей стране его применяют  для транспортирования нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов.

Автомобильный транспорт  используется для завоза нефтегрузов  потребителям, удаленным на небольшое  расстояние от источников снабжения (наливных пунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружаются нефтепродукты с нефтебаз в автохозяйства, на автозаправочные станции и сельские склады горючего.

Автоперевозки нефтегрузов  осуществляются в таре (нефтепродукты - в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные  углеводородные газы - в баллонах), а  также в автомобильных цистерна.

Автомобильные цистерны классифицируют:

- по типу базового шасси: автомобили-цистерны, полуприцепы-цистерны, прицепы-цистерны;

- по виду транспортируемого продукта: для топлив, для масел, для мазутов, для битумов, для сжиженных газов;

- по вместимости: малой (до 2 т); средней (2...5 т); большой (5. .15т); особо большой (более 15т).

Достоинствами автомобильного транспорта нефтегрузов являются:

1) большая маневренность;

2) быстрота доставки;

3) возможность завоза  грузов в пункты, значительно удаленные от водных путей или железной дороги;

4) всесезонность.

К его недостаткам относятся:

1) ограниченная вместимость  цистерн;

2) относительно высокая  стоимость перевозок;

3) наличие порожних обратных  пробегов автоцистерн;

4) значительный расход  топлива на собственные нужды.

Трубопроводный транспорт

В зависимости от вида транспортируемого  продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для  транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и  тех же элементов (на примере нефтепровода (рис.5)):