ОБЪЕДИНЕННЫЙ. 5. бурение и эксплуатация скважин способы бурения скважин
 Скачать 436.06 Kb.
|
|
6.2. Разработка газовых месторождений Газовые месторождения могу работать в газовом и водонапорном режимах. Как правило, они разрабатываются в газо-водонапорном режиме. В этом случае газ в пласте подвигается в результате его расширения и действия напора воды. Водонапорный режим обычно проявляется не сразу, а после отбора 20-50% запасов газа. Поступление воды отстает от отбора газа, что приводит к постепенному падению пластового давления. При эксплуатации газоконденсатных месторождений для повышения количества добываемого с газом конденсата используется обратная закачка в пласт сухого газа (сайклинг - процесс), воздуха или воды. Коэффициент газоотдачи для газовых месторождений может достигать 0.97, При неблагоприятных условиях он может снизиться до 0.7 - 0.8. 8. СБОР И ПОДГОТОВКА ГАЗА 8.1. Сбор и транспорт газа Газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе достаточно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компоненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную коррозию труб и газоиспользующего оборудования (сероводород, окись углерода и др.). Как и в случае нефтяных промыслов, добываемый газ отдельных скважин транспортируется внутри промыслов на десятки километров до централизованных пунктов подготовки газа УКПГ (рис. 8.1). Газ группы скважин по газосборным коллекторам поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки осушенный и очищенный газ головной компрессорной станцией (ГКС) подается в магистральный газопровод 4. Для обеспечения оптимальных условий и дальнейшего его транспорта газ должен поступать на УКПГ с давлением не ниже 4-6 МПа, в зависимости от рабочего давления МГ (5.45 или 7.35 МПа). В начальный период разработки месторождения это давление обеспечивается высоким давлением газа в пласте. По мере отбора газа пластовое давление снижается и наступает период, когда пластового давления недостаточно для обеспечения минимального давления перед УКПГ. С этого момента должна вступить в работу дожимная компрессорная станция (ДКС). Помимо повышения давления на ДКС производится отделение жидкости от газа.  4  Рис. 8.1. Схема сбора и транспорта газа 1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 - МГ, 5 - КП Конденсат, полученный на УКПГ и ДНС, содержит в своем составе большое количество легких углеводородов (этан, метан). Для отделения и утилизации этих фракций конденсат направляется на завод стабилизации конденсата (ЗСК). Стабилизированный конденсат закачивается головной насосной станцией (ГНС) в конденсатопровод 5. Часть газа перерабатывается в нефтепродукты на заводе переработки конденсата (ЗПК). 8.2. Подготовка газа В соответствии с ГОСТ к газу предъявляются следующие требования: - точка росы: летом - 0-150 С, зимой - -5 - -250 С; - содержание сероводорода - не более 20 мг/м3; - содержание окиси углерода - не более 2 мг/м3; - содержание кислорода - не более 1%; - содержание механических примесей - не более 1мг/м3. Очистка газа от механических примесей происходит попутно с очисткой от жидких компонентов в сепараторах (каплеуловителях). Для осушки и очистки от вредных примесей используется три способа обработки газа: 1) низкотемпературная сепарация - температура газа снижается за счет дросселирования газа, расширения в детандерах, охлаждения газа хладоносителями (вода, воздух, сжиженный газ); 2) абсорбция - осушка и очистка газа жидкими абсорбентами (гликоли, масла, моноэтаноламин); 3) адсорбция - осушка газа твердыми адсорбентами (селикогель, активированный уголь). 8.3. Низкотемпературная сепарация (НТС) Снижение температуры газа приводит к конденсации части воды и тяжелых углеводородов. Капельная жидкость затем отделяется достаточно просто в сепараторах (рис. 8.2). Основным источником холода, подтолкнувшим к созданию НТС, является высокое пластовое давление газа. При дросселировании газа на 1МПа его температура снижается на 3-50 С. Значительно более высокий эффект получается при расширении газа в детандерных машинах. При этом детандеры могут быть приводами компрессоров или электрических генераторов, что позволяет утилизировать высокую пластовую энергию газа. При низком пластовом давлении или для предварительного охлаждения газа используют относительно низкую температуру воды и воздуха, особенно в зимний период.  Рис. 8.2. Схема НТС 1 – каплеотделитель, 2 – конденсатосборник, 3 – холодильник, 4 – дроссельная шайба, 5 - низкотемпературный сепаратор, 6 – пароподогреватель, 7 - регенерационная установка Иногда может быть экономически целесообразным охлаждение газа с использованием специальных установок. Наибольшее распространение получили парокомпрессорные холодильные установки. В этом случае хладоносителем является пропан - бутановая смесь. Газ поступает на каплеотделитель (циклонный сепаратор) 1. Из каплеотделителя жидкость направляется в конденсатосборник 2, где разделяется на воду и конденсат, а газ поступает в холодильник 3, где он охлаждается встречным потоком очищенного газа. Затем газ дополнительно охлаждается в дроссельной шайбе 4. Так как при низкой температуре газа могут образоваться гидраты, перед холодильниками в него вводят диэтиленгликоль (ДЭГ). Сконденсировавшаяся жидкость отделяется от газа в следующем каплеотделителе. Газ, пройдя еще один холодильник, поступает в низкотемпературный сепаратор 5(вертикальный жалюзийный сепаратор с тангенциальным вводом). Конденсат из конденсатосборников направляется на завод стабилизации конденсата. Вода, отделенная в конденсатосборниках, содержит в своем составе ДЭГ. Для удешевления процесса НТС ДЭГ регенерируется и вновь вводится в поток газа. С этой целью вода подогревается в пароподогревателе 6 до температуры порядка 1050 С. При этом она переходит в пар и отделяется от жидкого ДЭГ в регенерационной установке 7. 8.4. Газовые сепараторы Для очистки газа от капельной жидкости и механических примесей на промыслах используются сепараторы. Большие объемы газа и большая разница плотностей благоприятствуют использованию центробежных сил для интенсификации процесса сепарации. Характерными для промыслов являются циклонные сепараторы (каплеотделители) и жалюзийные. В циклонном сепараторе газ вводится в цилиндрическую часть циклона 2 (рис. 8.3) по касательной. В результате вращения жидкость и механические частицы отбрасываются центробежными силами к корпусу циклона и по стенкам цилиндра и конуса опускаются в отстойную часть сепаратора. Очищенный газ по центральной трубе циклона выходит в верхнюю часть и по выходному патрубку 4 покидает сепаратор. Циклоны сепараторов этого типа имеют диаметр от 80 до 250 мм. При рабочем давлении от 1.6 до 25 МПа пропускная способность сепараторов составляет от 1 до 4000 тыс. м3 газа в сутки. 4  Рис. 8.3. Схема циклонного сепаратора 1 - корпус сепаратора, 2 – циклон, 3 - входной патрубок, 4 - выходной патрубок Достаточно широко при подготовке газа используются гравитационные вертикальные сепараторы с тангенциальным вводом. Для повышения эффективности работы сепараторов на выходе из них устанавливаются жалюзийные насадки. Такие сепараторы получили название жалюзийных (рис. 8.4).  Рис. 8.4. Схема вертикального жалюзийного сепаратора 1 - патрубок входа газа, 2 – патрубок выхода газа, 3 – патрубок слива конденсата, 4 - кольцевой жалоб, 5 - жалюзийная насадка, 6 - дренажные трубки Газ, введенный тангенциально в кольцевой желоб 4, получает вращательное движение, и частицы жидкости и механических примесей центробежными силами отбрасываются к стенкам и опускаются вниз. Газ по центральной части сепаратора поднимается вверх и, пройдя доочистку в жалюзийной насадке 5, покидает сепаратор через выходной патрубок 2. Вертикальные сепараторы изготавливаются диаметром от 400 до 1600 мм и высотой от 2.5 до 5 метров. Пропускная способность сепараторов составляет от 20 до 1000 тыс. м3 в сутки при рабочем давлении от 0.6 до 16 МПа. 8.5. Абсорбционная осушка газа Очищенный от капельной жидкости газ содержит в своем составе достаточно большое количество воды в виде пара. В зависимости от требуемой глубины осушки и условий работы промысла используется абсорбционная или адсорбционная осушка газа. Абсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды всей массой поглощающего тела - абсорбента. В качестве абсорбентов широко применяются гликоли: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). В настоящее время в основном используется ДЭГ (рис. 8.5).  3 Рис. 8.5 Схема абсорбционной осушки газа 1 – абсорбер, 2 – десорбер, 3 – холодильник, 4 – теплообменник, 5 - выветриватель, 6 - насос ДЭГ - бесцветная жидкость с плотностью 1125 кг/м3 и температурой кипения при атмосферном давлении 244.50 С. С водой смешивается в любых соотношениях. Процесс осушки осуществляется в абсорбере 1 - вертикальном цилиндрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обеспечивающие контакт газа с ДЭГ. ДЭГ, стекая по тарелкам вниз, насыщается водой от встречного потока газа. “Бедный“ раствор ДЭГ подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком отрегенерированного ДЭГ и после выветривания направляется в десорбер, где он нагревается паром до температуры выше 1000 С. Пары воды выходят через верх десорбера. Отрегенерированный ДЭГ из нижней части десорбера охлаждается последовательно в теплообменнике 4 и в холодильнике 3 и направляется вновь в абсорбер. Объемная производительность ДЭГ зависит от объемной производительности газа, его влажности и изменения концентрации ДЭГ. Концентрация ДЭГ меняется от 0,98-0,99 на входе в абсорбер до 0,95- 0,96 на выходе. Аналогичным образом происходит очистка газа от вредных примесей сернистых и углеродистых соединений. В этом случае в качестве абсорбентов используются моноэтаноламины. 8.6. Адсорбционная осушка газа Адсорбцией называется поглощение вещества из окружающей среды поверхностным слоем тела - адсорбента. В настоящее время на промыслах Тюменской области в основном используется адсорбционная осушка, что объясняется следующими преимуществами этого способа: - возможность получения точки росы до -500 С; - глубина осушки мало зависит от давления и температуры газа; - относительная простота аппаратуры и малые эксплуатационные затраты. К недостаткам адсорбционного метода можно отнести большие потери давления в ходе осушки, относительно высокие затраты тепла и постепенное истирание адсорбента. В качестве адсорбента используют силикагель, бокситы и цеолиты. Основной поток газа, очищенный от жидкости в сепараторе 1 (рис.8.6), проходит через адсорбер 2 и осушенный направляется в магистральный газопровод. Часть газа направляется в подогреватель 4, где его температура повышается до 2000 С, и далее в десорбер 3, где он осушает (регенерирует) адсорбент, и насыщенный водой - в холодильник 5. При снижении температуры происходит конденсация воды, которая затем отделяется в сепараторе 6. Очищенный от капельной жидкости газ направляется на осушку в адсорбер. Адсорбер и десорбер представляют собой сосуды, частично заполненные адсорбентом и поочередно работающие в режиме и адсорбции и десорбции.  Рис. 8.6. Схема адсорбционной осушки газа 1 – сепаратор, 2 – адсорбер, 3 – десорбер, 4 – подогреватель, 5 – холодильник, 6 - сепаратор В Тюменской области используются адсорбционные установки пропускной способностью 24 млн. м3 газа в сутки, состоящие из 4х цехов по 6 млн. м3/сут каждый. Весь период работы установки разбит на три цикла: адсорбция (35-12 часов), десорбция (20-8 часов), охлаждение (6-4 часа). Срок службы одной загрузки селикагелем составляет 2 года. 7. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ 7.1. Сбор и транспорт нефти Нефть, добытую из месторождения, необходимо доставить на нефтепереработку. При этом качество нефти должно соответствовать определенным требованиям. Так, содержание воды в нефти должно составлять 0.5-1.0%, содержание солей 100-300 г/м3, механических примесей не более 0.05%. Давление насыщенных паров нефти не должно превышать 66650 Па. Поступающая на поверхность из скважин нефтяного месторождения продукция содержит помимо нефти в больших количествах воду и попутный газ. В начальный период эксплуатации месторождения добываемая жидкая фаза состоит практически из одной нефти, в последние годы эксплуатации она на 70-90% состоит из воды. Следовательно, чтобы обеспечить требуемое качество товарной нефти, она должна быть соответствующим образом подготовлена. Подготовка нефти включает: разгазирование (стабилизацию), обезвоживание и обессоливание. К системам сбора и подготовки предъявляются следующие требования: - высокая экономичность; - отсутствие потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки; - возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; - возможность автоматизации и телемеханизации всей системы; - высокая надежность функционирования. Так как экономически нецелесообразно производить подготовку нефти у устья каждой скважины, то продукция скважин по сборным коллекторам подается на групповые пункты. Каждому процессу подготовки соответствует различная степень обобщения продукции скважин. Таким образом, продукцию скважин в процессе сбора транспортируют на десятки километров. На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после сепарации движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, сырая нефть поступает в резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5%). Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 7.1). В этом случае в резервуары нефть попадает только после полной ее стабилизации, подготовленная к транспорту на нефтеперерабатывающие предприятия. Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1.0-1.5 МПа на устье скважин до 0.7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0.3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание.                      1 2 3 4 5  ГПЗ АЗГУ АЗГУ ДНС УКПН РП АЗГУ 6 УПВ Рис. 7.1. Схема сбора и транспорта нефти 1- скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный коллектор, 5 – нефтесборный коллектор, 6 - водопровод Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПН), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и “сухой” газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям. 7.2. АЗГУ и ДНС Продукция скважин по выкидным линиям (рис. 7.2) поступает на АЗГУ. Здесь автоматически, поочередно по заранее заданной программе, продукция каждой скважины направляется на гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время поступает сразу в газосборный коллектор. Для фонтанной эксплуатации скважины в нее спускается еще одна колонна труб, получивших название фонтанных (подъемных). При механизированной эксплуатации скважины они будут модифицированы в насосно-компрессорные трубы. Подъемные трубы подвешиваются на устье скважины к трубной головке, установленной на пьедестале колонной головки (рис. 5.5).  Рис. 7.2. Схема АЗГУ и ДНС 1- выкидные линии скважин, 2 - сборный коллектор, 3 – гидроциклонный сепара- тор, 4 – турбинный расходомер, 5 – влагомер, 6 – диафрагменный расходомер, 7 – сепаратор первой ступени, 8 - насос После измерения количества жидкость и газ смешиваются вновь и направляются в сборный коллектор 2 и по нему на ДНС. На ДНС происходит первая ступень сепарации нефти при давлении 0.3-0.4 МПа. В качестве сепаратора первой ступени 7 широко используется горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа. Жидкость и растворенный в ней газ направляются по нефтесборному коллектору на ЦПС, а отсепарированый газ на ГПЗ. 7.3. Центральный пункт сбора На ЦПС происходит стабилизация, обезвоживание и обессоливание нефти (рис. 7.3). Газонасыщенные нефть и вода поступают на концевое совмещенное сепарационное устройство (КССУ), где происходит вторая ступень сепарации и разделение на нефть, газ и воду. Газ под собственным давлением направляется на ГПЗ. Вода подается на установку подготовки 11 для закачки в пласт. Нефть с остатками воды и газа насосом 3 направляется на дальнейшую обработку. Для интенсификации разрушения эмульсии в КССУ может подаваться подогретая вода с деэмульгатором с выхода отстойника 6.  Рис. 7.3. Схема ЦПС 1- КССУ, 2 – регулятор давления, 3 – насос, 4 – смеситель, 5 – печь, 6 - отстойник 7 - вакуумный сепаратор, 8 – резервуары, 9- циклонный сепаратор, 10- Вакуумный компрессор, 11- установка подготовки воды Для вывода солей из нефти и разрушения эмульсии в нее через смеситель 4 вводится дополнительное количество воды с деэмульгатором. Так как нефть с водой долго находились в трубопроводе, то образовавшаяся эмульсия имеет высокую стойкость, и ее разрушение при обычных температурах затруднено. Для интенсификации процесса отделения воды нефть подогревается в печах 5 до температуры 40-600С. Если простым отстоем нефти не удается получить нефть с заданным содержанием воды и солей, то дополнительно устанавливается еще электродегидратор. Доведенная до кондиции по воде и солям нефть окончательно стабилизируется в вакуумном сепараторе 7 и поступает в резервуарный парк 8. Выделяющиеся в вакуумном сепараторе пары вакуумным компрессором 10 прокачиваются через циклонный сепаратор 9, где разделяются на жидкую и газовую фазы. 7.4. Сепараторы нефти и газа В основе всего процесса подготовки нефти лежит процесс сепарации. Сепараторы, применяемые на нефтяных промыслах, подразделяются на следующие группы: - по геометрической форме и положению (цилиндрические, сферические, горизонтальные, вертикальные, наклонные); -по принципу действия (гравитационные, инерционные, центробежные); -по рабочему давлению (высокого - 6.4 МПа, среднего - 2.5 МПа, низкого - 0.6 МПа). Вертикальные сепараторы имеют то преимущество, что в них легко регулировать уровень жидкости и просто производить очистку. Поэтому их рекомендуется использовать, когда в продукции скважин повышенное содержание песка. Производительность по газу горизонтальных сепараторов выше, чем вертикальных, поскольку площадь их поперечного сечения в несколько раз больше. Их намного проще монтировать и обслуживать, но они требуют большой площади под установку. Последнее может иметь решающее значение при ограниченности удобных площадок для строительства ЦПС. Использование сферических сепараторов ограничивается сложностью их изготовления и монтажа. В качестве примера рассмотрим работу вертикального сепаратора (рис. 7.4). Для равномерного распределения продукции скважин и создания благоприятных условий отделения газа от жидкости патрубок ввода заканчивается раздаточным коллектором 2. Основная часть газа отделяется сразу после выхода из коллектора. Оставшийся газ в виде пузырьков уносится жидкостью. Течение жидкости тонким слоем по наклонным плоскостям 5 создает хорошие условия для выделения пузырьков газа. Она собирается в нижней части сепаратора, где и происходит окончательная сепарация. Уровень жидкости поддерживается автоматически регулятором уровня 7. При интенсивном выделении газ уносит с собой мельчайшие частицы жидкости. Для улавливания этой жидкости в верхней части сепаратора установлен жалюзийный каплеуловитель 4. Уловленная жидкость стекает вниз по дренажным трубкам 9. Для поддержания в сепараторе заданного давления на выходе газа устанавливается регулятор давления “до себя” 3. Исключить унос капель жидкости и пузырьков газа невозможно. Согласно уравнению Стокса, при прочих равных условиях, скорость движения капель и пузырьков зависит от их диаметра. Требуемую эффективность сепарации можно задать максимальным диаметром уносимых частиц. Тогда пропускную способность сепаратора для жидкости можно представить следующим уравнением:   Рис. 7.4. Схема вертикального сепаратора 1 - ввод продукции скважин, 2 – раздаточный коллектор, 3 – регулятор давления, 4 – жалюзийный каплеуловитель, 5 – наклонные плоскости, 6 - поплавок регулятора уровня, 7 - регулятор уровня, 8 - сброс грязи, 9 - дренажные трубки  , (7.1)где QН - пропускная способность сепаратора по жидкости,м3/с; F - площадь поперечного сечения сепаратора,м2;  - плотность жидкой фазы, кг/м3: - плотность газа при давлении и температуре сепарации, кг/м3; - динамическая вязкость жидкой фазы, Пас;dГ - минимальный диаметр отсепарированных пузырьков газа, м. Практика эксплуатации гравитационных сепараторов показала, что выносимые частицы должны иметь диаметр более 10-4 м. Для газа это обеспечивается при скорости течения V0 = 0.1м/с при давлении P= 5.87МПа и Т=293К. Скорость V0 принимается оптимальной с учетом условий работы сепаратора. Для других давлений она определяется зависимостью  , (7.2)где Vоп - оптимальная скорость течения газа при давлении P, м/с; P - рабочее давление сепаратора, МПа. С учетом (7.2) для газа получается  , (7.3)где Qг - пропускная способность по газу, приведенная к стандартным условиям, м3/с; T - рабочая температура, К;  - коэффициент сжимаемости газа при рабочих условиях.При выборе диаметра сепаратора или их количества заданного диаметра должны удовлетворяться условия (7.1) и (7.3). Используемые в настоящее время вертикальные сепараторы имеют диаметр 0.4-1.6 м. Высота сепаратора в 4-6 раз больше его диаметра. В условиях АЗГУ сепарация продукции скважин производится только для учета добываемого количества нефти, газа и воды и в этом случае основным требованием к сепаратору является высокая пропускная способность. Этому условию наилучшим образом соответствует гидроциклонный двухемкостной сепаратор, совмещающий в себе центробежный и горизонтальный гравитационный сепараторы (рис. 7.5).  Продукция вводится в сепаратор через гидроциклонную головку 1 тангенциально, что придает ей вращательное движение. За счет центробежных сил жидкость отбрасывается к стенкам головки, а газ идет по центральной части. Направляющий козырек 2 обеспечивает раздельный ввод в верхнюю емкость жидкости и газа. Далее сепаратор работает аналогично вертикальному сепаратору.Площадь поперечного сечения гидроциклонной головки определяется рекомендуемой скоростью течения  , (7.4)где f - площадь поперечного сечения гидроциклонного сепаратора, м2; Q - производительность продукции скважин, м3/с; V - рекомендуемая скорость, 15-20 м/с.  Рис. 7.5. Схема гидроциклонного сепаратора 1 - гидроциклонная головка, 2 – направляющий козырек, 3 – наклонные плоскости, 4 – уголковый каплеуловитель, 5 – жалюзийный каплеуловитель, 6 - разбрызгиватель, 7 - успокоитель уровня, 8 - поплавок уровнемера, 9 - регулятор уровня. К ДНС продукция скважин приходит при давлениях, много меньше пластового, что приводит к большому количеству свободного газа в потоке. В этих условиях экономически целесообразно использовать горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа (рис. 7.6). 4 5  Рис. 7.6. Схема сепаратора с предварительным отбором газа 1 - наклонная труба, 2 – газоотводные трубы, 3 – газосборный коллектор, 4 – каплеуловитель, 5 – эжектор Для снижения требуемой производительности на входе в горизонтальный сепаратор устанавливается наклонная труба 1. Из образовавшейся в ней газовой полости газ отбирается и направляется по сборному коллектору 3 в каплеуловитель, где он очищается от захваченных капель жидкости. Проходя эжектор (струйный компрессор) 5, он смешивается с газом, выделившимся в сепараторе, и далее направляется на ГПЗ. Использование такого относительно простого устройства дает возможность снизить затраты на обустройство ДНС. Все рассмотренные выше сепараторы разделяют продукцию скважин на газ и жидкость. При комплексной подготовке необходимо разделить поступающую с ДНС продукцию на три компонента: нефть, газ и воду, С этой целью используется концевая совмещенная сепарационная установка, КССУ (рис. 7.7).  Рис. 7.7. Схема КССУ . 1 - сепарационный отсек, 2 – отстойный отсек, 3 – наклонная плоскость, 4 – регулятор давления “после себя”, 5 – каплеобразователь, 6 -распылитель эмульсии, 7 - сборник воды КССУ перегородкой разделена на два отсека: сепарационный 1 и отстойный 2. Большая часть газа отделяется в сепарационном отделе. Наклонная плоскость 3 позволяет интенсифицировать отделение газа от жидкости. В отстойном отделе происходит расслоение эмульсии на нефть и воду. Газ из обоих отсеков через регулятор давления 4 направляется на ГПЗ. Необходимое давление газа и, следовательно, давление в сепараторе поддерживается регулятором давления. Жидкость из сепарационного отсека в трубчатом каплеобразователе 5 смешивается с подогретой водой из отстойника установки подготовки нефти и, благодаря турбулентности потока, повышению температуры и деэмульсатору, происходит укрупнение капель воды. В отстойном отсеке эмульсия расслаивается, нефть направляется на УПН, а вода - на подготовку для закачки в пласт. Так как в отстойном отсеке имеются две границы раздела сред, газ-нефть и нефть-вода, то КССУ оборудуется двумя регуляторами уровня. Для создания благоприятных условий для расслоения и исключения перемешивания, эмульсия вводится в отстойный отсек через распылитель 6, а вода отводится через сборник 7. Распылитель и сборник представляют собой горизонтальные трубы с отверстиями в горизонтальной плоскости. Благодаря преимуществам, указанным выше, в настоящее время в основном используются горизонтальные сепараторы. Сепараторы имеют диаметр 1.4-3.0 м и длину 6-12. 11. СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ 11.1. Конструктивные схемы прокладки Промысловые трубопроводы, МГ и МН сооружают из стальных труб из малоуглеродистой или низколегированной стали. По способу изготовления трубы бывают бесшовные (горячедеформированные) и сварные (прямошовные и спиральношовные). По назначению трубы разделяют на три группы. 1. - Трубы из малоуглеродистой стали с  < 490МПа, предназначенные для эксплуатации при t > 00C и Р < 5,4 МПа; трубопроводы из этих труб могут сооружаться при температурах воздуха tа > - 400C. 2. - Трубы из малоуглеродистых низколегированных сталей с = 490-40 МПа, предназначенные для эксплуатации и строительства в северных районах при tа>-400C и Р < 5,4МПа.3. - Трубы из низколегированных сталей с > 540 МПа, предназначенные для эксплуатации и строительства при t > 600C и Р < 9,8 МПа.Условия прокладки трубопроводов меняются в очень широких пределах. Все многообразие природных условий разделено на шесть групп: освоенные равнины (уклон менее 10 градусов), пустыни, болота, вечномерзлые грунты, горы, водные преграды. Каждая из групп требует применения особой технологии строительства и особой техники. Различают четыре схемы прокладки: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Основной схемой прокладки является подземная, предусматривающая укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб на 0,8-1,0 м. При подземной прокладке достигается максимальная механизация всех видов работ, не загромождаются территории, и пахотные земли после строительства используются по назначению, трубопровод находится в относительно стабильных условиях. Трубопровод укладывается в траншеи с вертикальными или наклонными боковыми стенками. Полуподземная прокладка применяется при пересечении трубопроводов и на заболоченных и солончаковых участках при наличии подстилающих скальных пород. В этом случае укладка производится в грунт на глубину менее диаметра труб с последующим обвалованием. При наземной прокладке трубопровод укладывается на поверхность грунта на торфяную или хворостяную подготовку и обваловывается грунтом. Используется на обводненных и заболоченных участках. На участках многолетнемерзлых грунтов, на болотах, в пустынях, а также на переходах через естественные и искуственные препятствия используется надземная прокладка на специальных опорах. 11.2. Операции строительства Строительство трубопроводов представляет собой последовательное выполнение ряда операций. 1. Подготовка трассы: расчистка и планировка трассы, устройство дорог и рекультивация плодородного слоя. 2. Земляные работы: рытье траншеи и засыпка. 3. Погрузо-разгрузочные и транспортные работы: выгрузка труб с транспортных средств, транспортировка на сварочные базы, погрузо-разгрузочные работы на сварочной базе, транспортировка на трассу. 4. Сварочно-монтажные работы: центровка, поворотная сварка, неповоротная сварка, контактная сварка труб. 5. Изоляционно-укладочные работы: очистка, грунтовка, изоляция и укладка труб. 6. Очистка внутренней полости и испытание трубопровода. 1. Подготовка трассы предполагает приведение трассы в состояние, позволяющее провести все остальные технологические операции. Подготовка производится вдоль всей трассы на ширине отвода земли под строительство трубопровода (рис. 11.1). Ширина полосы отвода, определяемая нормативными документами (СНиП), должна позволять проведение всего комплекса работ строительства трубопровода и составляет 28-45 м для труб диаметром от 325 до 1420 мм. В полосе отвода выделяются следующие зоны: 1 - прохода строительной колонны и трактора (9-14,4 м); 2 - рекультивации (6-12,6 м); 3 и 5 - работы бульдозера (4,5-6,6 м каждая); 4 - отвала плодородного слоя (3,5-6,4 м). 1 2 3 4 5  Рис. 11.1. Схема полосы отвода Кустарник и подлесок с диаметром стволов до 15 см срезают бульдозером. Деревья диаметром до 30 см валят бульдозером, поднимая отвал на максимальную высоту. Большой толщины деревья срезают бензопилами с последующей корчевкой пней и трелевкой хлыстов. В крупных лесных массивах используется специальная техника: валочно-пакетирующие машины и валочно-трелевочные машины, практически исключающие ручную работу. Планировка выполняется для обеспечения нормальной работы механизмов в пределах строительной полосы. Особенно тщательно планируется зона разработки траншеи роторным экскаватором. При планировке грунт из повышенных участков перемещается бульдозером в пониженные участки. Сооружение трубопроводов требует широкой сети временных дорог различного назначения для проезда автомобильного транспорта, специальных и строительных машин. Различают три типа временных дорог: вдольтрассовые (в полосе отвода и вблизи от трассы); подъездные и технологические (в полосе отвода). В основном применяются следующие конструкции дорог: грунтовые без покрытия, лежневые, сборно-разборные из деревянных щитов-покрытий и зимники. 2. Размеры и профиль траншеи определяется диаметром трубопровода, характеристикой грунта и гидрогеологическими условиями трассы. Ширина траншеи по дну принимается равной: (D + 300)мм при D < 7 00мм; 1,5D при 700 < D < 1200мм; (D+500)мм при D > 1200мм. Крутизна откосов колеблется от 1: 0 (суглинок, глина при глубине траншеи до 1,5 м) до 1:1 (песок при глубине до 3 м). Для разработки траншеи используются роторные и одноковшовые экскаваторы. В нормальных гидрогеологических условиях на прямолинейных и криволинейных участках упругого изгиба используются роторные экскаваторы ЭТР производительностью 600-1200 м3 грунта в час. Скорость рабочего хода 10-509 м/ч. В переувлажненных сыпучих грунтах, в местах переходов и при малых радиусах кривой используются одноковшовые экскаваторы с обратной лопатой. Используются экскаваторы типа ЭО и Э с емкостью ковша 0,65-1,6м3 и экскаваторы болотного исполнения с емкостью ковша 0,4-,0м3. Засыпка трубопровода производится бульдозерами и специальными траншеезакапывателями роторного или шнекового типа. Рекультивация выполняется поточным методом бульдозером вслед за засыпкой траншеи. И  збыточный грунт бульдозерами разравнивается в пологий валик с учетом последующей осадки грунта.3. Погрузо-разгрузочные работы обычно выполняются по двум схемам: - поступающие трубы разгружаются непосредственно на транспорт; - трубы сначала штабелируют, а затем из штабеля грузят на транспорт. Перемещение и укладка труб в штабель выполняется трубоукладчиками. Стреловые краны выполняются на базе автомобилей ЗИЛ, МАЗ, КрАЗ и на специальном шасси. Из зарубежных используются краны “Либхер”(Германия) и “Фиорентина”(Италия) грузоподъемностью 22,6 и 28,5т. Отечественные трубоукладчики выпускаются на базе тракторов Т-100М, Д804 и Т-330 и имеют грузоподъемность 12-50т. Широко используются зарубежные трубоукладчики США(“Интернациональ”, “Катерпиллер”, K-591) и Японии (“Комацу”) грузоподъемностью 68-159т. Для разгрузки труб используются самоходные стреловые краны автомобильные (К-162, КС-4561) или пневмоколесные (К-161, К-255, КС-5361) грузоподъемностью 16-25т. При работе в северных условиях используют краны с индексом “c”. Поступающие с завода трубы длиной 12 м транспортируются на сварочные базы, где свариваются в плети длиной 24-36 м. Погрузка их на базе на плетевозы и разгрузка на трассе осуществляется трубоукладчиками. Для транспорта труб и плетей используются автомобильные и тракторные плетевозы, которые обычно состоят из трех элементов: тягового автомобиля или трактора 1, шлейфа 2 и прицепа-роспуска 3 (рис. 11.2). Автомобильные трубоплетевозы (ПВ-93, 94, 204, 301А, 361, 481) имеют в качестве базового автомобиля “Урал”, ЗИЛ, МАЗ, КрАЗ.  Рис. 11.2. Схема плетевоза 1- тяговый автомобиль, 2 – шлейф, 3- прицеп-роспуск Тракторные прицепы (ПТ и ПТК) базируются на тракторах Т-100 и К-700. 4. В настоящее время для сварки трубопроводов используются электродуговая и контактная сварка. Оба метода применяются как в условиях сварочной базы, так и в трассовых условиях. Использование передвижных агрегатов для контактной сварки позволяет полностью исключить ручную сварку. Основным методом является электродуговая сварка. На базе сварка производится автоматами, труба при этом вращается специальными вращателями со скоростью 20-50 м/с. , что позволяет сваривать 3-6 стыков в час. На трассе сварка производится ручным методом. Таким образом, 60 % стыков соединяются автоматической сваркой и 40 % ручной. При контактном методе стык сваривают за 1-3 минуты (без подготовительной работы) и соединяют 7 труб диаметром 1420 мм за один час. Качество швов контролируется методами рентгено - и гаммаграфирования или магнитографического или ультразвукового контроля. В сумме контролируются 100% стыков. Сваренный в нить трубопровод укладывается на обочине траншеи. 5. Изоляция и укладка трубопроводов предполагает выполнение следующих операций: - очистка очистными машинами наружной поверхности труб от грязи, ржавчины и влаги; - нанесение изоляционной машиной грунтовки (праймера, клеевого слоя) и изоляционного (битумная мастика, полимерная лента) и оберточного (крафтбумага, бризол) покрытия; - укладка трубопровода в траншею. Сейчас широко используется нанесение покрытий на трубы в заводских условиях. В данном случае при строительстве изолируются только стыки труб. При этом большая часть работы выполняется на сварочной базе разъемной изоляционно-очистной машиной, производительность которой 5-8 стыков в час. Все работы по изоляции и укладке трубопровода выполняются единым технологическим потоком. Колонна продвигается со скоростью 0,1-1,0 км/час. 6. Очистка и испытание трубопровода являются последней операцией его строительства. При очистке полости трубопровода удаляются окалина, грязь, вода, снег, лед, посторонние предметы, чем обеспечивается надежная работа насосов и компрессоров, сохранность качества транспортируемого продукта и снижение затрат энергии на транспорт нефти или газа. Очистка производится промывкой водой или продувкой воздухом или газом с пропуском очистных устройств, участками длиной 10-15 км. После очистки трубопровода производится его испытание на прочность. Газопровод испытывают пневматическим (воздух, газ) или гидравлическим (вода) методом. Нефтепроводы подвергаются только гидравлическим испытаниям. Трубопроводы испытываются давлением на 10-50% выше проектного их давления. Под давлением трубы выдерживаются 24 часа при гидравлических испытаниях и 12 часов при пневматических. Трубопровод считается выдержавшим испытание, если давление снизится менее чем на 1%. Затем давление снижается до рабочего и производится наблюдение за состоянием трубопровода еще 12 часов с проверкой на герметичность. Переходы трубопроводов В зависимости от вида и сложности препятствий используются три вида переходов: подводные, подземные и надземные. 1. К подводным переходам относятся участки трубопровода, проходящие через естественные или искусственные водоемы. В зависимости от ширины водоемов переход выполняется однониточным (при ширине до 75 м) и с резервной ниткой (75 м и более). Границы перехода определяются уровнем воды в водоеме 10 % обеспеченности, т.е. уровнем, повторяющимся не более 10 раз за 100 лет. Запорная арматура перехода устанавливается за границами уровня воды 10% обеспеченности. Расстояние между осями параллельных ниток должно быть не менее 30 м при D < 1000 мм и 50м при D > 1000 мм. Подводные трубопроводы, как правило, прокладываются с заглублением в дно водоема на глубину, предохраняющую трубы от размыва и повреждения якорями судов. Для предупреждения всплытия трубопровод утяжеляется железобетонными пригрузами или сплошным обетонированием. На болотах трубопровод может закрепляться винтовыми анкерами. Подводная траншея перехода при глубинах не более 2-3 м и ширине до 200 м может разрабатываться экскаватором, закрепленном на понтоне. При больших глубинах и ширине водоема траншея разрабатывается земснарядом, способным разрабатывать траншею на глубинах до 60 м. Укладка трубопровода в траншею осуществляется протаскиванием его по дну траншеи лебедкой или свободным погружением. Укладка морских трубопроводов производится с использованием специальных трубоукладочных судов. В настоящее время внедряется прокладка трубопроводов через большие реки и водоемы с использованием наклонного направленного бурения. В этом случае бурится вначале скважина малого диаметра, так называемая пилотная скважина, которая затем разбуривается до нужного диаметра. Трубопровод, изолированный и испытанный, протаскивается через эту скважину. 2. Подземные переходы применяются при пересечении трубопроводами железных дорог, автомобильных дорог, кабелей связи и других подземных коммуникаций Применительно к строительству трубопроводов железные дороги подразделяют на две группы: дороги общего назначения и подъездные дороги предприятий. Автодороги делятся на 5 категорий: 1 и 2 категории - дороги общегосударственного значения; 3 категории - дороги республиканского и областного значения; 4 и 5 категории - дороги местного значения. Требования к сооружению перехода зависят от категории дороги. При пересечении железной дороги и автомобильных дорог 1-3 категорий не допускается нарушение насыпи и даже минимальных просадок поверхности насыпи. Автомобильные дороги 4 и 5 категорий могут пересекаться с разработкой траншеи и последующим восстановлением профиля дороги. При этом сооружают временный объезд полностью заменяющий выведенный из эксплуатации участок. При переходе под дорогами 1- 4 категорий и под железной дорогой используется прокладка в металлическом кожухе диаметром на 200 мм больше диаметра трубопровода. На переходах газопроводов концы кожухов уплотняются, и на одном из них приваривается свеча высотой более 5 м. На нефтепроводах кожух укладывается с уклоном в одну сторону с выходом в специальный колодец для сброса возможных утечек. Основным способом прокладки под дорогами является бестраншейный способ. При этом сначала прокладывается кожух, а затем через него протаскивается трубопровод. Прокладка кожуха может быть выполнена прокалыванием, продавливанием, горизонтальным бурением и виброударным методом. В настоящее время основным является метод горизонтального бурения. 3. Надземные переходы составляют относительно не большую долю в объеме строительства трубопроводов. Обычно эта схема применяется, когда использование других, по каким либо причинам, нецелесообразно. Наиболее часто надземные переходы используются при пересечении оврагов, рек с неустойчивым руслом, арыков, каналов. Находят применение следующие схемы надземных переходов: - балочная без специальных устройств для компенсации удлинения трубопровода; - балочная схема с компенсаторами различной формы (П, Г и Z образные); - подвесная схема, в которой несущим элементом конструкции являются тросы (вантовые переходы); - арочная схема; - схема самонесущего трубопровода (висячая нить). 11.4. Защита трубопроводов от коррозии Нанесение антикоррозионной изоляции (пассивная защита) не гарантирует надежную защиту трубопровода, что связано с возможными дефектами при нанесении изоляции и старением изоляционного покрытия. Длительная и достаточно надежная сохранность труб обеспечивается электрохимической защитой (активная защита). Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопровода с использованием станций катодной защиты и протекторов. При использовании станций катодной защиты разность потенциалов между трубой и грунтом создается от постоянного источника электроэнергии. Протекторная защита используется при удалении трубопроводов от источников энергии. В этом случае катодной поляризации труб добиваются соединением их с протекторами (анодами), имеющими более низкий потенциал (магний, алюминий, цинк). В близи линий электропередачи и электрифицированных железных дорог трубопроводы защищают от блуждающих токов. Для этого используются станции дренажной защиты. Серьезную опасность для трубопроводов представляет внутренняя коррозия, связанная с агрессивностью продукции скважин. Основная причина разрушения промысловых труб - пластовая вода, вызывающая так называемую “ручейковую “ коррозию. Для предупреждения повреждения труб используются технологические методы и защитные покрытия. Технологические методы предусматривают обеспечение таких скоростей течения продукции в трубах, при которых исключается расслоение эмульсии и, следовательно, течение воды по низу труб. Защитные покрытия изолируют внутреннюю поверхность от транспортируемой продукции. С этой целью используются лакокрасочные материалы и эмали. Они наносятся на внутреннюю поверхность на заводе при изготовлении труб или непосредственно на промысле на специализированных предприятиях. |