диплом. Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода Калтасы Уфа 2 на подводном переходе р. Калмаш
 Скачать 2.69 Mb.
|
|
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие. Пористость обычно не превышает 13 - 16 %, лишь изредка отмечаются цифры 20 - 24 %, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм2, редко 0.830 - 4.260 мкм2. Пласт СII относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород. В разрезе отдельных скважин пласт СII глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м. В распределении толщин пласта СII в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток. Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые. Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2. Таким образом, разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения: 1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза). 2. Расчлененность разреза (до 9 песчаных пластов). 3. Широкое развитие глинистых и углистых пород. 4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков. 5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т. н. промежуточной пачки (1Уо, IV, V, У1о). 6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III) 1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности. Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие. По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %. Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям. Таблица 1.1 Физические параметры пластовых нефтей
Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой. Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов. Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции. В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе. Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона. Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0.3 - 1.5 %. 1.5 Запасы нефти, газа и конденсата На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи — известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта. Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты — в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью. На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную оценку запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал. В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведке отдельных площадей со значительным различием во времени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо-Березовское, Уртаульское, Новохазинское и т.д. Поэтому первые подсчеты запасов производили по месторождениям, не связанным друг с другом. В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно. Первая работа по подсчету запасов Арланской площади выполнена В. С. Виссарионовым в 1957 г. . При этом считалось (как отмечалось выше), что эта площадь является самостоятельным месторождением. Подсчет был выполнен для технологической схемы разработки, составленной И. Г. Пермяковым. В результате разведочных работ 1957—1958 гг. были получены новые данные, существенно изменившие представления о геологическом строении месторождения. В связи с этим БашНИПИнефти было поручено произвести пересчет запасов Арланского месторождения. Эту работу в 1958—1959 гг. выполнили А.В. Копытов и А.Д. Надежкин. На это время было пробурено 83 скважины: в 59 — получен приток нефти из ТТНК, в 9 — из каширо-подольских отложений и в 2 скважинах — из турнейского яруса. Подсчетные параметры ТТНК определены в сумме по всем пластам и составляли: Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 435681 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 6,7 Объем нефтенасыщенных песчаников, тыс. м3 2926167 Пористость, % 22 Нефтенасыщенность, % 85 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,8809 Пересчетный коэффициент 0,9642 Балансовые запасы, млн. т 468,8 Коэффициент извлечения нефти 0,55 Извлекаемые запасы, млн. т 257,8 Газовый фактор, м3/т 16,9 Запасы газа, млрд. м3 балансовые 7,92 извлекаемые 4,36 2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ 2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2 Для транспортировки высокосернистых нефтей, добываемых на северо-западе Башкирии и юге Пермской области, на уфимские НПЗ и выхода их на магистральные нефтепроводы Туймазы-Омск через перекачивающую станцию Черкассы было принято решение построить нефтепровод Калтасы-Уфа-2 пропускной способностью 7 млн. тонн в год. Проектное задание и рабочие чертежи со сметной документацией были разработаны институтом «Башнефтепроект» и утверждены Постановлением Совмина РСФСР от 4 января 1967 года. Предусматривалось строительство трубопровода без промежуточной насосной станции, при этом участок от НПС Калтасы до НПС Чекмагуш - из труб диаметром 700 мм, от НПС Чекмагуш до НПС Черкассы - из труб диаметром 500 мм с подключением к нефтепроводу на всем протяжении существующего нефтепровода Калтасы – Чекмагуш – Уфа. Для обеспечения транспортировки нефти в объеме 7,0 млн. тонн в год по проектируемому нефтепроводу предусматривалось использование существующей насосной станции на НПС Калтасы, а для существующего нефтепровода Калтасы – Языково – Салават запроектировать новую насосную с насосными агрегатами 16НД101. Технологическая схема НПС Калтасы позволяла выполнять операции по приему нефти от башкирских нефтесборных промысловых парков и из Чернушки, осуществлять перекачку на Салават и Уфу. Строительство нефтепровода было начато в декабре 1966 года и закончено в сентябре 1967 года. Длина нефтепровода Калтасы – Уфа-2 составляет 189,7 км. Промежуточная станция НПС «Чекмагуш» находится на 109 км. 2.2 Характеристика перекачивающей станции ЛПДС Калтасы в данное время перекачивает нефть по двум направлениям, Калтасы – Уфа-2 и Калтасы – Языково – Салават, а также принимает с нефтепровода Чернушка – Калтасы и промыслов: НГДУ «ЮжАрланнефть», НГДУ «Арланнефть» и НГДУ «Кранохолмскнефть». Объем резервуарного парка 120 тыс.м3, состоящий из 12 резервуаров типа ЖБР-10000. На станции находятся две насосных, насосная №1 перекачивает на Уфу, а насосная №2 – на Салават. 2.3 Характеристика и раскладка труб на участке Трубопровод диаметром DН=720 мм. Трубы 2 группы прочности из стали 17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение, проложены трубы 4-й группы прочности из стали 14ХГС. Характеристика труб и металла, из которых они изготовлены, представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Характеристика труб и металла
2.4 Проведение комплексной диагностики трубопровода 2.4.1 Общие положения Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов. При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ. Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:
Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта. Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности. ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта. 3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Расчет толщины стенки трубопровода В общем случае толщину стенки трубопровода согласно СНиП 2.05.06-85* можно определить следующим образом  ,где 1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб; nр – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, nр=1,1 [1]; р – внутреннее давление в трубопроводе; Dн – наружный диаметр трубопровода; R1 – расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по формуле  ,где  нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали,  =в=520МПа;m – коэффициент условий работы трубопровода, для первой категории трубопроводов m=0,75 [1]; к1 – коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к1=1,47 [1]; кн – коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с условным диаметром 720 мм и внутренним давлением 6,4 МПа кн=1 [1];  МПа;Коэффициент 1=1 при сжимающих продольных осевых напряжениях пр N>0. При пр N<0 1 определяется по формуле  .Первоначально принимаем 1=1. Рассчитаем предварительную толщину стенки  Уточняем это значение по ГОСТ и принимаем δ=10 мм [31]. Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле  ,где t – расчетный перепад температур; - коэффициент Пуассона, =0,3 [1]; t – коэффициент линейного расширения металла, t=1,210-5 1/0С [1]; Е – модуль Юнга, Е=2,06105 МПа [1]; nt – коэффициент надежности по температуре, nt=1 [1]; Dвн – внутренний диаметр трубопровода.  мм;Расчетный перепад температур t  0 С, 0 С.Рассчитаем продольные напряжения пр N   Так как для пр N(-)>0 1=1 и данный случай уже рассчитан, то рассчитаем значение коэффициента двуосного напряженного состояния для пр N(+)<0   Для данного значения коэффициента 1 рассчитаем толщину стенки  Окончательно принимаем трубу 720×10. 3.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию Прочность в продольном направлении проверяется по условию    R ,где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях ( 0) =1,0 , при сжимающих (<0) определяется по формуле= ,где  -кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления,= ,= ,= .=246,4<   , что удовлетворяет условию;=-5,7< , условие выполняется.Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям     ,  ,где  -максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий; -коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы; -кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления; нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, =т=360МПа; = t ,где  -упругого изгиба оси трубопроводаДля проверки по деформациям находим: 1)кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления  ; МПа.Коэффициент  определяется по формуле  , .Условие   выполняется 224 ;2)продольные напряжения  при <0, =0,389,>0,  ,для положительного температурного перепада  а)   = ,б)    = ,условие , выполняется в двух случаях  МПа, МПа,для отрицательного температурного перепада а)  = б)  = условие , выполняется в двух случаях  ;  | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||