- •Предисловие
- •1. Роль нефти и газа в жизни человека
- •1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики
- •2. Краткая история применения нефти и газа
- •3. Нефть и газ на карте мира
- •3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи
- •3.3. Месторождения-гиганты
- •4. Нефтяная и газовая
- •промышленность России
- •5. Основы нефтегазопромысловой геологии
- •5.4. Состав нефти и газа
- •5.5. Происхождение нефти
- •5.6. Происхождение газа
- •6. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6.1. Краткая история развития бурения
- •6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент
- •6.5. Цикл строительства скважины
- •б.б. Промывка скважин
- •6.7. Осложнения, возникающие при бурении
- •6.8. Наклонно направленные скважины
- •6.9. Сверхглубокие скважины
- •6.10. Бурение скважин на море
- •7. Добыча нефти и газа
- •7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •7.2. Физика продуктивного пласта
- •7.3. Этапы добычи нефти и газа
- •7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.8. Установка комплексной подготовки нефти
- •7.9. Системы промыслового сбора природного газа
- •7.10. Промысловая подготовка газа
- •7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
- •7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
- •7.14. Проектирование разработки месторождений
- •8.2. Продукты переработки нефти
- •8.3. Основные этапы нефтепереработки
- •8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов
- •8.5. Современное состояние нефтепереработки
- •9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов
- •9.3. Отбензинивание газов
- •9.4. Газофракционирующие установки
- •Ю. Химическая переработка углеводородного сырья
- •10.1. Краткие сведения
- •10.2. Основные продукты нефтехимии
- •11. Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей
- •11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа
- •11.3. Область применения
- •различных видов транспорта
- •12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России
- •12.3. Классификация нефтепроводов
- •12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов
- •12.8. Насосно-силовое оборудование
- •12.9. Резервуары и резервуарные парки
- •12.10. Оборудование резервуаров
- •12.11. Системы перекачки
- •12.12. Перекачка высоковязких
- •13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России
- •13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов
- •13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- •14. Хранение и распределение нефтепродуктов
- •14.1. Краткая история развития нефтебаз
- •14.2. Классификация нефтебаз
- •14.3. Операции, проводимые на нефтебазах
- •14.4. Объекты нефтебаз и их размещение
- •14.5. Резервуары нефтебаз
- •14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз
- •14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы
- •14.9. Установки налива автомобильных цистерн
- •14.10. Подземное хранение нефтепродуктов
- •14.11. Автозаправочные станции
- •15. Трубопроводный транспорт газа
- •15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа
- •15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта
- •15.3. Классификация магистральных газопроводов
- •15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода
- •15.5. Газоперекачивающие агрегаты
- •15.6. Аппараты для охлаждения газа
- •15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
- •16. Хранение и распределение
- •16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации
- •16.2. Хранение газа в газгольдерах
- •16.3. Подземные газохранилища
- •16.4. Газораспределительные сети
- •16.5. Газорегуляторные пункты
- •16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции
- •16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения
- •16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов
- •17. Трубопроводный транспорт твердых и сыпучих материалов
- •17.1. Пневмотранспорт
- •17.2. Контейнерный транспорт
- •17.3. Гидротранспорт
- •18.1. Проектирование магистральных трубопроводов
- •18.2. Особенности проектирования нефтебаз
- •18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ
- •19. Сооружение трубопроводов
- •19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
- •19.3. Сооружение линейной части трубопроводов
- •19.5. Строительство морских трубопроводов
- •20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций
- •20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях
- •20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС
- •Основные понятия и определения
- •Список литературы
- •Предметно-алфавитный указатель
- •Указатель рисунков
- •Указатель таблиц
- •Приложение.
системы распределения воды по скважинам, числа нагнетательных сква жин и расстояния между ними, а также от числа КНС. Сведения о диамет рах и толщине стенки высоконапорных водоводов приведены в табл. 7.7.
Таблица 7.7 — Основные сведения о высоконапорных водоводах
Наружный |
Марка |
Толщина стенки (мм) при рабочем давлении (МПа) |
||
диаметр, мм |
стали |
10 |
15 |
20 |
108 |
|
6 |
9 |
11 |
114 |
|
7 |
9 |
И |
159 |
|
9 |
12 |
16 |
168 |
Ст. 2 и 10 |
9 |
14 |
16 |
219 |
|
12 |
16 |
20 |
273 |
|
14 |
20 |
25 |
325 |
|
16 |
24 |
30 |
108 |
|
5 |
7 |
9 |
114 |
|
6 |
8 |
10 |
159 |
|
7 |
10 |
14 |
168 |
Ст. 4 и 20 |
8 |
11 |
14 |
219 |
|
10 |
14 |
18 |
273 |
|
12 |
18 |
22 |
325 |
|
14 |
20 |
25 |
Как видно, при относительно небольшом диаметре высоконапорные водоводы имеют стенки повышенной толщины.
Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуа тационных скважин для добычи нефти или газа. Единственное—в обору дование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.
7.12.Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии
Коррозия металла—это процесс, вызывающий разрушение или изменение его свойств в результате химического или электрохимичес кого воздействия окружающей среды.
Промысловые трубопроводы и оборудование подвержены химичес кой и электрохимической коррозии. По химическому механизму металл корродирует в среде агрессивных газов —H2S и С 0 2. Значительно бо лее распространена электрохимическая коррозия—окисление металлов в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электри
ческого тока. Термином «электрохимическая коррозия» объединяют сле
дующие виды коррозионных процессов:
•коррозия в электролитах—коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (минерализованная вода);
•почвенная коррозия—коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенной влаги;
•атмосферная коррозия—коррозия металлов в атмосфере воздуха, содержащего пары воды;
•электрокоррозия—коррозия металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;
•биокоррозия—коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы.
Для защиты трубопроводов и оборудования от наружной коррозии используются пассивные и активные средства и методы. Подробно они рассматриваются ниже, в п. 12.7.
Особенностью промысловых металлических сооружений, внутри ко торых находится продукция скважин, является интенсивная внутренняя коррозия. Для борьбы с ней используют:
•нанесение на внутреннюю поверхность промысловых трубопроводов и оборудования защитных покрытий;
•введение в поток транспортируемой среды ингибиторов коррозии;
•технологические методы.
Качественные защитные покрытия не только изолируют поверхность металла от контакта с коррозионной средой, но также предотвра
щают отложение солей и парафина, защищают трубы от абразивного изно са, уменьшают гидравлическое сопротивление трубопроводов и, следова тельно, энергетические затраты на транспортировку продукции скважин.
Внефтяной и газовой промышленности наибольшее применение
вкачестве защитных покрытий получили силикатные (стекло, стеклоэмаль) и полимерные (эпоксидные смолы, полиэтилен) материалы.
Силикатные покрытия наносят либо путем непосредственного кон такта поверхности трубы с расплавом стекломассы, либо напыляют в виде порошка-шликера. Полимерные покрытия получают нанесением на тру бы лакокрасочных материалов, порошковых материалов, находящихся
всостоянии расплава, и методом футерования.
Лакокрасочными называют материалы для получения покрытий,
представляющие собой растворы, дисперсии и порошки. Основным их
компонентом является пленкообразователь (эпоксидный, полиуретано вый, каучуковый, фторопластовый и др.). Кроме того, в состав материа ла покрытия входит ряд других компонентов, от которых зависит проч ность, пластичность, сплошность, прилипаемость и другие свойства по крытия (пигменты, наполнители, пластификаторы, отвердители, добавки для улучшения смачивания и растекания по поверхности, прочие).
В зависимости от состава и назначения лакокрасочные материалы подразделяются на лаки, грунтовки, шпатлевки и краски (эмали). Лаки представляют собой растворы пленкообразователей в органических рас творителях. Грунтовки, шпатлевки и краски—это пигментированные со ставы на основе различных пленкообразователей. Краски, изготовленные на лаках, получили название эмали, а на олифе—масляные краски.
Покрытие на основе лакокрасочных материалов в большинстве слу чаев представляет собой многослойную систему, состоящую из грунто вочных и покрывных слоев. Грунтовки наносят непосредственно на защи щаемую поверхность после ее предварительной зачистки. Они улучшают прилипаемость и противокоррозионные свойства покрытия. Шпатлевки используют для выравнивания поверхности. Из-за меньшей прилипаемости к металлу их обычно наносят на грунтовку. Покрывные слои (эма ли и лаки) обеспечивают стойкость и непроницаемость всей системы к внешней среде.
Недостатком лакокрасочных материалов, содержащих летучие рас творители, является необходимость их многослойного нанесения на по верхность труб для перекрытия пор, образующихся в полимерной пленке в процессе испарения растворителя. Неудобством является необходи мость сушки каждого слоя при комнатной или повышенной температу ре. Кроме того, испарение растворителей загрязняет окружающую среду, ухудшает санитарно-гигиенические условия труда, повышает уровень пожаровзрывоопасности.
Порошкообразные материалы, применяемые для получения защит ных покрытий, также представляют собой смесь пленкообразователей с необходимыми компонентами (пигменты, пластификаторы, стабилизато ры, отвердители и др.). Пленкообразование из порошкообразных материа лов происходит в результате оплавления порошка на поверхности изделия.
Использование порошков позволяет получить однослойные сравни тельно тонкие беспористые противокоррозионные покрытия, устойчивые к механическим повреждениям. При их применении сокращается цикл окраски, снижается процент брака по сравнению с материалами на основе органических растворителей, уменьшается расход материала и энергии, а также загрязнение окружающей среды, снижается стоимость покрытия.
Находят также применение гранулированные полимерные материа лы, которые наносят на поверхность труб в виде расплава.
Технология футерования труб основана на предварительном протас кивании полиэтиленовых оболочек через обжимающую фильеру, что приводит к временному уменьшению их диаметра. После свободного вве дения деформированной оболочки внутрь трубы за счет эффекта «памя ти» оболочка восстанавливает свою форму, чем обеспечивается ее плот ное прилегание к металлу в последующем.
Дополнительное закрепление оболочки по концам трубы осущ ест вляется специальными наконечниками, одновременно обеспечивающи ми возможность сварки стальных труб без нарушения целостности поли этиленового покрытия.
Трубы, футерованные полиэтиленом, сочетают в себе химическую стойкость полиэтилена и механическую прочность стали, что позволяет резко увеличить срок службы промысловых трубопроводов. Технология футерования высокопроизводительна, не требует специальной подготов ки поверхности труб.
Применение ингибиторов Ингибиторами коррозии называют вещес тва, введение которых в агрессивную среду тормозит процесс коррозионного разрушения и изменения механических
свойств металлов и сплавов.
Механизм защитного действия ингибиторов заключается либо в об разовании на поверхности металлов защитных пленок, либо в подавле нии электродных реакций, протекающих в процессе электрохимической коррозии.
К ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности предъявляются следующие требования:
•высокая эффективность защиты;
•нетоксичность;
•взрыво- и пожаробезопасность;
•небольшая (по сравнению с получаемой экономией) стоимость;
•отсутствие отрицательного влияния на основной технологический процесс и др.
Эффект от применения ингибиторов характеризует параметр, на зываемый степенью защиты, численно равный отношению уменьшения скорости коррозии к ее первоначальной величине.
Различают однократную и регулярную обработки промысловых объектов ингибиторами. В первом случае внутреннюю поверхность трубо проводов и аппаратов подвергают воздействию концентрированного рас твора ингибитора (например, его прокачкой между двух поршней); какоето время эффект последействия сохраняется. При регулярной обработке ингибиторы вводятся в коррозионно-активную среду с помощью дозиру-
ющих устройств: в газе—распыливаются форсунками, в жидкость—вво дятся в виде растворов. При этом ингибиторы .бывают водораствори мые и углеводородорастворимые—действующие только соответственно в воде и в жидком углеводороде.
Сведения о некоторых типах ингибиторов, применяемых в условиях
промыслов, приведены в табл. 7.8. Видно, что при относительно неболь ших дозировках их использование позволяет уменьшить скорость корро зии в несколько раз.
Применение ингибиторов—один из универсальных, технологически и экономически целесообразных методов защиты металлов от коррозии. При небольших капитальных затратах замедляется коррозионное разру шение конструкций, даже если они длительное время находились в экс плуатации. Положительной отличительной чертой применения ингиби торов является также то, что их введение в любой точке технологического процесса оказывает защитное действие и на оборудование последующих технологических этапов.
Таблица 7.8 — Ингибиторы, применяемые для защиты от коррозии промысловых трубопроводов и оборудования
|
|
|
Дози |
Степень |
Среда, в которой |
|
Ингибитор |
Тип |
Назначение |
ровка, |
защиты, |
||
применяется |
||||||
|
|
|
кг/м3 |
% |
||
|
|
|
|
|||
АзНИПИ- |
Углеводородо- |
Защита от сероводо |
0.1..Д15 |
90...95 |
Нефть, газ и пласто |
|
родной и углекис |
вые воды, содержа |
|||||
72 |
растворимый |
лотной коррозии |
|
|
щие С 02 и H2S |
|
|
|
|
|
|||
|
Водораствори |
Защита от серово |
|
|
Минерализован |
|
АНП-2 |
0,1...0,2 |
85...90 |
ные воды, содержа |
|||
мый |
дородной коррозии |
|||||
|
|
|
щие H2S |
|||
|
|
|
|
|
АНПО
И-1-А
И-1-В
Углеводородо |
Защита от сероводо |
0.2...0.4 |
95...Э8 |
Сильно обводненная |
|
родной и углекис |
нефть, содержащая |
||||
растворимый |
лотной коррозии |
|
|
С 02 и H2S |
|
|
|
|
|||
Углеводородо |
Защита от серово |
|
|
Нефть, газ, сточ |
|
0,05...0,1 |
95...Э9 |
ные воды, содержа |
|||
растворимый |
дородной коррозии |
||||
|
|
|
|
щие H2S |
|
Водораствори |
Защита от серово |
|
|
Минерализован |
|
0.05...0.1 |
75...80 |
ные воды, содержа |
|||
мый |
дородной коррозии |
||||
|
|
|
|
щие H2S |
ИКАР-1 |
Вододисперги- |
Защита от кисло |
|
русмый |
родной коррозии |
||
|
|||
ИКБ-4 |
Вододисперги- |
Защита от кисло |
|
русмый |
родной коррозии |
||
|
|||
Север-1 |
Углеводородо- |
Защита от серово |
|
растворимый |
дородной коррозии |
||
|
|
|
92...Э4 |
Минерализованные |
0,05...0,1 |
воды, содержащие |
||
|
|
|
кислород и H2S |
0,05...0,1 |
90 |
Водные и водонеф |
|
тяные среды, содер |
|||
|
|
|
жащие кислород |
О |
о сл • |
|
Нефть, газ, сточ |
|
о |
95...Э9 |
ные воды, содержа |
|
о |
||
|
|
щие H2S |
|
|
- |
|
|
|
|
|
Технологические методы Обязательным условием протекания элек трохимической коррозии является контакт металла с водой. В промысловых трубопроводах, но которым перекачива
ется обводненная нефть или влажный газ, такой контакт можно в значи тельной степени ограничить следующими путями:
•предотвращением выпадения воды из потока;
•удалением уже образовавшихся скоплений воды;
•уменьшением содержания воды в потоке.
При совместном движении в трубах нефти, газа и пластовой воды их взаимное расположение (структурная форма потока) может быть различ ным. Если скорости перекачки низкие, то газ движется вдоль верхней об разующей трубы, нефть непосредственно под ним, а вода—вдоль нижней образующей. Здесь—в месте постоянного контакта металла с водой —соз даются благоприятные условия для протекания электрохимической кор розии. Увеличением скорости потока за счет уменьшения диаметра труб можно добиться того, что вся вода (если ее не очень много) будет взвеше на в газонефтяном потоке в виде капель, т. е. коррозия будет исключена.
При транспортировке влажного газа с температурой ниже точки росы в потоке образуются капли воды и конденсата. Чтобы они не оседали в га зопроводе, должны поддерживаться такие скорости, при которых капли будут удерживаться турбулентными пульсациями газа. Данный резуль тат также достигается некоторым уменьшением диаметра газопровода на этапе проектирования.
Если скопления воды в пониженных точках трассы промысловых трубопроводов все-таки образуются, то их надо периодически удалять. Это может быть сделано двумя способами: самим потоком перекачивае мой среды, либо пропуском специальных очистных поршней. В первом случае необходимо временно увеличить расход перекачиваемой среды. Тогда сначала от скоплений воды будут отрываться и уноситься отдель ные капли, а при дальнейшем увеличении расхода все скопление начнет движение в виде пробки. Во втором—могут быть использованы либо ме ханические скребки, либо специальные гелевые пробки. Однако для за пуска механических средств нужны специальные камеры, которые на про мысловых трубопроводах не сооружаются. Гелевые же очистные пробки можно формировать в самих трубопроводах. Кроме того, они отличаются лучшей проходимостью через местные сужения и крутые повороты.
Чем меньше содержание воды в нефтегазоводяном потоке, тем мень шая скорость потока необходима, чтобы перевести воду во взвешенное состояние. Поэтому предварительный сброс воды в системе промыслово го сбора является одним из способов предотвращения внутренней корро зии трубопроводов.
При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:
•I —нарастающая добыча нефти;
II— стабилизация добычи нефти; III— падающая добыча нефти;
IV — поздняя стадия эксплуатации залежи.
На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивает ся в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добыва ется безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.
Вторая стадия — стабилизация нефтедобычи — начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча неф ти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается:
1)сгущением сетки скважин;
2)увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления;
3)проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.
Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.
Третья стадия — падающая добыча нефти—характеризуется сниже нием нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается за дача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявши мися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.
В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80...90 % промышленных запасов нефти.
Четвертая стадия — поздняя стадия эксплуатации залежи — харак теризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго—до тех пор, пока