shammazov_ONGD

2)развертывание рулона корпуса;

3)сварку монтажных стыков.

Подъем в вертикальное положение рулона корпуса резервуаров объемом менее 1000 м3 осуществляется передвижными кранами, от 1000 до 2000 м3—с помощью тракторов или тракторных лебедок, свыше 2000 м3— специальными кранами большой (25…50 т) грузоподъемности.

При отсутствии крана необходимой грузоподъемности подъем рулона корпуса резервуаров в вертикальное положение осуществляют с помощью тракторов или тракторных лебедок с использованием А-образной стрелы. Развертывают рулон корпуса трактором. По мере развертывания полотнище корпуса фиксируют сварочными прихватками по линии разметки на днище. Развернув 5…6 м полотнища, начинают монтаж покрытия из отдельных щитов, что обеспечивает повышение устойчивости корпуса. Щиты соединяют между собой и верхним поясом резервуаров с помощью сварки.

Завершается сооружение резервуаров их испытаниями на прочность

игерметичность.

20.4.Сооружение блочно-комплектных насосных и компрессорных станций

Впоследние годы большое число НС и КС строится в отдаленных районах Севера и Северо-Западной Сибири с суровыми природноклиматическими условиями, слабо развитой дорожной сетью и недостаточным развитием индустриальной базы строительства. Для обеспечения высоких темпов сооружения НС и КС в этих условиях применяют ком- плектно-блочный метод строительства. Сущность данного метода заключается в том, что объекты возводятся из изделий высокой степени заводской готовности в виде блочно-комплектных устройств (БКУ), укрупненных монтажных узлов и заготовок инженерных коммуникаций.

Прикомплектно-блочномстроительстверазличаютследующиеэлемен­ ты: блок, бокс, блок-бокс, суперблок и блочно-комплектное устройство.

Блоком называют совокупность оборудования и строительных конс­ трукций, смонтированных на общем основании (блок газотурбинной уста­ новки, блок насосного агрегата, блок трансформатора и т. д.). Блок обязательно вписывается в габариты погрузки (рис. 20.9)—предельные размеры грузов, перевозимых по железной дороге на платформе или в полувагоне.

Бокс—транспортабельное здание из легких строительных конструкций, вписывающееся в габариты погрузки.

Рис. 20.9. Габариты погрузки

Блок-бокс—это бокс, начиненный технологическим оборудованием и инженерными системами, внутри которого создают микроклимат, необходимый для длительной работы обслуживающего персонала и надежной работы установленного оборудования.

Блок-контейнер отличается от блок-бокса тем, что доступ персонала к установленному оборудованию осуществляется извне.

Суперблок—это блок (или совокупность блоков), размеры которого превышают габариты погрузки.

Блочно-комплектное устройство—это объект, собираемый на спе-

циализированном предприятии или месте монтажа из комплекта блоков, боксов, блок-контейнеров, блок-боксов, суперблоков и заготовок межблочных коммуникаций.

Схема организации комплектно-блочного строительства НС и КС приведена на рис. 20.10.

Изготовление блочных устройств на сборочно-комплектовочных предприятиях осуществляют в нескольких отделениях. В отделении монтажа трубных узлов проводят заготовку и монтаж трубной обвязки с применением горячего и холодного гнутья и сварки. Готовые трубные узлы передают в отделение блоков. Здесь на сборочных поточных линиях монтируют блочное оборудование на железобетонных или стальных плитахоснованиях. После окончания монтажа раму с установленным на ней блочным оборудованием подают в отделение металлоконструкций. Здесь блок превращается в блок-бокс или блок-контейнер. Вначале на блоке сооружают металлический каркас, а затем обшивают его ограждающими конструкциями—стеновыми и кровельными двухили трехслойными

Рис. 20.10. Схема организации комплектно-блочного строительства ПС

панелями с утеплителем. Готовый блок-бокс или блок-контейнер подают в отделение отделки и окраски.

Для доставки блочных устройств к месту монтажа (до 1000 км и бо-

лее) используют различные виды транспорта: автомобильный, водный, железнодорожный, воздушный. Выбор способа транспорта зависит от степени развития транспортной сети, наличия водных путей, а также массы и габаритов блочных устройств.

До начала монтажа блочных устройств сооружают фундаменты под них. При отсутствии в блок-боксах технологического оборудования (операторских, помещений для отдыха и др.) специальных фундаментов не возводят, а опорную раму бокса устанавливают на уплотненный слой пес- чано-гравийной смеси толщиной 10…15 см. В других случаях выбор типа фундамента зависит от характера работы технологического оборудования, наличия или отсутствия динамических нагрузок.

Для подъема и установки на фундаменты в проектное положение блок-боксов, блок-контейнеров и т. п. применяют передвижные краны соответствующей грузоподъемности. Крепление блочных устройств к фундаментам осуществляют анкерными болтами или приваркой опорной рамы бокса к закладным деталям фундаментов.

После окончания монтажа блочных устройств проверяют их работоспособность (у перекачивающих агрегатов, например, проверяют соос­ ность). Затем выполняют обвязку смонтированных блок-боксов (блокконтейнеров и т. п.) технологическими трубопроводами, линиями конт­ роля и автоматики.

Основные понятия и определения

Источники энергии подразделяются на возобновляемые (солнце, ветер, геотермальные источники, приливы и отливы, реки) и невозобновляемые (уголь, нефть, газ).

Различают месторождения следующих размеров (нефть—в млн т,

газ—в млрд м3): мелкие—до 10, средние—10…30, крупные—30…300, ги- ганты—300…1000, уникальные—свыше 1000.

Исчисление возраста горных пород производится в соответствии с геохронологической таблицей, согласно которой все время формирования земной коры делится на эры (кайнозойскую, мезозойскую, палеозойскую, протерозойскую, археозойскую), эры—на периоды, периоды—на эпохи, эпохи—на века.

По происхождению горные породы делятся на три группы: магма-

тические (или изверженные), осадочные и метаморфические. Магматические породы образовались в результате застывания магмы

и имеют, в основном, кристаллическое строение. Осадочные породы сфор­ мировались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков; они могут быть обломочные, химического и органического происхождения. Метамор­ фические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры.

Осадочные горные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся составом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется

подошвой, а сверху—кровлей.

Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется анти-

клиналью, а выпуклостью вниз—синклиналью.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (кол-

лекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы—это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы; они бывают гранулярными и трещинными.

Способность пород вмещать воду, жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью. Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы называется коэффициентом пористости.

Способность горных пород пропускать через свои поры или трещины жидкость и газы называется проницаемостью.

Различают элементный, фракционный и групповой составы нефти. Элементный состав характеризуется процентным содержанием в нефти отдельных химических элементов (углерод—83…87 %, водород—11…14 %, сера—до 7 %, азот—менее 1,7 %, кислород—менее 3,6 % и т. д.). Фракци­ онный состав нефти определяется при разделении входящих в нее соединений по температуре кипения. Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов (парафиновые, нафтеновые, ароматические) и соединений (кислородные, азотистые и т.д.).

Природные газы делятся на три группы: 1) газы, добываемые из чис­ то газовых месторождений (содержание метана более 90 %); 2) газы неф­ тяных месторождений (метана—30…70 %); 3) газы газоконденсатных месторождений.

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходи-

мо выполнение следующих условий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются в ловушке.

Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Под месторождением нефти или газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности.

В продуктивном пласте поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности (газоносности), а с подошвой пласта—внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

Давление, под воздействием которого находятся жидкости и газы в продуктивном пласте, называется пластовым.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ осуществляются гео­ логическими, геофизическими, гидрогеохимическими методами, а также бурением скважин и их исследованием. Применяя геологические методы,

строят геологическую карту и геологические разрезы местности, т. е. изучают строение верхней части горных пород. С помощью геофизических методов (сейсморазведка, электроразведка, магниторазведка) изучают строение недр и выявляют места гравитационных, электрических и магнитных аномалий, позволяющих предполагать наличие в них нефти и газа. Гидрогеохимическими методами (газовая, люминисцентно-битумноло- гическая, радиоактивная съемки, гидрохимический метод) устанавливают качественно наличие нефти и газа под землей. Бурением и исследованием скважин (электрокаротаж, термометрический, радиометрический, акустический и другие методы) оконтуривают залежи, определяют глубину залегания и мощность нефтегазоносных пластов, т. е. подтверждают промышленный характер залежей и определяют количество полезных ископаемых в них.

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Верхняя часть скважины называется устьем, дно—забоем, боковая поверхность—стенкой, а пространство, ограниченное стенкой— стволом скважины. Длина скважины—это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина—проекция длины на вертикальную ось.

Различают механические (ударное, вращательное) и немеханические (гидравлический, термический, электрофизический) способы бурения.

При вращательном бурении разрушение горной породы производится с помощью вращающегося долота, на которое действует осевая нагрузка. Вращение долоту передается либо от ротора через колонку бурильных труб (роторное бурение), либо от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), устанавливаемого непосредственно над долотом.

Буровые долота бывают трех типов: 1) режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота); 2) дробящескалывающего действия, разрушающие породу зубьями шарошек (шарошечные долота); 3) режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Для бурения скважин используется комплекс наземного оборудования, называемый буровой установкой и включающий в общем случае буровую вышку; оборудование для механизации спускоподъемных операций (талевая система, лебедка); силовой привод (дизельный, электрический, дизель-электрический, дизель-гидравлический); оборудование для приготовления, очистки и регенерации промывочной жидкости; привышечные сооружения.

К осложнениям, возникающим при бурении, относятся обвалы пород; поглощение промывочной жидкости; газо-, нефте- и водопроявления; прихваты бурильного инструмента; аварии; самопроизвольное искривление скважин.

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа: 1) разработку неф­ тяных и газовых месторождений; 2) эксплуатацию нефтяных и газовых скважин; 3) сбор продукции скважин и подготовку нефти и газа.

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти и газа по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Повышение эффективности естественных режимов работы зале-

жей достигается применением различных искусственных методов воздействия на пласты и призабойную зону. Их можно разделить на три группы: 1) методы поддержания пластового давления (законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта); 2) методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (кислотные обработки, гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, торпедирование скважин, обработка призабойной зоны пластов ПАВ, тепловые обработки и вибровоздействия); 3) методы повышения нефте- и газоотдачи пластов (закачка в пласт воды с ПАВ, вытеснение нефти растворами полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителя, внутрипластовое горение, вытеснение нефти из пласта растворителями).

Различают следующие способы эксплуатации нефтяных скважин: 1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; 2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне (газлифт, эрлифт, бескомпрессорный лифт); 3) насосный—извлечение нефти с помощью насосов различных типов (штанговых, погружных электро­ центробежных, погружных винтовых и др.).

На промыслах применяются самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная системы промыслового сбора, различающиеся степенью централизации объектов и объемом подготовки нефти и газа, а также величиной давлений в трубопроводах.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обез­ воживание, обессоливание и стабилизация. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения от нее газа. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения—сепарацией.

Разрушение водонефтяных эмульсий осуществляется одним из следую-

щих способов: гравитационное холодное разделение, внутритрубная деэмульсация, термическое воздействие, термохимическое воздействие, электрическое воздействие, фильтрация, разделение в поле центробежных сил. При обессоливании содержание солей в нефти, благодаря подмешиванию пресной воды, доводится до величины менее 0,1 %. Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких фракций с целью уменьшения их потерь при ее транспортировке.

Существующие системы промыслового сбора газа классифицируются: 1) по степени централизации технологических объектов подготовки газа (индивидуальная, групповая, централизованная); 2) по конфигурации трубопроводных коммуникаций (бесколлекторные и коллекторные, линейные, лучевые, кольцевые); 3) по рабочему давлению (вакуумные, низкого, среднего и высокого давления).

Целью промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, конденсата, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Очистка газа от мехпримесей (песок, окалина) производится в масляных или циклонных пылеуловителях. Осушка газа производится методами охлаждения, абсорбции или адсорбции. Очистка газа от сероводорода осуществляется абсорбцией или адсорбцией, а от углекислого газа—абсорбцией.

При переработке нефти получают: 1) топлива (бензины, дизельные

иреактивные топлива); 2) нефтяные масла (моторные, индустриальные, цилиндровые, турбинные, компрессорные и др.); 3) парафины, церезины, вазелины; 4) нефтяные битумы; 5) осветительные керосины; 6) растворители; 7) прочие нефтепродукты (нефтяной кокс, сажу, консистентные смазки и др.).

Смомента поступления на нефтеперерабатывающий завод нефть

иполучаемые из нее нефтепродукты проходят следующие основные этапы: 1) подготовка нефти к переработке (обезвоживание, обессоливание); 2) первичная переработка (перегонка) нефти; 3) вторичная переработка нефти (термические методы—коксование, пиролиз, термический крекинг; каталитические методы—риформинг, каталитический крекинг, гид­ рогенизационные процессы); 4) очистка нефтепродуктов.

Продуктами переработки природных газов являются газовый бен-

зин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды (этан, пропан, бутаны, пентаны).

Отбензиниванием газов называется отделение от них тяжелых углеводородов методами компримирования, абсорбции, адсорбции и глубокого охлаждения.

Ректификация — это процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты.

Нефтехимической промышленностью принято называть производ-

ство химических продуктов на основе нефти и газа. Продукцией нефтехимии являются поверхностно-активные вещества, спирты, полимеры, синтетические волокна и др.

Первый в мире нефтепровод был построен в США в 1865 г. Он имел диаметр 50 мм и длину 6 км.

В России первый нефтепровод диаметром 76 мм и длиной 9 км был построен в 1878 г. по проекту и под руководством В. Г. Шухова. А в 1964 г. был пущен в эксплуатацию крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод «Дружба».

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенный для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

Магистральный нефтепровод состоит из подводящих трубопроводов, головной и промежуточных нефтеперекачивающих станций, конечного пункта и линейных сооружений (собственно трубопровод, линейные задвижки, средства защиты трубопровода от коррозии, переходы через естественные и искусственные препятствия, линии связи, линии электропередачи, дома обходчиков, вертолетные площадки, вдольтрассовые грунтовые дороги).

Трубы для магистральных трубопроводов подразделяются на бесшов­ ные и сварные (с продольным или спиральным швом).

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками перекачиваемой жидкости или газа. По принципу действия она делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Для защиты трубопроводов от коррозии используются пассивные

(изоляционные покрытия) и активные (катодная, протекторная и электродренажная защита) методы.

Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов используются центробежные насосы.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат: 1) для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи; 2) для учета нефти; 3) для дости-

жения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

На резервуарах устанавливаются: 1) оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти (дыхательная арматура, приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой, средства защиты от внутренней коррозии; оборудование для подогрева нефти); 2) оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров (люк-лаз, люк замерный, люк световой, лестница); 3) противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения); 4) приборы контроля и сигнализации (местные и дистанционные измерители уровня, сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти, дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре, сниженный пробоотборник и др.).

В зависимости от того, как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки: 1) постанционная; 2) через резервуар станции; 3) с подключенными резервуарами; 4) из насоса в насос.

Для транспортировки высоковязких и высокозастывающих нефтей применяют следующие способы: 1) перекачку с разбавителями; 2) гидротранспорт нефтей; 3) перекачку термообработанных нефтей; 4) перекачку нефтей с присадками; 5) перекачку предварительно подогретых нефтей.

Нефтепродуктопроводом называется трубопровод для перекачки нефтепродуктов. В общем случае он состоит из подводящих трубопроводов, головной и промежуточной перекачивающих станций, наливных и конечных пунктов, магистральной части, распределительных трубопроводов и отводов.

Метод последовательной перекачки заключается в том, что различ-

ные по свойствам нефтепродукты отдельными партиями определенных объемов перекачиваются друг за другом по одному трубопроводу.

Циклом называется повторяющаяся очередность следования нефтепродуктов в трубопроводе.

Нефтебаза — это предприятие, состоящее из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Нефтебазы классифицируются: 1) по общей вместимости резервуарного парка; 2) по принципу оперативной деятельности; 3) по транспортным связям; 4) по номенклатуре хранимых нефтепродуктов.