5. Классификация трубопроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, назы­вается нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся па три группы:

внут­ренние, местные и магистральные.

1. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: про­мыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

2. Местные нефтепроводы соединяют различные элемен­ты транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива желез­нодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких де­сятков и даже сотен километров.

3. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потреб­ления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включи­тельно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учи­тываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соеди­нений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории,

а диаметром 700 мм и более - к III .

Однако отдель­ные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут

иметь и более высокую категорию (I, II, В).

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразде­ляются на четыре категории.

Категория трубопроводов определяется по сумме баллов K=ΣKi, где Kj - определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов К>50;

ко второй — с суммой баллов 33<К<50;

к третьей — с суммой баллов 16<К<33;

к четвертой — с суммой баллов К<16.

Вариант 10

1.«Подземная гидромеханика и физика нефтяного и газового пласта»

Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородноизотропном пласте. Коэффициент совершенства.

Совершенная скважина предполагает вскрытие пласта на всю его толщину и имеет конструкцию с открытым забоем. При неполном вскрытии пласта вводят коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия, при применении различных забойных фильтров и перфорации вводят коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия.

Приток нефти к соверш. Скважине определяет дебит гидродинамически совершенной скважины при плоско-радиальном потоке к ней однородной несжимаемой жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации

где k—коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, м; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, МПа; Rк и Rc — радиусы контура питания и скважины, м; μ— вязкость жидкости, спз; Q— дебит скважины, м3/сут.

Если скважина несовершенна то формула принимает вид:

Где S- скин фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны.

2. Классификация горных пород; опробование скважин в процессе бурения; коэффициент керноотбора.

Группа пород по буримости	Характеристика групп пород	Показатель рм	Категория по буримости
I	В высшей степени твердые	51,0-115,0	XI-XII
II	Очень твердые и твердые	15,0-51,0	VIII-X
III	Средней твердости	6,8-15,0	VI-VII
IV	Малой твердости	3,0-6,8	IV-V
V	Мягкие (рыхлые, сыпучие, размываемые, плывучие)	1,0-3,0	I-III

При инженерно-геологических изысканиях для обоснования проекта цементации скважины проходят на расстоянии 50 м и даже более друг от друга, и большая часть пород основания остается не разведанной. В связи с этим при устройстве цемен­тационной завесы по ее оси пробуривают и опробуют скважины, располагаемые через 10-15 м друг от друга. В результате уточ­няют геологическое строение основания в створе завесы, опреде­ляют удельное водопоглощение пород основания в разных его местах и на разных глубинах, устанавливают необходимые глу­бину и протяженность завесы. Воду нагнетают при заданном конечном давлении цементации до стабилизации расхода воды. Известно, что чем выше водопоглощение породы, тем более гус­тым раствором можно начинать ее цементацию. Поэтому резуль­таты гидравлического опробования скважин позволяют определить необходимую начальную консистенцию цементационного раствора. Нагнетание воды в скважину для определения удельного водопоглощения можно выполнять по одной из схем, изобра­женных на рис. 2.8. Первый способ (рис. 2.8, а) применяют при цементации нис­ходящими зонами, когда бурение каждый раз проводят в преде­лах одной зоны, а второй способ (рис. 2.8, б) - при цементации восходящими зонами, когда скважину пробуривают сразу на проектную глубину. В этих случаях водопоглощение каждой зоны определяют непосредственно перед ее цементацией. При третьем способе (рис. 2.8, в) водопоглощение породы определяют путем суммарного опробования пробуриваемых по нисходящему способу зон. Уплотнитель в этом случае устанавливают в кровле цементируемой породы (первой зоны). При четвертом способе (рис. 2.8, г) скважину пробуривают на про­ектную глубину завесы, а водопоглощение определяют суммар­но по зонам путем последовательной перестановки снизу вверх передвижного нагнетателя. При третьем и четвертом способах опробование каждой последующей зоны производят совместно с предшествующими. Недостатком этих способов является неточность определения водопоглощения по суммарным, часто неоднородным, зонам.

Схемы опробования скважин.

При хорошей сохранности керна достаточно точные данные о проценте его выхода можно получить по формуле (линейный выход керна)

где l_k - длина поднятого керна, м; l_и - длина пройденного интервала, м.

Минимально допустимый выход керна для конкретного месторождения можно вычислить по формуле

где К_р - коэффициент равномерности оруденения (отношение среднего содержания компонента в руде к максимальному); И - степень избирательности истирания (доля перетертого керна, приходящая на рудный материал); m_{к доп} - допустимая техническая погрешность опробования, отн.ед.

3. Объект и система разработки.

Объект и система разработки.

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, cоотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.