Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Об

—O58

17<

2* С

67<Г

-O12

о—

<Яз

25>

1BQ

78л—^

С>

36СГ^

/^32 IV

79^%

O84 .

8lNcL\

>4>

{

А \

™ у

•^—052

50>>4

3 О40

44^83

^ о

8(ГЧ 41

^40 Т

О 39

23^78

Рис.

III.4.

Промысловое обустройство условного месторождения:

—кустование скважин: б —сбор и транспорт нефти: в — транспорт нефтяного газа;

г —схема поддержания пластового давления; д — схема электроснабжения; е —схема

дорог;

7 —куст скважин; 2 — запретные области для прокладки

труб

большого диаметра и до-

PSu/->

KyCT

Добывающих скважин с замерными устройствами; 4 — пункт сбора нефти

(ДНО);

5 —товарный парк; 6 — куст нагнетательных скважин; 7 —кустовая насосная

скважина:*—

водозабор; 9 — адрктропотребители; /0 —подстанции

110/36

кВ; 11 — под-

станция

220/110

кВ; /2 —коммуникации (трубы, линии, электропередач); 13— магист-

ральные водоьоды, автомобильные дороги; 14 — нефтепровод большого диаметра

3. Записываются элементы массива. Элементы отделяются

друг

от

друга

запятой,

дробная часть, если

она

имеется, отделяется

от

целой точкой. После

последнего элемента массива ставится точка

запятой.

Для

каждой табли-

цы

указывается порядок,

котором должны записываться

ее

члены, напри-

мер,

по

строкам. Информация

бланков переносится

на

перфокарты, произ-

водится проверка правильности набивки числового материала. Затем инфор-

мация

загружается

в ЭВМ, и

система начинает функционировать.

Пример

проекта генеральной схемы

промыслового обустройства условного

месторождения,

полученного с помощью

спгсо

На

рис.

III.4 приведены начерченные

автоматическом режиме

с по-

мощью средств машинной графики графические изображения генеральных

схем

технологических систем кустования скважин, сбора

транспорта нефти,

нефтяного

газа, поддержания пластового давления

(ППД),

электроснабжения

автомобильных дорог одного

из

вариантов проекта генеральной схемы

обустройства некоторого условного месторождения (проект

№ 9),

получен-

ного

помощью СПГСО

процессе поиска реального проекта.

ГЛАВА

ОСНОВНЫЕ

ПРИНЦИПЫ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ОБЪЕКТОВ

НЕФТЕГАЗОСБОРНЫХ

СИСТЕМ

Разработку

проектирование нефтегазосборных систем необходимо

ве-

сти

на

основе общих положений, направленных

на

достижение технико-эко-

номическах результатов.

1. Герметизация сбора

транспорта нефти, газа

воды

на

всем пути

движения продукции скважин

ликвидация

ее

потерь

самого начала

раз-

работки месторождения.

2. Обеспечение требуемого качества товарной продукции

соответствии

с существующими государственными

отраслевыми стандартами

или спе-

циальными

требованиями, согласованными

потребителями, например,

на

товарную нефть ГОСТ

9965—76;

на газ,

подаваемый

магистральный газо-

провод,

ОСТ

5140—74;

на

воду,

закачиваемую

пласты, специальные

тре-

бования,

обусловленные пластовыми условиями

и др.

3. Рациональное использование избыточной энергии, поступающей

с по-

током нефти, газа

воды

на

поверхность, ввиду высоких давлений, темпера-

тур

теплосодержания товарной нефти

дренажной воды

температурой

выше

40 °С.

4. Совмещение процессов сбора

подготовки- нефти, газа

воды

в тру-

бопроводах, товарных парках

другом

оборудовании

при

движении продук-

ции

скважин

до

конечных пунктов, например, внутритрубная деэмульсация

нефти,

предварительное обезвоживание нефти, совмещенное

очисткой

пла-

стовой воды

для

закачки

ее в

пласты

и др.

5. Эффективное использование особенностей рельефа местности

клима-

тических условий.

6. Рациональное укрупнение

централизация технологических объектов

с использованием новой техники

блочных конструкции заводского изго-

товления.

7. Максимальное сокращение капитальных затрат

эксплуатационных

расходов.

8. Автоматизация

телемеханизация основных технологических

про-

цессов.

9. Охрана природы

недр, исключающая загрязнение окружающей

сре-

ды

вредное влияние

на

пласты земной коры.

10. Оптимизация

всех

звеньев промыслового сбора

транспорта нефти,

газа

воды.

412

Для более эффективного использования перечисленных основных поло-

жений

проектирование нефтегазосборных систем на отдельных месторожде-

ниях

целесообразно вести на основе перспективной схемы обустройства всего

нефтегазоносного района в комплексе с проектами разработки месторожде-

ний,

учитывающими их особенности, т. е. запас избыточной энергии пласта;

условия поддержания пластового давления и др. Так, вопрос о поддержании

пластового давления должен решаться не только с

учетом

эффективного

извлечения нефти и газа из пласта, но и рационального их сбора, транспор-

та и использования. Это говорите необходимости такого

подхода

к разработке

нефтяных месторождений, при котором наземный нефтегазопровод до центра-

лизованного сборного пункта должен рассматриваться как элемент единой

гидрогазодинамической системы пласт •— скважина — нефтегазопровод. Цен-

тральное место при этом должен занимать технико-экономический анализ

различных вариантов, которые

следует

выбирать на базе унифицированных

технологических

схем

объектов сбора и подготовки нефти, газа и воды, пре-

дусматривающих совмещение гидродинамических и физико-химических про-

цессов подготовки продукции скважин для ее разделения на фазы и увели-

чения

единичной производительности блочного оборудования. При этом необ-

ходимо широко использовать имеющийся опыт эксплуатации высоконапорных

систем совместного сбора и транспорта нефти и газа и, в частности, особен-

ности движения газонефтяных смесей по трубопроводам, что обосновывает

целесообразность их транспорта при высоких давлениях, достаточно высоких

скоростях и дрг, что не в полной мере отражено в существующих нормах тех-

нологического проектирования. Высокое давление в нефтегазосборной системе

позволяет: сократить расходы на сооружение трубопроводов за счет при-

менения

труб

меньшего диаметра; разгрузить газоперерабатывающие заводы

выделением в сепараторе первой ступени

сухого

газа, направляемого на

использование без его переработки; повысить степень централизации и укруп-

нения

технологических объектов и обеспечить совместный транспорт продук-

ции

скважин до единого централизованного сборного пункта без применения

промежуточных перекачечных станций и т. д.

Учитывая изложенное, при проектировании систем сбора и транспорта

нефти

и газа на месторождениях с большим запасом избыточной энергии

давление в нефтегазосборной системе

следует

принимать более высоким.

Однако на практике при решении этого вопроса сталкиваются с рядом

ограничений.

Если запас избыточной энергии пласта и давления на

устьях

скважин не лимитирует давление в нетфегазосборной системе, то ограничи-

вающими факторами

могут

быть: невозможное рациональное использование

естественной энергии потока в данных конкретных условиях; отрицательное

влияние

высоких давлений в нефтегазосборной системе на работу насосных,

компрессорных и фонтанных скважин; возможность превышения освоенного,

т. е. максимально допустимого давления, на которое рассчитано оборудова-

ние,

и др.

Трубы, сепараторы, запорно-регулирующую аппаратуру и

другое

обору-

дование выпускают для работы при давлении до 6—-7 МПа. Однако по осо-

бому заказу оборудование может быть изготовлено и на более высокое дав-

ление.

Влияние давления в трубопроводе на работу фонтанных скважин бу-

дет проявляться

тогда,

когда оно выше критического давления газонефтяной

смеси. В этом

случае

при повышении давления в нефтегазосборной системе

возможно уменьшение дебита отдельных скважин. Для выявления таких сква-

жин

можно воспользоваться приближенным уравнением для определения

критического давления газонефтяной смеси

АР

= %" |/

<Г.-ГрХ?

.+р„Г,)

-£-

г,

(IV.

где р

р — критическое давление;

QHO

— производительность трубопровода по

нефти

(дегазированной); F — площадь сечения проходного отверстия шту-

цера; Го — газовый фактор; Г

—количество растворенного в нефти газа;

Pro,

Ряо — плотность соответственно газа и нефти при атмосферных условиях;

413

•ро

и То — атмосферное давление; Т — температура газонефтяной смеси; г —

коэффициент

сжимаемости.

Для оценки возможного изменения дебита скважин используют

следую-

-щие выражения:

~0J63!g(0,885B

0.115)

(IV.2)

(IV.3)

где w — средняя скорость газонефтяной смеси; w

— критическая скорость

—

кр Рг

истечения;

w —средняя скорость при давлении р ; в = ,

кр

Ргкр

отношение давления после штуцера к давлению до штуцера; е

кр

отношение критического давления после штуцера к давлению до штуцера,

а=2(1—,р»)».«,

(IV.4)

где Р — расходное объемное газосодержание.

При

проектировании нефтегазосборных систем большое значение также

имеет правильный выбор степени централизации технологических объектов,

т. е. выбор числа замерных и централизованных сепарационных установок,

числа сборных пунктов с установками по подготовке нефти и переработ-

ке

газа.

На

месторождениях с большим запасом избыточной энергии пласта и,

следовательно, высоким давлением на

устьях

скважин целесообразно при-

менять высокую степень централизации технологических объектов. В этом

случае

будут

ликвидированы многочисленные промежуточные мелкие объек-

ты, транспорт нефти и газа до централизованных сборных пунктов

будет

осуществляться за счет избыточной энергии пласта, которая может быть так-

же использована и для подготовки нефти и переработки газа. Примерные

расстояния,

на которые целесообразно транспортировать продукцию скважин

по

одному трубопроводу, без ее разделения на фазы, в зависимости от релье-

фа

местности, давления на

устьях

скважин, производительности трубопро-

вода и вязкости продукции приведены в табл. IV. 1.

ТАБЛИЦА

IV.1

ДОПУСТИМЫЕ

РАСЧЕТНЫЕ

РАССТОЯНИЯ

ОДНОТРУБНОГО

ТРАНСПОРТА,

КМ

§8.

Вязкость

продукции

скважин

(нефть,

газ,

вода),

мм

/с

200

Сумма

подъемов

трассы

трубопровода,

м/км

15 30 40 15 30 40 15

100

300

1000

100

300

1000

100

300

1000

414

1,5

2,0

3,0

0,255

0,357

0,509

0,255

0,357

0,509

0,255

0,357

0,509

33,7

70,0

66,3

65,5

8,3

8,2

8,1

14,6

18,9

38,1

37,9

37,2

14,5

14,2

33,8

33,5

32,2

20,0

19,4

17,9

34,0

33,3

30,6

63,8

64,8

60,0

11,5

11,3

10,8

19,0

18,7

18,0

37,4

37,0

35,6

8,2

8,0

7,8

14,3

14,1

13,7

32,0

32,3

31,5

17,3

18,0

16,3

29,1

30,0

27,8

54,6

56,4

53,5

10,3

10,6

10,0

17,0

17,4

16,7

31,7

32,6

31,5

7,3

7,4

7,2

12,5

12,7

12,4

25,0

25,6

25,0

При

невысоких давлениях на

устьях

скважин целесообразными

могут

оказаться насосный транспорт газонасыщенной нефти с бескомпрессорным

транспортом газа, совместный сбор нефти и газа насосно-компрессорными

установками и т. д. Во всех случаях вопрос о давлении в нефтегазосборной

системе и степени централизации технологических объектов должен решаться

на

основе технико-экономического сравнения различных вариантов с учетом

затрат на подготовку нефти и переработку газа. Здесь

могут

быть значи-

тельные отклонения от рекомендаций, приведенных в табл.

IV.2—IV.4.

ТАБЛИЦА

IV.2

УДЕЛЬНЫЕ

КАПИТАЛЬНЫЕ

ВЛОЖЕНИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ

РАСХОДЫ

НА

СТРОИТЕЛЬСТВО

НЕФТЕ-

ГАЗОПРОВОДОВ

Диаметр

толщина

стенки

трубопро-

вода,

мм

СМР

Капитальные

вложения.

Оборудование

тыс.

руб/км

Всего

Эксплуатационные

расходы,

тыс.

руб/г

89X4

114X4

168X6

219X6

273X7

325X7

377X7

426X7

530X8

5,55

6,61

7,67

12,33

14,50

16,13

22,41

24,84

29,96

Нефтепроводы

0,44

0,98

1,22

2,15

6,01

7,13

8,39

13,36

16,07

18,44

25,02

27,87

31,12

0,42

0,46

0,50

0.71

0,83

0,92

1,18

1,34

1,44

Газопроводы

114X4

168X6

219X6

273X7

325X7

377X7

426X7

530X8

8,07

11,11

12,84

14,87

16,71

22,72

25,23

28,05

—

1,44

1,49

2,22

2,63

2,69

8,64

11,85

13,86

17,51

19,56

26,61

29,71

32,81

0,69

0,82

0,90

1,05

1,13

1,44

1,56

1,69

Как

правило, в нефтедобывающем районе

следует

предусматривать один

центральный пункт сбора

(ЦПС).

Однако на крупных месторождениях и при

наличии нескольких направлений магистрального транспорта нефти и газа до-

пустимо, при соответствующем технико-экономическом обосновании, размеще-

ние

двух

и более ЦПС. На ЦПС должны быть завершены все операции по

ТАБЛИЦА

IV.3

УДЕЛЬНЫЕ

КАПИТАЛЬНЫЕ

ВЛОЖЕНИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ

РАСХОДЫ

НА

СТРОИТЕЛЬСТВО

ЗАМЕРНЫХ

УСТАНОВОК

Замерная

установка

.Спутник-

А-40-14-400

.Спутник-

Б-40-14-500

Произво-

дитель-

ность

по

нефти,

т/сут

400

500

Капитальные

вложения

на 1

yciaHOBKy,

тыс. руб.

СМР

2,64

2,71

Оборудо-

вание

21,42

23,56

Всего

24,21

26,42

Эксплуатаци-

онные

расходы

тыс.

руб/г

2,33

2,55

415

ТАБЛИЦА

IV .4

УДЕЛЬНЫЕ

КАПИТАЛЬНЫЕ

ВЛОЖЕНИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ

РАСХОДЫ

НА

СТРОИТЕЛЬСТВО

СЕПАРАЦИОННЫХ

УСТАНОВОК

НА

ОДНУ

УСТАНОВКУ

(ТЫС. РУБ.)

Показатели

Капитальные вложения

В том числе:

СМР

оборудование

Эксплуатационные расходы

Капитальные вложения

В том числе:

СМР

оборудование

Эксплуатационные расходы

Капитальные вложения

В том числе:

СМР

оборудование

Эксплуатационные расходы

1,6

2,5

4,0

Производительность,

т/cyi

750

15,95

2,98

2,17

1,93

17,15

3,01

13,31

2,05

17,26

3,01

13,29

2,06

1500

20,38

3,10

16,28

2,42

22,98

3,15

18,75

2,71

23,10

3,15

18,84

2,72

3000

25,33

3,55

20,56

2,97

28,44

3,61

23,50

3,32

29,83

3,64

24,47

3,47

5000

47,32

5,82

39,26

5,42

53,71

5,95

45,30

6,12

55,89

5,99

47,28

6,37

подготовке нефти и газа, а поэтому желательно, чтобы технологические

уста-

новки,

включая и газоперерабатывающий завод, располагались на одной пло-

щадке и по возможности ближе к начальным точкам магистральных трубо-

проводов.

При

проектировании централизованных сборных пунктов необходимо учи-

тывать целесообразность применения наряду с относительно крупными стацио-

нарными

установками сравнительно небольших по мощности передвижных и

легко демонтируемых установок по подготовке нефти и переработке газа.

Очередность сооружения и демонтажа таких установок может быть легко

увязана с планом добычи нефти и газа по годам. Мощность стационарных

установок, которая при этом

будет

меньше требуемой при максимальной до-

быче нефти и газа, необходимо выбирать с

учетом

производительности ста-

ционарных установок заводского изготовления. При такой комбинации ста-

ционарных и передвижных установок коэффициент использования мощности

оборудования

будет

повышен. Для повышения эффективности промыслового

хозяйства необходимы разработка и применение различных легко монтируе-

мых установок (передвижных электростанций, установок для производства

сажи и сжиженных газов, для выработки из газа химических продуктов

т. д.), позволяющих рационально использовать газ непосредственно на про-

мыслах, что особенно важно в период освоения месторождения.

Необходима также максимальная герметизация сырьевых и товарных

резервуарных парков, а также широкое применение эжекторов для улавли-

вания

и транспорта газа низкого давления. На централизованных сепарацион-

ных установках

следует

применять высокопроизводительные сепараторы го-

ризонтального типа и предусматривать специальные устройства, обеспечиваю-

щие равномерную подачу газонефтяной смеси в сепаратор. Для нефтей

с большим содержанием песка можно применять вертикальные сепараторы.

Число групповых замерных и централизованных сепарационных устано-

вок

выбирают также на основе технико-экономического анализа, который

включает определение капитальных и эксплуатационных затрат на строитель-

ство и обслуживание основных звеньев схемы сбора газа: выкидных линий

416

тыс.руб

-200

-ISO

-100

- 50

01—О

12 _

Рис.

IV. I. Выбор оптимального

варианта обустройства нефтяного

месторождения:

л —

число

групповых

замерных

уста-

новок;

I —

общая

длина

выкидных

ли-

ний; 3 —

приведенные

затраты

от скважин до групповых пунктов;

замерных или сепарационных

уста-

новок;

газосборного коллектора со

шлейфами

от групповых пунктов.

Сопоставление вариантов прово-

дят по приведенным затратам, ко-

торые рассчитываются по формуле

3=ЕК+Э,

(IV.5)

где Е — нормативный коэффициент;

К — капитальные вложения на

строительство системы сбора; 3 —

годовые эксплуатационные расходы.

На

рис. IV.

показана зависи-

мость изменения общей длины вы-

кидцых линий и числа групповых

установок от числа подключенных

скважин.

Расчеты выполнены для

нефтяного

месторождения, разраба-

тываемого равномерной сеткой с рас-

стоянием

между

скважинами 800 м.

Общее число скважин 100.

Как

видно из рисунка, с увеличением числа подключенных скважин

(пскв)

число групповых установок уменьшается, но увеличивается общая дли-

иа

выкидных линий. Оптимальный вариант выбирают по минимальным при-

веденным затратам на обустройство данного месторождения (см. рис. IV. 1,

кривая

3). Наименьшие затраты в рассматриваемых условиях

будут

при под-

ключении к одной групповой замерной установке 12—16 скважин.

При

выборе места под групповую установку необходимо учитывать на-

личие хороших дорог, энерго- и водоснабжение, условия охраны недр, водного

бассейна и атмосферы. Место под групповую установку должно быть по воз-

можности ровным, хорошо проветриваемым и в незатапливаемых

местах.

В системах сбора и транспорта нефти и газа важное значение имеет

оптимизация

работы сборных коллекторов, которые обычно рассчитывают на

перспективную

добычу

нефти и газа.

Если транспорт продукции скважин предполагается осуществить за счет

энергии

пласта, то вопрос о диаметре коллектора решается однозначна по

формулам гидравлического расчета, так как давления в начале и в конце

трубопровода (в сепараторах и в установках подготовки нефти и газа) при-

няты

ранее и обоснованы технико-экономическими расчетами.

Если же перекачку продукции скважин предполагают осуществлять с по-

мощью насосной станции, то вопрос о давлении в начале трубопровода ре-

шают в процессе определения его диаметра на основе технико-экономического

анализа различных вариантов работы трубопровода и насосной станции.

Чем меньше диаметр трубопровода, тем меньше его стоимость, но боль-

ше стоимость насосной станции. С уменьшением диаметра трубопровода рас-

тут гидравлические сопротивления в нем и давление нагнетания насосных

агрегатов, а следовательно, и их стоимость. Оптимальным диаметром трубо-

провода

будет

тот, при котором суммарные затраты по трубопроводу и по

насосной

станции

будут

минимальными.

Ежегодные суммарные затраты складываются из эксплуатационных за-

трат, т. е. расходов на содержание объекта и амортизационных отчислений.

Кривая

суммарных затрат имеет минимум, соответствующий оптималь-

ному диаметру трубопровода.

Однако необходимо иметь в

виду,

что при движении газонефтяной смеси

трубопроводах в условиях холмистого рельефа местности потери напора,

а следовательно, и энергетические затраты на сбор, транспорт нефти и газа

при

низких скоростях

могут

быть выше, чем при высоких. Поэтому необхо-

димо определять оптимальные скорости движения газонефтяной смеси, обес-

печивающие минимум энергозатрат в этих условиях.

417

Проектную пропускную способность, рассчитанную на перспективную до-

бычу

нефти и газа, используют полностью лишь спустя значительное время

после сооружения трубопроводов. Таким образом, трубопроводы в течение

ряда лет работают с недогрузкой. Возникает вопрос, не целесообразно ли

вначале укладывать

трубы

малого диаметра, а потом добавлять, по мере

надобности, параллельные линии? Решение этого вопроса возможно на базе

сравнения

экономической эффективности различных вариантов с

учетом

спе-

цифических

особенностей совместного сбора и транспорта нефти и газа. При

этом можно использовать метод сравнения строительных и амортизационных

расходов на трубопроводы или воспользоваться методикой АН

СССР,

пре-

дусматривающей сравнение капитальных вложений отдельных вариантов

разные сроки с приведением затрат более поздних лет к текущему моменту,

делением их на коэффициент, учитывающий средний эффект, который может

быть получен в данной отрасли.

Этот коэффициент определяют по формуле сложных процентов

где Е — отраслевой нормативный коэффициент эффективности; t — время, год.

Если изменение периода строительства или разновременность капиталь-

ных вложений составляет незначительное число лет, коэффициент К можно

определять по формуле простых процентов

Расчеты показывают, что когда проектная добыча нефти достигается

через 6—10 лет, более экономично последовательное строительство трубо-

проводов малого диаметра по мере увеличения добычи нефти.

Замена

одного трубопровода большого диаметра двумя или несколькими

трубопроводами малого диаметра может быть необходима также по

другим

причинам,

например, при раздельном сборе безводной и обводненной нефти

или

с целью предотвращения расслоения нефти и газа в

трубах

большого

диаметра при их малой загрузке в начальный период. В этом

случае

при пла-

нируемом увеличении производительности

лучше

вначале проложить трубо-

провод малого диаметра, а в дальнейшем — параллельно ему другой.

При

раздельном сборе чистой и обводненной нефти сборные коллекторы

также целесообразно прокладывать из

двух

труб

разных диаметров, суммар-

ная

пропускная способность которых была бы несколько выше расчетной, со-

ответствующей максимальной добыче нефти. В начале эксплуатации место-

рождения из скважин поступает обычно безводная нефть и лишь позднее,

через несколько лет, начинается поступление обводненной нефти. Это позво-

ляет укладывать второй трубопровод через несколько лет после первого. На

поздней стадии разработки месторождения, когда нефть практически

всех

скважин

будет

обводнена, наличие дополнительного сборного коллектора поз-

волит осуществить сбор нефти и газа из скважин, имеющих различные

устьевые

давления. Это

даст

возможность оптимизировать работу скважин и

более рационально использовать энергию газонефтяного потока.

Целесообразность последовательной прокладки трубопроводов по мере

увеличения добычи нефти может быть обоснована и при наличии коррозии

внутренней поверхности трубопроводов при совместном сборе и транспорте

продукции скважин. В многофазных потоках, какими являются поток газа,

нефти

и воды, где только одна из фаз (вода) агрессивна, при увеличении

скорости потока, в отличие от однофазных потоков коррозии внутренней по-

верхности трубопроводов уменьшается.

При

низких скоростях движения смеси минерализованная вода движется

самостоятельной струйкой по нижней образующей трубы, в

результате

чего

этом месте появляются локальные нарушения в виде образовавшихся ка-

навок

и свищей. С увеличением скорости и турбулизации потока интенсив-

ность коррозии снижается, во-первых, потому, что агрессивная среда (вода)

значительной мере изолируется от стенок трубы, так как они обильно сма-

418

чиваются нефтью и, во-вторых, коррозия в целом становится более равно-

мерной

и, следовательно, не такой опасной.

Не

случайно, что на выкидных линиях скважин и в конце сборных кол-

лекторов, где скорость потока значительно выше и режим движения

турбу-

лентный,

порывы

труб

и образование свищей из-за внутренней коррозии, как

правило,

не наблюдаются.

Целесообразность замены одного трубопровода большого диаметра тру-

бопроводами малого диаметра может быть обусловлена повышением надеж-

ности и гибкости сбора и транспорта нефти и газа, так как при аварии позво-

ляет организовать ремонтные работы без остановки скважин. Это также

дает

возможность замерять дебит отдельных скважин и целой их группы непо-

средственно на централизованной сепарационной установке. Эксплуатация

трубопроводов большого диаметра (0,5 м и выше), особенно при высоких

давлениях и температурах, более сложна и опасна, чем трубопроводов ма-

лого диаметра.

Таким

образом, правильный выбор диаметра и числа сборных коллекто-

ров возможен только на основе тщательного рассмотрения конкретных усло-

вий

и технико-экономического анализа, увязанного с проектом разработки

месторождения. Что же касается коротких, внутриплощадочных технологиче-

ских трубопроводов различного назначения, то их диаметры устанавливают

по

допустимым скоростям, рекомендованным Гипровостокнефтью.

Наименование

продукта и трубопровода Скорость, м/с

Газ в приемном газопроводе поршневого компрессора .... До 10

То же, центробежного компрессора До 15

Газ в приемном коллекторе компрессора До 10

Газ в нагнетательном газопроводе компрессора До 20

Конденсат углеводородов (отводимый самотеком)

0,15—0,3

Топливный

газ (к печам, котлам и др.) До 40

Сжиженные газы:

на

всасывании насоса До 1,2

на

нагнетании насоса До 3,0

Жидкость;

на

всасывании насоса (нефть, эмульсия, реагенты) . . .

0,2—1,0

на

нагнетании насоса

1,23—3,0

самотечных коллекторах

между

аппаратами

0,2—0,3

Воздух

при давлении до 1,2 МПа

20—50

Пар

насыщенный водяной

20—30

Масло смазочное -

0,6—1,2

Вода:

на

всасывании насоса

1,0—1,2

на

нагнетании насоса

1,2—1,6

Стоки

в самотечных канализационных коллекторах

0,6—0,8

Стоки

в напорных канализационных коллекторах

0,8—1,0

В системах сбора и транспорта нефти и газа большое место занимают

нефтегазопроводы. Однако нормативные документы не учитывают

всех

осо-

бенностей совместного движения нефти и газа по одной

трубе.

Так, при сов-

местном движении нефти и газа

могут

наблюдаться пульсации давления, вы-

зывающие вибрации трубопровода и, следовательно, дополнительные нагруз-

ки.

Высокие давления и температуры вызывают в трубопроводе, кроме

больших кольцевых растягивающих усилий, еще и продольно-сжимающие

усилия. При определенных условиях это приводит к потере устойчивости и

целостности нефтегазопровода, что выражается в его выпучиваниях и поры-

вах. Во избежание этого при проектировании и сооружении нефтегазопрово-

дов необходимы расчет нефтегазопроводов на устойчивость против выпучива-

ния

и обеспечение при их сооружении компенсации температурных деформа-

ций.

К нефтегазопроводным

трубам

следует

предъявлять более высокие

требования, чем к трубам, предназначенным для транспорта однофазных

жидкостей. Эти требования сформулированы в строительных нормах и пра-

419

вилах для магистральных стальных трубопроводов большого диаметра (0,5 м

выше), но применительно к нефтегазопроводам эти нормы целесообразно

распространить и на

трубы

меньшего диаметра, начиная с диаметра 0,1 м.

Необходимо учитывать, что нефтегазовая смесь более опасна в пожарном

отношении,

чем отдельно нефть и газ. При порыве нефтегазопровода, обычно

сопровождающемся его разрушением, происходит распиливание и разбрасы-

вание нефти на большую площадь, что создает значительную опасность взры-

вов и пожаров. Поэтому нефтегазопроводы

следует

приравнивать к маги-

стральным трубопроводам для сжиженных газов. Большое значение в обеспе-

чении

надежности эксплуатации трубопроводов имеет качество сварки, так

как

исследования показали, что основной причиной разрушения нефтегазо:

проводов являются дефекты поперечных сварных соединений. Современная

технология сварки в сочетании с контролем ее качества обеспечивает воз-

можность получения сварных соединений, равнопрочных основному

металлу.

Для этого сварные швы должны обладать повышенными механическими свой-

ствами (на 15% выше нижнего предела прочности металла труб).

Следовательно, для повышения надежности работы нефтегазопроводов

необходимо, чтобы сварка стыков

труб

и контроль сварных соединений при

сооружении нефтегазопроводов выполнялись в строгом соответствии с тре-

бованиями

строительных норм и правил. Невыполнение этих требований явля-

ется основной причиной аварий, связанных с разрушением сварных соеди-

нений

нефтегазопроводов. Для предупреждения аварий, связанных с порыва-

ми

нефтегазопроводов, важна своевременная защита трубопроводов от

коррозии

и, в частности, от коррозии внутренней поверхности, которая при

определенных условиях может быть весьма опасной. Поэтому с самого нача-

ла разработки месторождения должны быть получены необходимые данные

об агрессивности среды и

другие

сведения, по которым можно было бы су-

дить о возможных осложнениях при эксплуатации нефтегазосборных систем.

таким сведениям

следует

также отнести условия отложения парафина и со-

лей,

а также образование водонефтяных эмульсий. Своевременное изучение

этих вопросов поможет предусмотреть наиболее эффективные меры борьбы

с вредными явлениями.

ГЛАВА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

РАСЧЕТЫ

ПРОМЫСЛОВЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

КЛАССИФИКАЦИЯ

ПРОМЫСЛОВЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделя-

ются на виды.

1. По назначению — нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, во-

допроводы.

В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или нефтью и га-

зом может двигаться и пластовая вода.

2. По функции — выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии — тру-

бопроводы от

устья

скважин до групповых замерных установок. Коллекто-

ры — трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок

сборным пунктам.

3. По величине рабочего давления — низкого давления (до 1,6 МПа),

среднего давления (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого давления (выше 2,5 МПа).

Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы

низкого

давления

могут

быть напорными и самотечными. Если в самотечных

трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении ею

объема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение непол-

ное,

то движение свободно-самотечное.

4. По гидравлической

схеме

работы — простые и сложные. Простые —

трубопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый

расход

транспорти-

руемой среды по всей длине. Сложные — трубопроводы, имеющие различные

420