Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности ($$A, B, C_1, C_2$$): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.
Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.
Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.
Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:
Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.
Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.
Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.
Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 $$м^3/сут.$$, а газовый фактор - до 200 $$м^3/м^3$$.
В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:
В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.
Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.
Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин (рис 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:
(рис 5.1) Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле
Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.
В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.
В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:
Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.
На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.
Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.
Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:
Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.
Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.
КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.
Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.
В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.
Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:
Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.
Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки нефти и газа включают:
В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:
В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели (рис 5.2).
Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.
На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.
(рис 5.2) Состав сооружений МН
В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 $$м^3/ч$$. Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.
На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.
Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм - 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.
С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимость единицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этом уменьшаются. Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии ($$кВт\cdot ч$$ на 1000 $$т\cdot км$$) составляет: диаметр 530 мм - 23,6; диаметр 720 мм - 14,8; диаметр 920 мм - 10,6.
В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.
МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
I класс - диаметр свыше 1000 мм;
II класс - от 500 до 1000 мм включительно;
III класс - от 300 до 500 мм включительно;
IV класс - 300 мм и менее.
В зависимости от класса выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений.
Установлены также следующие пять категорий участков трубопроводов, которые требуют обеспечения повышенных прочностных характеристик, объема неразрушающего контроля и величины испытательного давления: B, I, II, III, IV. Наиболее высокой и ответственной является категория B.
К последней категории относятся переходы диаметром 1000 мм и более через судоходные и широкие водные преграды, газопроводы внутри компрессорных, газораспределительных станций и подземных хранилищ газа (ПХГ). К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности в устойчивых грунтах вдали от строений и сооружений.
Вдоль трассы МТ проходит линия связи, которая имеет в основном диспетчерское назначение. Расположенные вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопроводы от наружной коррозии. По трассе нефтепровода могут сооружаться пункты налива нефти в железнодорожные цистерны. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в различных плоскостях определяют из условия прочности и устойчивости положения. На трассе МН через каждые 500 м устанавливаются знаки высотой до 2 м с надписями-указателями .
Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо морская перевалочная нефтебаза, откуда нефть танкерами перевозится потребителям.
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. Газ с месторождений поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (МГ).
В состав сооружений магистрального газопровода входят следующие основные объекты (рис 5.3):
(рис 5.3) Схема магистрального газопровода
МГ в зависимости от рабочего давления подразделяются:
I класс - от 2,5 до 10 МПа включительно;
II класс - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.
На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке. В первый период разработки месторождений давление газа достаточно велико, поэтому нет необходимости в использовании головной компрессорной станции. Эту станцию строят на более поздних этапах разработки газовых месторождений.
Компрессорные станции (КС) предназначены для перекачки газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.
Объекты КС проектируются в блочно-модульном исполнении и оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом — около 20%.
Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для сжатия природного газа, достаточного для обеспечения его транспортировки с заданными технологическими параметрами. Газоперекачивающие агрегаты размещаются в блок-контейнерах, состоящих из отсеков двигателей (приводов) и нагнетателей. Базовая сборочная единица - блок турбоагрегата и оборудование технологических систем.
Установка охлаждения газа преимущественно состоит из аппаратов воздушного охлаждения (АВО). При компримирова-нии (сжатии) газ нагревается, что приводит к увеличению его вязкости, затрат мощности на перекачку и увеличению продольных напряжений в трубопроводе. Охлаждение газа после его компримирования увеличивает производительность и устойчивость газопровода, ослабляет действие коррозионных процессов. Газ охлаждают водой и воздухом в тешюобменных аппаратах различной конструкции. Конструктивно АВО представляет собой вентилятор с диаметром лопастей до 7 м. Количество АВО определяется теплотехническими расчетами. Рабочая температура охлаждаемой среды на входе в аппарат до $$70^{\circ}C$$, на выходе - до $$45^{\circ}C$$.
Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого МГ или отвода от него. Высоконапорный газ не может быть непосредственно подан потребителям. На ГРС осуществляется понижение давления газа до требуемого уровня, очистка от механических частиц и конденсата, одоризация и измерение расхода.
К линейным сооружениям относятся собственно МТ, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через препятствия, станции противокоррозионной защиты, линии технологической связи, отводы от МГ и сооружения линейной эксплуатационной службы.
Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефтепроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, расстояние между которыми должно быть не более 30 км. Кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатос-борники. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура рассчитаны на рабочее давление до 10 МПа.
При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки размещаются на расстоянии не менее 40 км друг от друга, а также перед компрессорными станциями и после них.
Подземные хранилища газа (ПХГ) служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет существенно уменьшить капиталовложения в хранилища.
). Объекты в составе НПС подразделяются на две группы: основного (технологического) и вспомогательного назначения.
К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и предохранительные устройства; камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.
(рис 5.4) Технологическая схема промежуточной НПС
К объектам второй группы относятся: понижающая электрическая подстанция с распределительными устройствами; комплекс водоснабжения; комплекс по отводу промышленных стоков; котельная с тепловыми сетями; узел связи: лабораторный корпус; мастерские; пожарное депо; склад и т. д.
На головных НПС осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти; закачка нефти в МТ; запуск в полость трубопровода очистных и диагностических устройств.
На промежуточных НПС осуществляется увеличение напора транспортируемой нефти. При работе НПС в режиме "из насоса в насос" (конец предыдущего участка трубы МН подключен к линии всасывания насосов) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков. В других случаях резервуарные парки имеются. На промежуточных НПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.
МН разбиваются на эксплуатационные участки протяженностью до 800 км, которые соединяются друг с другом через резервуарные парки, поэтому в течение некоторого времени каждый участок может вести перекачку независимо от соседних участков. Эксплуатационные участки в свою очередь состоят из 3-5 более коротких участков, разделенных промежуточными НПС. которые работают в режиме "из насоса в насос" и гидравлически связаны друг с другом.
Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод их блочно-модульного исполнения. Все оборудование станции входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, когда насосные агрегаты размещаются под навесом на открытом воздухе.
Важным элементом НПС является узел учета нефти на потоке, который размещают на пути движения нефти из резервуара к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными.
Типичным элементом схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода. На головных НПС размещаются только камеры пуска, на промежуточных - камеры пуска и камеры приема, на конечных—только камеры приема. Каждое из средств очистки обладает своими преимуществами и недостатками. Например, эластичный шаровой разделитель обладает повышенной проходимостью, способен преодолевать сужения трубы и крутые повороты, но обладает худшими очистными свойствами по сравнению со скребками.
Для приема разделителей с предыдущего участка используют специальную камеру, в которую разделитель поступает вместе с потоком нефти. Для пуска разделителей используется другая камера, из которой разделители вместе с потоком нефти уходят на следующий участок нефтепровода.
Магистральный газопровод (МГ) в своем составе имеет головную и промежуточные компрессорные станции (КС), обеспечивающие расчетную пропускную способность трубопровода (рис 5.5).
(рис 5.5) Технологическая схема промежуточной КС с центробежными нагнетателями
В начальный период разработки месторождений давление поступающего природного газа бывает достаточно большим, поэтому необходимость в сооружении головной КС отсутствует. Головную КС строят позднее, уже после ввода МГ в эксплуатацию.
Размещение КС по длине трассы зависит от рабочих параметров МГ. Обычно оно колеблется в пределах 80-150 км.
Головная КС предназначена для приема газа от источников (с промысла), очистки его от пыли и сероводорода, осушки, охлаждения и компримирования - сжатия до рабочего давления.
Для выполнения этих технологических операций в составе головной КС имеются следующие объекты:
Промежуточная КС используется для очистки газа от пыли и его компримирования. В состав сооружений промежуточной КС входят:
Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное их назначение - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте: сохранение качества и сокращение до минимума их потерь.
Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. За критерий пожароопасности нефтебаз принимают суммарный объем резервуарного парка. По величине этого объема нефтебазы делят на следующие категории:
В зависимости от категории строительными нормами устанавливаются минимально допустимые расстояния до соседних объектов. Например, расстояние от нефтебаз первой категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м.
По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.
Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций. Перевалочные нефтебазы обычно играют роль конечного пункта МН.
Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на нефтебазы оперативного и сезонного хранения. Последние предназначены для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы.
По номенклатуре хранения различают нефтебазы общего хранения, хранения только светлых нефтепродуктов и только темных нефтепродуктов.
К основным операциям на нефтебазах относятся:
Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечить удобство их взаимодействия, минимальную длину технологических трубопроводов, водопроводных и тепловых сетей при соблюдении всех противопожарных требований. В общем случае территория нефтебазы разделена на семь зон:
В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. Основные объекты этой зоны: сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуары и обратно; лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов. Из возможных схем налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны наиболее предпочтительным является герметичный налив, при котором используется герметизирующая крышка и линия отвода и улавливания паровоздушной смеси.
Слив железнодорожных цистерн производится принудительно или сифоном через их горловину (верхний слив), а также принудительно или самотечно через сливной прибор, расположенный снизу цистерны (нижний слив).
В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов танкерами и баржами. К ним относятся: нефтегавани; причалы и пирсы для швартовки нефтеналивных судов; стационарные и плавучие насосные. Для предотвращения растекания по воде нефтепродуктов, попавших на поверхность воды, акватория нефтегавани отделяется от остального водного пространства плавучими боновыми ограждениями. Для швартовки нефтеналивных судов служат причалы, расположенные параллельно берегу, и пирсы, расположенные под некоторым углом к берегу.
Соединение трубопроводов нефтебаз с нефтеналивными судами осуществляется либо с помощью гибких прорезиненных рукавов (шлангов), либо с помощью шарнирно-сочлененных трубопроводов (стендеров). Диаметр стендеров достигает 500 мм, а рабочее давление в них - 1,6 МПа. Стендеры более надежны, чем шланги, и обеспечивают более высокую производительность операций слива-налива.
В зоне хранения нефтепродуктов размещаются: резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов: резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники); обвалование - ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждении резервуаров.
В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов: нефтеловушки; флотаторы; пруды-отстойники; иловые площадки; шламонакопители; береговые станции по очистке балластных вод; насосные.
Набор перечисленных зон и объектов зависит от категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций.
Довольно широкое распространение получил способ подземного хранения нефти и нефтепродуктов. Различают следующие типы подземных хранилищ:
Резервуары являются основными сооружениями нефтебаз. По материалу, из которого они изготовлены, различают металлические, железобетонные, резинотканевые и сооружаемые в горных выработках. Для обеспечения сохранности качества и количества нефтепродуктов разработано большое количество различных конструкций. Современные стальные резервуары подразделяются на вертикальные цилиндрические, горизонтальные (цистерны), каплевидные, сферические и др.
Для хранения больших объемов нефти наиболее распространенными являются вертикальные резервуары (типа РВС). Их цилиндрический корпус сварен из стальных листов толщиной от 4 до 25 мм, а кровля имеет коническую форму. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Нижние пояса испытывают большую гидростатическую нагрузку, чем верхние пояса, поэтому они выполняются из более толстых стальных листов.
Щитовая кровля больших резервуаров опирается на фермы и на центральную стойку. Сварное днище располагается на песчаной подушке, обработанной битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 $$м^3$$ и рассчитаны на избыточное давление 2 кПа и вакуум 0,2 кПа. Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные резервуары оснащают понтонами или плавающими крышами.
Резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной кровли. Роль крыши у них выполняет плавающий на поверхности нефти стальной диск. Дисковые однослойные крыши менее металлоемки, но при появлении течи такие крыши тонут. Двухслойные крыши - это пустотелые короба, разделенные перегородками на отсеки, обеспечивающие плавучесть. Диаметр крыш на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов. В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на опорные стойки высотой 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.
Эксплуатируются также резервуары, имеющие стационарную крышу, снабженные плавающим на поверхности понтоном. Металлические понтоны мало отличаются от плавающих крыш. Синтетические понтоны покрыты ковром из полиамидной пленки и практически непотопляемы.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 $$м^3$$. В системе МН такие резервуары используют для сбора утечек.
Каплевидные резервуары применяют для хранения легко-испаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придают очертания капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме все элементы корпуса испытывают примерно одинаковые напряжения. Эта особенность обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.
На резервуарах устанавливается следующее оборудование (рис 5.6):
К оборудованию первой группы относится:
Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Во избежание разрыва резервуаров на них устанавливаются дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5% выше, они страхуют дыхательные клапаны.
(рис 5.6) Схема расположения оборудования вертикального резервуара
Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в период опорожнения или при уменьшении температуры в газовом пространстве. При достижении определенной величины вакуума дыхательные клапаны открываются, и в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух.
Приемо-раздаточные патрубки служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки нефтепродуктов.
Сифонный кран устанавливается в первом поясе резервуара на высоте 350 мм от дна и служит для удаления воды из резервуара.
Протекторная защита предотвращает внутреннюю коррозию днища и первого пояса резервуаров. Ее сущность заключается в создании коррозионной пары "сталь-протектор", в которой разрушается протектор, а не сталь днища или стенки.
Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для проникновения рабочих внутрь резервуара. Кроме того, на крыше резервуара монтируются люк замерный и люки световые.
Система размыва и предотвращения накопления донных отложений представляет собой группу веерных сопел. Скорость истечения нефти из сопла такова, что обеспечивает срыв частиц осадка и их взвешивание.
Расходование газа промышленными и коммунально-бытовыми потребителями является неравномерным и колеблется в течение суток, месяца и года. Газ по магистральному газопроводу подается равномерно, исходя из среднечасового расхода, поэтому в одни периоды времени возникает его нехватка, а в другие появляется избыток газа.
Для надежного газоснабжения потребителей избыток газа аккумулируют для того, чтобы выдавать его в газовую сеть в периоды пикового газопотребления.
Для компенсации неравномерности потребления газа в течение суток используют его аккумулирование на последнем участке магистрального газопровода. Увеличивая противодавление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления, газ накапливают в трубопроводе, не прекращая его перекачки.
Для компенсации суточной неравномерности потребления газа используют газгольдеры высокого и низкого давления. Газгольдеры - это сосуды большого объема, предназначенные для хранения газа под давлением.
Газгольдеры низкого давления (4000 Па) бывают мокрыми и сухими. Мокрые газгольдеры состоят из двух частей - вертикального цилиндрического резервуара, заполненного водой (неподвижная часть), и колокола, помещенного внутри резервуара, и представляющего собой цилиндр, открытый снизу (подвижная часть). При закачке газа давление под колоколом возрастает, и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и колоколом. При дальнейшем возрастании давления колокол перемещается вверх, освобождая объем для новых количеств газа. При опорожнении газгольдера колокол опускается. На газгольдерах большого объема (свыше 6000 м3) подвижную часть разбивают на несколько секций, которые телескопически вкладываются друт в друга.
Газгольдеры низкого давления обладают низкой аккумулирующей способностью.
Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, в котором помещается большое количество газа благодаря высокому рабочему давлению. Газгольдеры высокого давления бывают цилиндрическими и сферическими. Цилиндрические газгольдеры имеют объем до 270 $$м^3$$ и рассчитаны на давление до 2 МПа. Толщина их стенки может достигать 30 мм.
Сферические газгольдеры имеют объем до 4000 $$м^3$$ и толщину стенки до 34 мм. Монтируют их из отдельных лепестков, а также из верхнего и нижнего днищ, имеющих форму шарового сегмента. Опоры выполняют в виде цилиндрического стакана из железобетона.
С ростом объема потребления нефти и газа потребовались хранилища вместимостью в миллионы кубических метров. Обеспечить хранение таких количеств нефти и газа могут только подземные хранилища, создаваемые в горных породах. Держать топливо глубоко под землей позволяет продлить срок годности нефтепродуктов и практически свести к нулю выбросы в атмосферу летучих углеводородов.
Существуют два типа подземных хранилищ газа (ПХГ): в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ в отложениях каменной соли получает все более широкое распространение. Прежде бурится скважина, в которую закачивается вода, обеспечивающая растворение соли и вынос ее на поверхность. Таким образом получается искусственно созданный подземный резервуар высотой до 300 м и диаметром до 100 м. ПХГ в отложениях каменной соли обладают рядом преимуществ: абсолютно герметичны; в любой момент готовы к закачке и отбору голубого топлива. Последнее обстоятельство важно для регулирования газопотребления в пиковый период. К тому же впечатляет их производительность: одна скважина ПХГ в каменной соли заменяет 20 скважин ПХГ в пористых пластах.
Широко используется второй тип хранилищ: в водоносных пластах и в истощенных нефтегазовых месторождениях.
Оптимальная глубина, на которой создаются ПХГ, составляет от 500 до 800 м. Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая в каждом сезоне больший объем газа, чем тот. который отбирается.
Для распределения газа в населенных пунктах служат газораспределительные сети, в которые газ поступает через газораспределительные станции. Газопроводы систем газоснабжения бывают высокого давления (0,3—1,2 МПа), среднего и низкого (менее 0,005 МПа) давления.
В зависимости от числа ступеней понижения давления в газопроводах системы газоснабжения бывают одно-, двух- и трехступенчатые.
Газопроводы низкого давления используются для газоснабжения жилых домов и коммунально-бытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого давления предназначены для подачи газа в газопроводы низкого давления и для газоснабжения промышленных предприятий.
В XX в. планета покрылась инфраструктурой автозаправочных станций (АЗС), бензовозов и дорог. В настоящее время нефтяное моторное топливо является наиболее массовым видом нефтепродуктов.
В России и странах СНГ первоклассные заправки появились только на пороге XXI в. Это было торжество недавно разрешенного частного предпринимательства и частной собственности. Сегодня автозаправочные комплексы - это визитные карточки компаний, где можно не только заправить машину, но и произвести мелкий ремонт. Заправки венчают труд тысяч людей: геологов, бурильщиков, операторов по добыче и переработке нефти.
Стационарные АЗС (рис 5.7) сооружаются по типовым проектам на 300, 500, 750 и 1ООО заправок в сутки из расчета одна заправка - это 50 л топлива. В состав АЗС входят:
(рис 5.7) Принципиальная схема АЗС
Нефтепродукты доставляются на АЗС с помощью автоцистерн и сливаются через сливное устройство в резервуар для топлива. Отпуск нефтепродукта потребителям производится с помощью топливораздаточной колонки, связанной с резервуаром трубопроводом, на котором смонтирован угловой предохранитель. "Дыхание резервуаров" осуществляется через специальный клапан.
Сливное устройство предназначено для слива нефтепродуктов в резервуар под уровень находящейся в нем жидкости и состоит из ниппеля, фильтра и сливного трубопровода. Ниппель с рукавом автоцистерны соединяется с помощью специальной быстроразъемной муфты. На АЗС используются горизонтальные и вертикальные резервуары емкостью до 50 $$м^3$$ с толщиной стенки до 4 мм. Резервуары рассчитаны на избыточное давление 0,7 МПа и вакуум - 1000 Па.
Для соединения раздаточных колонок с резервуаром предназначено всасывающее устройство, состоящее из приемного клапана, предотвращающего слив жидкости в резервуар после отключения раздаточной колонки, и углового предохранителя, предотвращающего с помощью латунной сетки распространение пламени по всасывающему трубопроводу.
Топливо-раздаточные колонки предназначены для заправки машин с одновременным замером количества выданного горючего или масла. Все колонки имеют в своем составе насос, счетчик, фильтр, раздаточный рукав и раздаточный кран. Производительность насосов колонок может достигать 70 л/мин. Раздаточный кран служит для быстрого отсечения струи горючего при достижении его предельного уровня в баке автомобиля, чтобы предотвратить перелив.
В качестве моторного топлива все шире начинает применяться компримированный природный газ (КПГ), что обусловлено экологической безопасностью и относительно небольшой ценой газа. При этом один кубометр газа заменяет один литр бензина, а содержание вредных веществ в выхлопах автомобилей в пять раз меньше.
Для заправки автомобилей КПГ служат автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС). Поступающий от газопровода газ очищается от механических примесей в блоке сетчатых фильтров, которые задерживают частицы размером более 15 мкм. Затем через расходомер газ поступает в блок компрессорных установок, где он сжимается до 25 МПа.
Газомоторное топливо должно быть сухим, поскольку пары воды уменьшают его теплотворную способность. Блок осушки КПГ включает в себя два адсорбера, заполненных цеолитом.
Осушенный газ направляется в блок аккумуляторов, объем каждого из которых составляет 9 $$м^3$$. Аккумуляторы позволяют не менять режим работы компрессоров при изменении числа заправляемых автомобилей. Из аккумуляторов газ подается в блок раздачи. Шланг раздаточной колонки присоединяют к газобаллонной установке автомобиля и плотно затягивают гайку на наконечнике шланга. Манометр на колонке показывает давление газа в баллонах автомобиля — по достижении 20 МПа выдача газа прекращается.
В 2008 г. мировой парк автомобилей, работающих на природном газе, превысил 8 млн единиц, что составляет примерно 1% от общего количества эксплуатируемых на глобальном рынке транспортных средств. При этом число ЛГИ КС превысило 12 тыс., а учтенное потребление компримированного метана - 15 млрд $$м^3$$. В целом ряде стран перевод автомобилей на метан сопровождается снижением налогов и акцизов, льготным кредитованием. В 2007 году Европейский деловой конгресс принял решение о подготовке проекта "Голубой коридор", который предусматривает организацию международных перевозок с преимущественным использованием КПГ в качестве моторного топлива.
Добываемая из скважин продукция является смесью нефти, растворенного в ней газа (до 300 $$нм^3/т$$). пластовой воды (от 4 до 90% масс.) с минеральными солями (до 10 г/л) в виде эмульсии и механических примесей (до 1% масс). От группы скважин сырая нефть поступает на несколько автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скважины.
Затем сырая нефть по сборному коллектору поступает на ДНС, где происходит первая ступень сепарации, предварительное отделение воды и механических примесей. После отделения основного количества газа смесь поступает в сепараторы второй ступени С2, где отделяется большая часть воды и часть газа. Далее водонефтяная эмульсия направляется в электро-дегидраторы установки УПН. В УПН при $$120^{\circ}C$$ в присутствии деэмульгаторов содержание воды уменьшается до 1% и менее, минеральных солей до 300 мг/л и менее и выделяется газ третьей ступени сепарации.
Стабильная нефть поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ. Вода с УПН и емкостей предварительного сброса воды передается на установку подготовки воды (УПВ). Очищенная вода используется для заводнения пласта в системе ППД. Газы, выделившиеся в сепараторах, поступают по трубопроводу на ГПЗ для разделения.
Поступающую на нефгеперерабатывающий завод (НПЗ) нефть и получаемые из нее продукты проходят следующие стадии:
Упрощенная схема, отражающая взаимосвязь названных четырех стадий, приведена на рис 5.8
(рис 5.8) Технологические потоки современного нефтеперерабатывающего завода
Переработка нефти начинается с ее первичной перегонки. Этот процесс является изобретением технологов-нефтяников и основан на свойстве несрти. определяемом графиком разгонки. Нефть - это сложная смесь большого количества взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В упрощенном виде: чем длиннее молекула углеводорода, тем выше его точка кипения.
Сырьем для установок первичной перегонки служат нефть и газовый конденсат. Их разделяют на фракции для последующей переработки или использования как товарных продуктов. При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых (AT) установках и вакуумных трубчатых (ВТ) установках.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках осуществляется различными способами. В связи с увеличением масштабов переработки загазованных сернистых нефтей наиболее распространена перегонка нефти по схеме двукратного испарения в двух ректификационных колоннах (рис 5.9). Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменник 2 подается в электродегидратор 3 для обезвоживания. Отстоявшаяся нагретая нефть проходит через теплообменник 4 и поступает в колонну 5, где с верха ее отбирается легкая фракция бензина. Далее полуотбензиненная нефть насосом 6 подается через трубчатую печь 7 в основную колонну 8, в которой отбираются все остальные требуемые фракции - светлые нефтепродукты и остаток - мазут. Часть нагретой в печи нефти возвращается в первую колонну (горячая струя).
(рис 5.9) Перегонка нефти по схеме двукратного испарения
Установки, работающие по схеме двукратного испарения, имеют мощность до 2 млн т/год.
На АТ-установках осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. ВТ-установки предназначены для углубления переработки нефти. На этих установках из мазута получают газойлевые, масляные фракции и гудрон, которые используют в качестве сырья в процессах вторичной переработки нефти.
Процесс перегонки происходит в ректификационной колонне, представляющей собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой до 30 м и диаметром до 4 м. Внутреннее пространство колонны разделено на отсеки большим количеством горизонтальных дисков (тарелок), в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти (рис 5.10).
(рис 5.10) Тарелки с колпачками внутри ректификационной колонны
Перед закачкой в колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры $$360-390^{\circ}C$$. При этом бензин, нафта (лигроин), керосин, легкий и тяжелый газойль переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с более высокой температурой кипения представляет собой мазут. После ввода горячей смеси в колонну мазут стекает вниз, а углеводороды в парообразном состоянии поднимаются вверх.
Смесь горячей жидкости и пара, поднимаясь по колонне и остывая, постепенно конденсируется. Вначале отделяются и опускаются на дно специальных тарелок тяжелые тугоплавкие фракции нефти, выше последовательно конденсируются и оседают на дно тарелок пары более легких фракций. Особенность процесса ректификации заключается в том, что горячие пары, поднимаясь, поочередно проходят через слои горячего конденсата. Количество тарелок в колонне должно быть таким, чтобы общий расход сливающихся с них готовых продуктов перегонки был равен расходу сырой нефти, подаваемой внутрь колонны. Несконденсировавшиеся пары углеводородов направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ, пропан, бутан и бензиновую фракцию.
При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам.
В зависимости от технологии перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина.
Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требующим дополнительного передела.
Бензиновая фракция с пределами выкипания $$28-180^{\circ}C$$ преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций ($$28-62, 62-85, 85-105^{\circ}C$$ и др.). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга c целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.
Керосиновая фракция с температурами выкипания $$120-230^{\circ}C$$ используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию $$150-280^{\circ}C$$ из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины: фракцию $$140-200^{\circ}C$$ - как растворитель для лакокрасочной промышленности.
Дизельная фракция с температурами выкипания $$140-320^{\circ}$$ используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция $$180-360^{\circ}C$$ — в качестве летнего. Фракция $$200-320^{\circ}C$$ из высокопарафинистой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.
Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.
Узкие масляные фракции с пределами выкипания $$320-400, 350-420, 450-500^{\circ}C$$) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.
Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.
Полученные при перегонке с помощью физических процессов нефтепродукты отправляются на другие переделы, в которых используются различные химические реакции. Химические процессы, составляющие основу вторичной переработки, позволяют максимально использовать энергетический и химический потенциал углеводородов. Классификация методов вторичной переработки нефти приведена на рис 5.11.
(рис 5.11) Классификация методов вторичной переработки нефти
Термический крекинг - это высокотемпературная переработка углеводородов нефти с целью получения высококачественного топлива. Различают несколько видов термического крекинга.
Неглубокий термический крекинг при температурах $$480-490^{\circ}C$$ и давлении 1,5—2,0 МПа для получения котельного топлива из высоковязкого исходного сырья: мазута и гудрона.
Глубокий (жидкофазный) крекинг при температурах $$500-540^{\circ}C$$ и давлении выше 5,0 МПа применяется для получения бензина с антидетонационными характеристиками из лигроиновых. керосиновых и газойлевых фракций. Крекинг-бензины содержат в своем составе значительное количество непредельных и ароматических углеводородов.
Побочными продуктами термического крекинга являются газ, крекинг-остаток, обогащенный высокомолекулярными углеводородами, и тяжелая смола.
Пиролиз используется для разложения углеводородов при $$700-900^{\circ}C$$ и давлении 1,0—1,2 МПа. С его помощью получают газообразные непредельные углеводороды, в основном этилен и пропилен. Побочными продуктами пиролиза являются смолы пиролиза и предельные газы метан и этан.
Коксование - высокотемпературный ($$490—520^{\circ}C$$ и 0,2—0,6 МПа) процесс получения электродного или топливного кокса из нефтяных остатков. Это пек, полученный из смолы пиролиза, мазут, и гудрон.
Полностью использовать потенциал нефти удается с помощью катализаторов. Катализаторы характеризуются активностью, стабильностью и селективностью. Активность катализатора - это его производительность. Селективность определяется количеством целевого продукта, образовавшегося из исходного сырья.
Катализаторы термокаталитических процессов состоят из трех компонентов: носителя, основного компонента и добавок. В качестве носителя используются алюмосиликаты, основного компонента - цеолиты. В качестве добавок используются платина, рений, металлоорганические комплексы сурьмы, висмута, фосфора, оксиды кальция и магния. Среди катализаторов риформинга наибольшее значение приобрели платиновый и платино-рениевый катализатор.
Каталитический крекинг - это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при $$470-540^{\circ}C$$ и давлении 0,13-0,15 МПа в присутствии катализаторов. Разработан процесс для производства высокооктанового бензина с октановым числом до 92 и сжиженных газов. В качестве катализаторов используются в основном алюмосиликаты и цеолиты.
Риформинг - это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций при температурах $$480-540^{\circ}C$$ и давлении 2,0—4 МПа. Продуктом является высокооктановая компонента товарного автомобильного бензина с октановым числом до 100 и ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы). Сырьем являются бензиновые фракции, содержащие все типы углеводородов.
Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций проводятся в присутствии водорода и катализаторов при $$260-430^{\circ}C$$ и давлении 2—32 МПа. Эти процессы увеличивают выход светлых нефтепродуктов и обеспечивают удаление примесей серы, кислорода и азота.
Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. В светлых нефтепродуктах нежелательными примесями являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы и твердые парафины.
Присутствие в моторных топливах серы и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах образуют осадки, загрязняющие систему топливопроводов. Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию. Присутствие твердых углеводородов в нефтепродуктах повышает температуру их застывания и ухудшает подачу топлива в цилиндры. Присутствие ароматики в осветительных керосинах образует коптящее пламя.
Для удаления вредных примесей из светлых нефтепродуктов применяются различные способы очистки.
В 2001 г. в мире работало 742 нефтеперерабатывающих завода общей мощностью более 4 млрд т нефти в год. Средняя мощность одного завода составляет 5,5 млн т в год.
На большинстве российских заводов отсутствуют необходимые вторичные процессы: изомеризация, алкилирование, гидрокрекинг и современные разновидности каталитического крекинга. До 70% материалов, включая катализаторы и присадки к топливам и маслам, отечественная нефтеперерабатывающая отрасль импортирует. Задача ближайших лет заключается в том, чтобы поднять глубину переработки нефти с 55 до 90% и выше, обеспечив при этом содержание серы в бензине 0,001%.
Основные аппараты, в которых осуществляется превращение исходных реагентов в нефтепродукты, - это химические реакторы. Основные требования к реакторам следующие:
Наибольший интерес представляют реакторы для систем газ-твердое тело. К ним относятся каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка, каталитическая полимеризация олефинов, контактное коксование. Для осуществления этих процессов используются реакторы со стационарным, псевдоожиженным и движущимся слоями.
Наиболее простыми являются реакторы со стационарным слоем катализатора без теплообмена с внешней средой. Это полый или сферический аппарат с каталитической решеткой, на которую насыпан слой катализатора. Реагенты в виде газа поступают сверху, а продукты выводятся снизу.
Реакторы со стационарным слоем катализатора с теплообменом с внешней средой представляют собой многотрубчатые аппараты с размещением катализатора в трубках, а теплоносителя (хладоагента) в межтрубном пространстве. В зависимости от характера процесса применяют разнообразные теплоносители: воду, топочные газы, расплавы солей, органические теплоносители.
Химический реактор непосредственно связан с другими аппаратами: теплообменниками, конденсаторами, сепараторами, насосами, компрессорами и др. Такую систему называют реакционным узлом. Задача расчета реакционного узла сводится к выбору типа реактора и составлению материального и теплового баланса.
Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру необходимых нефтепродуктов. Современные производства ориентируются на максимальную производительность, т. к. в этом случае они более экономичны. Одна из классификаций нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) включает пять типов:
На заводах первых двух типов вырабатывают различные виды топлива. При неглубокой переработке из нефти получают до 35% светлых нефтепродуктов. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки: каталитического крекинга; гидрокрекинга; коксования и др.
На заводах третьего типа помимо топлив вырабатываются нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы, либо бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной переработки нефти.
На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и др.
Заводы энергонефтехимического типа строят возле ТЭЦ большой мощности. На таких заводах получают фракции светлых нефтепродуктов для нефтехимического производства, а образующийся мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива.
В словаре нефтепереработчиков существуют также другие термины: простая, сложная и очень сложная нереработка. В основу этой классификации положен объем капиталовложений, необходимый для строительства крупных единиц оборудования.
Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку дистиллятов и каталитический риформинг нафты. НПЗ, работающий по сложной схеме, кроме вышеперечисленного, включает каталитическую крекинг-установку и установки алкилирования. НПЗ, работающий по очень сложной схеме, включает то же самое, что при сложной схеме, плюс установки по производству олефинов.
| Процессы | Мир в целом | Россия | США |
| Первичная переработка нефти, млн т | 4060 | 273 | 831 |
| Процессы, углубляющие переработку, % | 40,7 | 20,1 | 71,7 |
| Процессы, повышающие качество, % | 45,0 | 36,4 | 75,0 |
Средние выходы продуктов переработки нефти следующие (%):
При переработке любой нефти по сложной схеме получается больший объем светлых нефтепродуктов, чем при переработке по простой схеме. Порядок цифр такой: при простой схеме переработки объемный выход светлых нефтепродуктов (бензин плюс реактивное топливо) составляет около 40%: при сложной схеме - около 70%; при очень сложной - до 90%.
Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Эти газы состоят из смеси предельных парафиновых углеводородов, в которые могут входить азот, углекислый газ, сероводород, гелий и пары воды. Сырьем для ГПЗ также являются газы, получаемые при первичной и вторичной переработке нефти, которые в отличие от природных газов содержат еще и непредельные углеводороды - олефины.
На ГПЗ с полным (законченным) технологическим циклом осуществляют пять основных процессов:
В случае, когда количество исходного сырья невелико, газоперерабатывающее производство может быть организовано как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или в составе НПЗ. Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис 5.12.
(рис 5.12) Принципиальная технологичесая схема ГПЗ
Газ поступает в пункт приема под давлением 0,15-0,35 МПа. Здесь производят замер его количества и направляют в приемные сепараторы, где отделяют от газа механические примеси и капелыгую влагу. Здесь же газ проходит через установку его очистки 2 от сероводорода и углекислого газа.
Компрессорная станция первой ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами типа 10 ГКН или центробежными нагнетателями типа К-980.
На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Отбензиненный газ компрессорной станцией второй ступени 5 закачивается в магистральный газопровод. Нестабильный бензин направляется на газофракционирующие установки 6.
Газофракционирующие установки предназначены для разделения нестабильного бензина на стабильный бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан и н-гексан. Продукты разделения газов откачивают в товарный парк 7, откуда производится их отгрузка потребителям.
Отбензинивание газов осуществляется различными методами: компрессионным; абсорбционным; адсорбционным; конденсационным.
ГФУ эксплуатируются в составе нефте- и газоперерабатывающих заводов, на нефтехимических предприятиях и самостоятельно как сырьевые блоки для получения мономеров в промышленности синтетического каучука.
Процесс разделения нестабильного бензина на стабильный газовый бензин и технически чистые индивидуальные углеводороды называется фракционированием. В основе фракционирования лежит метод ректификации. Газофракционирующие установки бывают одноколонными и многоколонными. На одноколонных установках выделяют стабильный бензин и сжиженный газ. на многоколонных - стабильный бензин и фракции индивидуальных углеводородов.
В настоящее время разведка и добыча нефти ведутся на морских акваториях и внутренних водоемах всех континентов. Добыча нефти с морских акваторий непрерывно растет. Наиболее интенсивно ведутся работы в Мексиканском и Персидском заливах, в Каспийском и Северном, Охотском и Балтийском морях.
Бурение скважин на море в основном осуществляется с использованием такого же основного оборудования, как и на суше. Однако проекты освоения морских нефтяных и газовых месторождений существенно отличаются от проектов разработки наземных месторождений. Главное различие состоит в наличии верхнего привода и основания, на котором монтируется буровая установка.
Значительная сложность и специфика проведения буровых работ в море обусловливается окружающей средой, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, необходимостью проведения работ под водой, организацией строительства и эксплуатации объектов в море. Главная особенность шельфовых разработок - высокие затраты и стесненность пространства для размещения оборудования. Стоимость выполнения буровых работ на море примерно на порядок превышает стоимость бурения на суше (табл. 5.2).
| Районы | Средняя глубина скважин, м | Количество пробуренных скважин | Стоимость 1 м бурения, тыс. долл. |
| Арктические острова Канады | 1700 | 3 | 5,2 |
| Атлантический шельф Канады | 4500 | 20 | 10,0 |
| Берингово море (США) | 2120 | 3 | 12,5 |
| Северный склон Аляски | 2800 | 5 | 3,4 |
| Норвежское море | 3260 | 4 | 6,1 |
| Скважины на суше | 5160 | 566 | 1,08 |
| 6820 | 33 | 1,85 |
Геологическими особенностями морского бурения являются:
Особенностью континентального шельфа является то. что 75% акваторий расположено в районах, которые продолжительное время покрыты льдами. Основными факторами, определяющими возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов в море, являются глубина моря, температурные условия, ветер, волнение, течения, ледовый покров, химический состав воды.
Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. Достоверность и полнота данных определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.
Конструкции стационарных и плавучих платформ (рис 5.13), а также суда для проведения поисковых работ и добычи нефти и газа при всех своих различиях имеют необходимый комплект оборудования и помещения для работы и жилья. В районах с мягким климатом и неглубокими водами для различных типов работ могут устанавливаться отдельные специализированные платформы. В районах с суровыми условиями и глубокими водами количество и размер платформ ограничивается до минимума. Так в мелководных районах Юго-Восточной Азии отдельно установлены буровые, добывающие, жилые и факельные платформы, тогда как в Северном море каждая платформа охватывает все упомянутые функции.
(рис 5.13) Варианты систем бурения и разработки глубоководных скважин
Объединенная добывающая, буровая и жилая платформа с возможным нефтехранилищем и подачей нефти на погрузочные шельфовые сооружения требует тщательного планирования размещения оборудования и точного анализа безопасности функционирования комплекса.
Работа на шельфе связана с необходимостью длительного пребывания персонала на колеблющейся платформе, осложнена суровыми природными условиями, что ведет к дополнительным эмоциональным нагрузкам. В некоторых районах мира в случае ураганов или тайфунов обслуживающий персонал эвакуируется с платформы. Любой разлив нефти на шельфе значительно труднее нейтрализовать, чем на суше.
Разработка морских месторождений, добыча, подготовка и транспорт углеводородов отличаются непрерывным производственным циклом и должны вестись круглый год, даже тогда, когда море покрыто льдом. В последние годы проводятся испытания комплексов оборудования подводной эксплуатации морских месторождений в ледовых условиях.
В процессе разработки морских месторождений требуется надежное сообщение между отдельными объектами. Доставка грузов на судах при волнении свыше 4 баллов затруднена. Малая глубина акватории в местах разработки (например, район Нефтяные камни в Азербайджане) вынуждает создавать эстакады как средство сообщения между объектами промыслов.
В последнее время при разработке малодебитных месторождений, а также на первом этапе освоения месторождений с большими извлекаемыми запасами используются плавучие установки. Как показал опыт, на Каспийском море плавучие буровые установки способны проходить в год до 15 тыс. м скважин со скоростью 1200-1600 м в месяц.
Для выполнения разведочного и эксплуатационного бурения при глубине моря до 100 м используют самоподъемные плавучие буровые установки (ПБУ). При большей глубине - полупогружные буровые установки и буровые суда. В настоящее время в эксплуатации находятся более 100 самоподъемных ПБУ и примерно по 50 полупогружных ПБУ и буровых судов. Для обеспечения этими установками нефтедобывающих компаний создана целая отрасль кораблестроения.
Ускоренное развитие конструкций морских стационарных платформ произошло при освоении месторождений Северного моря. Там широко применяются массивные железобетонные платформы гравитационного типа и стационарные металлические платформы, закрепляемые на морском дне сваями. Разработан ряд конструкций платформ для работы в ледовых условиях. Для глубоководных акваторий имеются платформы с натяжными опорами. Для бурения с искусственных островов используются наземные буровые установки.
Буровые установки на морских стационарных платформах используются для бурения эксплуатационных скважин и проведения специальных работ в добывающих скважинах. Общее число скважин, которое может быть пробурено с одной платформы, зависит от фильтрационно-емкостных свойств пласта и размеров залежи и обычно не превышает 50 скважин. В большинстве случаев буровая вышка находится постоянно на платформе.
Полупогружная ПБУ представляет собой плавучую конструкцию, используемую для бурения скважин при глубинах моря от 60 до 2500 м. Она буксируется или переправляется с одного места бурения на другое самостоятельно за счет имеющейся системы гребных винтов. Большинство полупогружных ПБУ закрепляется на месте бурения тросами для обеспечения стабильного положения. Некоторые современные установки для поддержания точного положения при бурении на больших глубинах снабжены системой динамического позиционирования, основанной на системе движителей и точной навигации.
Самоподъемная ПБУ представляет собой опирающуюся на дно конструкцию, используемую для бурения при глубинах моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установка буксируется к месту бурения, после чего ноги платформы спускаются и плотно прижимаются к морскому дну, обеспечивая стабильное положение платформы при бурении.
Затраты на обустройство морских нефтегазовых месторождений составляют свыше 50% всех капиталовложений. Стоимость больших нефтегазопромысловых платформ (например, платформа Тролль в Северном море) может достигать 1 млрд долл. Удельные затраты на прокладку глубоководного магистрального трубопровода достигают 3 млн долл. за километр.
На современных буровых установках используется система верхнего привода (СВП), исключающая использование ротора и ведущей бурильной трубы. СВП - это силовой вертлюг, который подвешивается на талевом блоке и перемещается по направляющим рельсам, принимающим на себя реактивный вращающий момент. СВП имеет электрический или гидравлический двигатель, редуктор и ввинчивается непосредственно в бурильную свечу. При использовании СВП бурильная колонна наращивается трехтрубными свечами.
Система контроля давления в скважине, препятствующая выбросу углеводородов, имеет следующую особенность: при проведении буровых работ на стационарной платформе, самоподъемной ПБУ и при наземном бурении превенторы располагаются непосредственно под буровой площадкой; в случае применения полупогружных ПБУ и буровых судов превенторы располагаются на морском дне. Система циркуляции промывочной жидкости является закрытой напорной.
Для северных и арктических условий влияние окружающей среды является определяющим фактором стоимости работ по добыче нефти и газа.
Особенность разработки морских и газовых месторождений состоит в том, что в проектах с целью снижения затрат предусматривают разработку месторождения, включая бурение скважин, добычу и подготовку нефти с кустовых стационарных платформ. При этом часть эксплуатационного оборудования размещают на буровой стационарной платформе, а вторую часть размещают на отдельной стационарной платформе.
На рис 5.13 изображена сетка разработки морского месторождения Фортиз в Северном море при глубине воды 73 м. Месторождение имеет четыре куста скважин, каждый из которых пробурен со стационарной металлической платформы. Каждый куст содержит 27 скважин при сетке разработки 48 га на каждую скважину. Максимальный зенитный угол стволов скважин $$55^{\circ}$$.
Скважины, пробуренные на шельфе и подготовленные к эксплуатации, можно разделить на скважины с подводным заканчиванием. которые оснащаются устьевым оборудованием, расположенным на морском дне, и скважины с расположением устьевого оборудования на платформе. Подводные скважины эффективны в тех случаях, когда небольшие залежи углеводородов расположены поблизости от существующей инфраструктуры или все отверстия платформы уже задействованы для других скважин.
Для получения официальных документов о завершении программы дополнительного профессионального образования (удостоверения о повышении квалификации, дипломов о профессиональной переподготовке и MBA) необходимо предоставить:
Внимание! Вы можете не заказывать доставку бумажной версии официального документы, а скачать его в электронном виде и распечатать самостоятельно. Информация о выданном документе в течение 1 месяца загружается в Федеральную информационную систему «Федеральный реестр сведений о документах об образовании и (или) о квалификации, документах об обучении» - ФИС ФРДО.
Доступ на новый сайт осуществляется с использованием адреса электронной почты, который был указан вами при регистрации на "старом". Мы постарались перенести все ваши данные с прежнего ресурса, однако не исключена вероятность потери части информации.
При возникновении проблемы со входом, воспользуйтесь функцией сброса пароля
Если вы обнаружите несоответствия, пожалуйста, сообщите нам.