Основы нефтегазового дела

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ В.Г.ЗУБАРЕВ ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА Учебное пособие для студентов специальности 230105 “Сервис и техническая эксплуатация транспорта и технологических машин (специальная автотракторная техника и оборудование в нефтегазодобыче)” Тюмень 1998 ЗУБАРЕВ В. Г. Основы нефтегазового дела: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998 - 98 с. Приведены основные сведения по физическим основам добычи, сбора и подготовки нефти и газа. Дана краткая характеристика залежи и месторождения. Рассмотрены конструкция, основные способы бурения и эксплуатации скважин. Представлены материалы по разработке месторождений, схемы сбора и подготовки нефти и газа и схемы и принципы работы основного оборудования. Изложены вопросы сооружения трубопроводов и хранения нефти и газа. Для студентов специальности 230105 “Сервис и техническая эксплуатация транспорта и технологических машин и оборудования (специальная автотракторная техника и оборудование в нефтегазодобыче)” и других специальностей. Илл. 25, библ. 11 назв. Рецензенты: профессор ТюмГНГУ А.И. Яговкин; д.т.н., профессор, директор ОАО НЕФТЕГАЗПРОЕКТ Н.А. Малюшин. IBN 5-88465-100-7 Тюменский государственный нефтегазовый университет, 1998 ПРЕДИСЛОВИЕ В настоящее время трудно представить жизнь людей без нефти и газа. Использование этих углеводородов позволяет удовлетворить большую часть потребности в энергии, каучуке, пластмассах, синтетических волокнах, моющих средствах, медицинских препаратах и многом другом. Несмотря на то, что нефть и газ были известны человечеству еще в древности, широко пользоваться ими люди научились относительно недавно. В течение столетий нефть населением нефтеносных районов мира использовалась как лечебное средство, применялась в качестве осветительного средства и в строительстве. При сооружении Вавилонской башни нефтяные битумы добавлялись в цемент. При строительстве Великой Китайской стены применялся асфальт. Использовалась нефть и в военных целях. Знаменитый “греческий огонь” представляет собой нефть, в которую добавлена сера и селитра. Нефть извлекалась в то время из неглубоких колодцев ручным способом. Развитие промышленной эксплуатации нефтяных месторождений началось, когда человечество научилось фракционировать добытую нефть и добывать из земных недр посредством буровых скважин. В 1856 году в Северной Америке установили, что путем простой перегонки из нефти можно получить легкий осветительный продукт - керосин. Спустя три года была пробурена первая скважина глубиной 20 м. С этого момента начался так называемый осветительный, или керосиновый, период истории американской, а с ней и мировой нефтяной промышленности. В 1936 году в мире было добыто 226,7 млн.т нефти, в том числе в США - 135 млн.т, в СССР - 25,1 млн.т. Развитие двигателей внутреннего сгорания и их широкое внедрение в промышленность и в автомобильный транспорт предопределило дальнейшее бурное развитие нефтяной промышленности. Нефть завоевала себе прочные позиции на суше, на воде и в воздухе. В связи с трудностями добычи и транспорта газа газовая промышленность начала развиваться с середины Х1Х века. В 1820 году в США была пробурена первая газовая скважина. Только после изобретения немецким физиком и химиком Р.Бунзеном в 1855 году газовой горелки природный газ стал использоваться в качестве топлива для бытовых целей, а затем и в промышленности. К началу ХХ века основная часть газа добывалась в США. Широкое применение в промышленных масштабах природный газ получил лишь в 20-30 годах нынешнего столетия. Так, в 1950 году в СССР было добыто всего 5.8 млрд. метров кубических газа. Сегодня нефтяная и газовая промышленности представляют собой высокотехнологичные отрасли, базирующиеся на современных достижениях науки и техники. Развитие и эффективность работы отраслей обеспечиваются работниками многих специальностей. Первыми на территорию будущего месторождения приходят геодезисты и геологи. Результатом проводимых ими поисковых и разведочных работ является открытие новых месторождений и оценка запасов нефти и газа в них. На заключительном этапе разведочных работ и при разработке месторождения ведущая роль принадлежит специалистам по бурению скважин. Пробуренные ими скважины позволяют поднять нефть и газ на поверхность Земли. Непосредственно процессом извлечения нефти и газа управляют специалисты по разработке месторождений. Поступающая на поверхность продукция скважин собирается и транспортируется внутри промысла до пунктов подготовки, где производится ее очистка и доведение до кондиции. До потребителей и перерабатывающих предприятий нефть и газ транспортируются в основном по магистральным нефте- и газопроводам. Высокий технологический уровень, надежность и эффективность работы оборудования нефтяных и газовых предприятий во многом обеспечиваются специалистами по электрификации, автоматизации и управлению. Сооружение и обслуживание всех объектов нефтяной и газовой промышленностей невозможно без услуг автотранспортных предприятий. Для плодотворной работы специалисту полезно знать особенности предприятия, на котором он работает, и место предприятия во всей отрасли. В данном учебном пособии приведены физические основы и краткая характеристика основных технологических процессов, конструкция и принцип работы установок, знание которых поможет успешному освоению специальных дисциплин, связанных с нефтяной и газовой промышленностью. ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 1.1. Нефть и газ в топливном балансе мира Интенсивный рост мировой добычи и потребления топливно-энергетических ресурсов во второй половине текущего столетия происходит в основном за счет нефти и газа, как наиболее эффективных и дешевых энергоносителей. Открытие в начале 60-х годов крупных месторождений нефти и газа с низкой себестоимостью добычи привело к изменению соотношения цен на различные энергоресурсы. Так, по отношению к ценам на уголь они стали составлять 55-65%. В результате в мировой структуре потребления топливно-энергетических ресурсов доля нефти и газа увеличилась с 46% в 1960 г. до 65% в 1980 г. С конца 80-х годов доля нефти и газа начала снижаться. В 1988 г. она составляла уже 58%. С другой стороны, наметилась тенденция перераспределения баланса в сторону роста доли газа. Считается, что к 2030 г. доля газа составит 60% в суммарном потреблении углеводородного сырья. В СССР в 1980 г. доля нефти и газа в топливно-энергетическом балансе составляла, соответственно, 37,8 и 20,9 % против 35,9 и 19,5 % в 1970 г. Тенденция роста доли нефти и газа прослеживается до конца 80-х годов. Таблица 1.1 Мировой баланс энергии, % Годы Твердое Жидкое Газ ГЭС топливо АЭС 1960 52.0 32.0 14.0 2.0 1970 35.2 42.7 19.9 2.2 1980 31.2 43.4 21.9 3.5 2000 28.7 29.4 16.2 22 Приведенный в табл. 1.1 прогноз на 2000 г. был сформулирован в начале 80-х годов. Однако в дальнейшем прогноз на развитие атомной энергетики не подтвердился, как не подтвердился и прогноз по снижению роли нефти и газа. Так, по прогнозу 1990 г. на 2000 г. доля нефти снизится не более чем на 2-3%. Суммируя вышесказанное, можно предположить, что до 2000-2030 г. роль нефти и газа в балансе энергии мира существенно не изменится. 1.2. Добыча нефти и газа в мире Разведанные запасы нефти и газа в недрах Земли оцениваются в 130 млрд. тонн нефти и 111 трлн. кубических метров газа. К настоящему времени добыто порядка 105 млрд. тонн нефти и 50 трлн. метров кубических газа, что составляет 40% запасов углеводородного сырья. Запасы нефти и газа распределены по регионам Земли неравномерно (табл. 1.2). Больше половины запасов нефти сосредоточено на Среднем Востоке. Здесь же залегает третья часть запасов газа. Более трети мировых запасов газа приходится на долю России. Таблица 1.2 Разведанные запасы нефти и газа, % Регион Нефть Газ 1. Средний Восток 63 32 2. Северная Америка 9 9 3.Южная Америка 8 4 4. Россия 7 38 5. Африка 6 5 6. Дальний Восток, Океания 5 7 7. Западная Европа 2 5 В последние годы в мире ежегодно добывается порядка 3,2 млрд. т нефти и 22 трлн. м газа. При этом объем добычи редко соответствует объему запасов нефти и газа (табл. 1.3). Легко заметить, что доля добычи нефти и газа высокоразвитыми странами превышает (+) их долю в запасах. Так, в странах Северной Америки добыча в два раза превышает запасы нефти, а по газу это соотношение еще больше. С другой стороны, доля разведанных запасов на Среднем Востоке превышает более чем в два раза для нефти и более чем в шесть раз для газа соответствующую долю в добыче. В России видим двойное превышение добычи нефти над запасами и точное соответствие добычи и запасов газа. Таблица 1.3 Добыча нефти и газа в мире, % Регион Нефть Газ 1. Средний Восток, 28(-) 5(-) в том числе Саудовская Аравия 10 Иран 4 Кувейт 3 2. Северная Америка, 18(+) 32(+) в том числе США 12 27 Мексика 4 Канада 2 3. Южная Америка, 12(+) 5(-) в том числе Венесуэла 4 4. Дальний Восток, Океания, 12(+) 8(+) в том числе Индонезия 3 Австралия 1 5. Россия 14(+) 38 6. Африка, 10(+) 3(-) в том числе Нигерия 3 Ливия 2 7. Западная Европа, 6(+) 12(+) в том числе Великобритания 5 1.3. Добыча нефти и газа в России Россия занимает ведущее место в мире по запасам и добыче нефти и газа (табл. 1.2 и 1.3). Динамика развития нефтяной и газовой промышленности в СССР представлена в табл. 1.4. Таблица 1.4 Добыча нефти и газа в СССР Годы 1950 1960 1970 1980 1985 1997 Нефть, млн. т 37.9 147.9 353.0 603.0 595.0 533 1 Газ, млрд м 5.8 47.2 199.6 435.0 643.0 305 1 1 - Добыча нефти и газа в России. Необходимо иметь в виду, что большая часть нефти и особенно газа добывалась на территории современной России. Добыча нефти возрастала вплоть до 1983 г., в котором достигла 616 млн. т. Далее до 1990 г. изменялась в пределах 624-585 млн. т в год. С 1991г. началось обвальное снижение добычи. В 1995 году в России было добыто всего 307 млн. т нефти. Добыча газа таких колебаний не претерпевала. Максимальная годовая добыча газа в России составляла в 1992 г. 647 млрд. м. Далее происходит снижение объема добываемого газа и в 1995 г. он составил 595 млрд. м. В последующем ожидается стабилизация добычи нефти и повышение добычи газа к 2000 году до 715-730 млрд. м. В настоящее время более 60 % нефти и более 90 % газа России добывается в Тюменской области. В 1995 г. здесь было добыто 170 млн т нефти и конденсата и 540 млрд м газа. Первым на территории Тюменской области в 1953 г. было открыто Березовское газовое месторождение. Основные месторождения газа расположены на территории Ямало-Ненецкого округа. В настоящее время большая часть газа добывается на Уренгойском и Ямбургском месторождениях газа. Дальнейшая перспектива добычи газа связана с полуостровом Ямал и в первую очередь с Бованенковским месторождением. Первое месторождение нефти было открыто в Шаимском районе в 1960 г. Нефть в основном добывается в Ханты-Мансийском национальном округе в районе Среднего Приобья. Крупнейшими месторождениями этого региона являются: Самотлорское, Сургутское, Федоровское, Мамонтовское, Варьеганское и другие. Перспективным считается Красно-Ленинское месторождение. Понемногу начинается добыча нефти на юге Тюменской области. Прогнозные запасы составляют здесь 1.5 млрд. т, что может обеспечить годовую добычу порядка 15-20 млн. т. Помимо Тюменской области нефть и газ добываются в России в республиках Татарстан и Башкортостан, в республике Коми, в Томской, Пермской и Куйбышевской областях и на о. Сахалине. К настоящему времени извлечен 41 % нефти, содержащийся в недрах страны и 26,8 % запасов Западной Сибири. На будущее достаточно перспективными считаются Восточная Сибирь и Северные морские акватории России. ГЛАВА 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА 2.1. Происхождение нефти и газа Несмотря на то, что нефть известна с давних времен, вопрос о ее происхождении является предметом жарких споров до сих пор. Создано более 30 гипотез, объясняющих происхождение нефти и газа. Одни считают, что происхождение нефти и газа связано с останками животного или растительного мира - органическая теория происхождения нефти и газа. Другие считают, что для образования нефти и газа не нужны органические компоненты - неорганическая теория происхождения нефти и газа. Первым высказал идею органического происхождения нефти М.В.Ломоносов (1759г.). М.В.Ломоносов считал, то нефть образовалась из растительных остатков. Другие, наоборот, считали, что нефть образовалась из останков животных. В 80-90 годах 19-го столетия немецкий ученый Энглер экспериментально доказал, что при температуре порядка 400С и давлении 25ат. рыбий жир превращается в подобные нефти масла, газ и воду. На этом основании был сделан вывод о возникновении нефти как продукта разложения жиров морских животных. Однако рыбы появились 300 млн. лет назад (кембрийский период), а залежи нефти и газа известны уже 500 млн. лет (девонский период). В 1919 году Зелинский Н.Д. получил подобные нефти вещества из растительных остатков. Стройно теория органического происхождения нефти была разработана И.М. Губкиным в 1932 году - сапропелевая теория. Сапропель - гнилой ил. И.М. Губкин доказал, что именно сапропель является материнским веществом нефти. Сапропель образуется в застойных водоемах из органических остатков. При изменении режима водоема сапропель заносится другими остатками, например песком. В сапропеле продолжаются процессы разложения органических остатков. Дальнейшее погружение сапропеля сопровождается его уплотнением при постоянном росте температуры и давления. Процессу разложения содействуют бактерии, одновременно увеличивая объем отложений. Образующиеся вода, жидкие и газообразные углеводороды вытесняются из слоя сапропеля в вышележащие слои и мигрируют по ним до непроницаемых слоев, где и накапливаются. Исследования показали, что при сухой перегонке сапропеля получается примерно 25 % подобных нефти продуктов. Ученые вулканологи отмечают присутствие углеводородных газов и даже жидкой нефти в вулканических выделениях. Д.И.Менделеев обратил внимание, что открытые в то время месторождения нефти в России и в Америке как бы опоясывали могучие горные массивы Кавказ и Аппалачи. В 1877 году Д.И.Менделеев сформулировал гипотезу минерального происхождения нефти - карбидной теории. Лабораторные исследования показали, что при взаимодействии воды и углеродистого железа в условиях высоких температур и давлений возникают различные углеводородные соединения. На этом основании теория была сформулирована следующим образом. В недрах Земли много карбидов железа находящихся при высоких давлениях и температурах. В предгорных районах горные сооружения поражены многочисленными разломами и трещинами, по которым воды достигают глубин залегания карбидов. Образовавшиеся пары углеводородов поднимаются по трещинам вверх и далее, после частичной конденсации, мигрируют по осадочным породам до непроницаемых пород. В настоящее время, подавляющее число исследователей отдает предпочтение органической теории происхождения нефти и газа. 2.2. Состав нефти и газа Нефть и газ относятся к семейству органических горючих ископаемых, получивших название каустоболитов (каустос- горючий, биос - жизнь, литос - камень), то есть горючих органических камней. В химическом отношении нефть- это сложная смесь углеводородов и углеводородных соединений. Химические элементы представлены в ней в следующих пропорциях: углерод - 84-87 %; водород - 12-14 %; кислород, азот, сера - 1-5 %. В состав нефти входят три группы углеводородов: метановые (алканы или парафины) СnH2n+2 - предельные углеводороды (наиболее устойчивые), нафтеновые (циклановые) CnH2n (достаточно устойчивые), ароматические (арены) CnH2n-m - наиболее бедные водородом, перенасыщенные или непредельные (не устойчивые). Углеводороды до С4 при нормальных условиях представлены в виде газа, от С5 до С16 - жидкость и при С17 и выше - твердые вещества (парафин, церезин). Помимо углеводородной составляющей в нефти выделяют: асфальто-смолистую часть, порфириты (азотные соединения органического происхождения - из хлорофилла растений и гемоглобина животных), зольная часть - различные минеральные соединения (железо, никель, ванадий). Принято классифицировать нефть по химическому составу, плотности, содержанию серы, содержанию парафина и содержанию асфальтенов и смол. По химическому составу различают: - метановые нефти (65 % и более метановые углеводороды); - нафтеновые нефти (60 % и более нафтеновые углеводороды); - нафтено-метановые; - ароматические. По плотности: - легкие нефти ( = 650 - 870 кг/м3); - средние нефти ( = 871 - 910 кг/м3); - тяжелые нефти ( = 910 - 1050 кг/м3). По содержанию серы: - малосернистые (содержание серы до 0.5 %); - сернистые (05 - 2.0 %); - высокосернистые (более 2.0 %). По содержанию парафина: - малопарафинистые (содержание парафина до 2.0 %); - парафинистые (2.0 - 6.0 %); - высокопарафинистые (более 6.0 %). Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств нефти после подготовки. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. В пластовых условиях в 1м3 нефти может быть растворено до 300-400м3 газа. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после дегазации называют объемным коэффициентом нефти. B=Vпл / Vн, где Vпл - объем нефти в пластовых условиях; н - объем нефти при нормальных условиях (Р = 0.1МПа, Т= 273.2К) после дегазации. 2.3. Плотность и вязкость Плотность - масса единицы объема вещества. С увеличением температуры плотность вещества уменьшается. Для жидкости: , (2.1) где - плотность нефти при температуре t, кг/м3; - плотность нефти при t = 200С; - температурная поправка, кг/(м3 град). . (2.2) Плотность некоторых нефтепродуктов составляет: бензина - (712 - 761) кг/м3; дизельного топлива - (775 - 970) кг/м3; масел - более 860 кг/м3. Плотность газа помимо температуры зависит еще и от давления. Из уравнения состояния газа Pv = zRT, (2.3) = P/(zRT), (2.4) где P- абсолютное давление газа, Па; v- удельный объем газа, м3/кг; z- коэффициент сжимаемости газа; T- температура газа, К; R- газовая постоянная, Дж/(кг град) R=287/ , (2.5) где - относительная плотность газа , (2.6) где - плотность воздуха. При стандартных условиях (P = 0,1МПа и Т = 293 К) =1,205кг/м3. Коэффициент сжимаемости газа зависит от физических свойств газа, давления и температуры. Для природного газа z можно найти, используя эмпирическую зависимость , (2.7) где Рпр - приведенное давление газа; = 1.68Тпр+ 0.78Тпр2 + 0.0107Тпр3; (2.8) Тпр - приведенная температура газа. Рпр= Р/ Ркр , Тпр= Т/ Ткр , (2.9) где Ркр и Ткр - критические значения давления и температуры газа. Ркр= 0.1773(26.831-ст) , (2.10) Ткр= 155.24(0.564 +ст) , (2.11) где ст - плотность газа при стандартных условиях. Относительная плотность природного газа колеблется в пределах 0,56-0,67. Для метана = 0,55. Вязкость характеризует способность жидкости и газа сопротивляться перемещению. При течении происходит относительный сдвиг слоев жидкости или газа относительно друг друга, что приводит к возникновению касательных напряжений, связанных с силами трения , (2.12) где - коэффициент динамической вязкости (динамическая вязкость), Па с; - градиент скорости течения. При гидравлических расчетах трубопроводов широко используется понятие кинематической вязкости , (2.13) где - кинематическая вязкость, м2/с. В справочной литературе обычно кинематическая вязкость указывается в Стоксах (Ст) или сантистоксах (с Ст). Размерность Стокса - см2 /c. С увеличением температуры вязкость жидкости уменьшается, и эта зависимость может быть представлена формулой Филонова-Рейнольдса , (2.14) где - вязкость нефти при температуре t; 1 - вязкость нефти при температуре t1; U - коэффициент крутизны вискограммы, 1/град. U= , (2.15) где - вязкость нефти при температуре t2. Вязкость некоторых веществ составляет следующие величины: вода - 1 сСт, бензин - 0.75 сСт, дизельное топливо - 6.0 сСт, нефть - более 4 сСт. Вязкость газа увеличивается с ростом давления и температуры. В условиях промысловых трубопроводов динамическая вязкость меняется мало и при расчетах можно принимать по метану, =12 Па с. 2.4. Теплофизические свойства Температура кипения (Тк) и давление насыщения (Ps) характеризуют переход жидкости в газ и обратно. Так, при атмосферном давлении метан переходит в жидкое состояние при Тк=-161.30 С, пропан при Тк=-42.10 С, бутан при Тк=-0.50 С и, наоборот, при температуре Т=00 С пропан переходит в жидкость при давлении Ps=1.6 МПа, бутан при Ps=0.2 МПа. Метан при 00 С в жидкость не переходит, так как его критическая температура значительно меньше (Ткр= - 82.50 С). Давление насыщения зависит от степени сепарации нефти, и после стабилизации должно составлять 500 мм. рт. ст. или 0.067 МПа. Теплоемкость нефти характеризует количество тепла необходимое для повышения температуры тела. Обычно теплоемкость характеризуется удельной теплоемкостью, показывающей количество тепла, подводимое к единице массы вещества для повышения его температуры на один градус. Ориентировочное значение удельной теплоемкости составляет: для жидких углеводородов с=2100Дж/(кг.град.), для газов с=2500 Дж/(кг.град.). Количества тепла, получаемое при сжигании единицы массы или объема вещества, характеризуется низшей теплотой сгорания. Низшая теплота сгорания газа составляет Qн=34.5 МВт/м3, мазута Qн=39.0МВт/кг, дров Qн=10МВт/кг. ГЛАВА 3. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА 3.1. Основные законы гидростатики В общем случае энергия, которой обладает тело, представляется в виде двух составляющих Е = Еп+ Ек , (3.1) где Е - полная энергия тела, Дж; Eп - потенциальная энергия тела; Ек - кинетическая энергия тела. Энергия единицы веса вещества получила название напора жидкости или газа, и тогда H = Hп+ Hск, (3.2) где Н- напор жидкости или газа, м.; Hп - потенциальный напор; Нск - скоростной напор. Нск = , (3.3) где V - скорость течения жидкости или газа, м/с; g - ускорение свободного падения, м/с2 . Потенциальный напор определяется положением тела по отношению к поверхности Земли или по отношению к условному уровню, на котором потенциальная энергия принимается равной нулю Нп= z , где z - высотное положение тела по отношению к условному уровню, м. При V= 0 распределение давления в жидкости или газе определяется законами гидростатики. 1. Столб жидкости или газа создает давление, обусловленное весом этого столба dP = g , (3.4) где (z) - функция изменения плотности жидкости или газа по высоте столба. Для случая жидкости обычно принимается плотность постоянной Р = z , (3.5) где Р – давление, создаваемое столбом жидкости, Па; - плотность жидкости, кг/м3. 2. Внешнее давление на жидкость передается внутри ее во все стороны без изменения (закон Паскаля) Р = Р0 + z, (3.6) где Р0 – давление, прилагаемое к поверхности жидкости или газа. 3.2. Течение жидкости по трубам При движении жидкости или газа по трубам возникают силы трения, связанные с их вязкостью. Внешне затраты энергии на преодоление сил трения проявляются в снижении давления жидкости или газа. В соответствии с уравнением Бернулли для идеальной жидкости (когда вязкостью и сжимаемостью пренебрегаем) в любом сечении трубопровода Hi = . (3.7) Для реальной жидкости общие потери напора при течении жидкости составят , (3.8) где Р1 и Р2 - давление в двух точках по длине трубопровода, Па.; z1 и z2 - высотное положение точек по отношению к условному уровню, м.; V1 и V2 - скорость течения жидкости в сечениях 1 и 2, м/с, , (3.9) где Q - объемная производительность трубопровода, м3/с; F - площадь поперечного сечения трубопровода, м2. Так как для жидкости плотность принимается постоянной, то и производительность по длине трубопровода будет оставаться неизменной и при постоянном внутреннем диаметре труб постоянной остается скорость ее течения. В этом случае H = h +, (3.10) где h - потери напора на трение в трубопроводе, м; = z2 - z1 . Для определения потерь напора на трение используется формула Дарси-Вейсбаха , (3.11) где - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода; l - длина трубопровода, м; D - внутренний диаметр труб, м. Промысловые трубопроводы почти всегда работают в турбулентном режиме и в этом случае коэффициент гидравлического сопротивления можно определить по формуле Альтшуля , (3.12) где k - эквивалентная шероховатость труб, м; k = 0.1- 0.3 мм - число Рейнольдса. (3.13) 3.3. Течение газа по трубам При движении по трубопроводу давление газа снижается, что приводит к снижению плотности и, соответственно, к росту объема газа. При постоянном диаметре трубопровода это приводит к росту скорости течения газа и к возрастанию потерь давления на трение на единице длины трубопровода. Для определения потерь напора в газопроводе запишем уравнение (3.10) в дифференциальном виде . (3.14) Умножив на обе части уравнения, получим . (3.15) Выразим V из уравнения неразрывности потока M=FV , (3.16) V=. Умножив обе части уравнения на P и представив PdP как dP2/2, получим после преобразования . Обозначим и (3.17) Тогда получим . После интегрирования в пределах х от 0 до l и P от P1 до P2 получаем . Откуда . (3.18) Для горизонтального газопровода и . (3.19) При течении газа по трубам коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле ВНИИгаза (3.20) Газ по трубам течет со скоростью 5-20 м/с и при этом число Рейнольдса достигает больших величин (несколько миллионов), что позволяет первым членом в скобке пренебречь. В этом случае при к = 0.03мм , (3.21) где D - внутренний диаметр трубопровода, мм. При известных значениях давлений в начале и конце участка давление в любой промежуточной точке можно определить из следующего уравнения Px = . (3.22) Из уравнения (3.22) видно, что давление по длине газопровода меняется не линейно и среднее давление газа в этом случае определяется как среднегеометрическое Pср =. (3.23) 3.4. Течение многокомпонентных смесей При разработке нефтяных и газовых месторождений на поверхность одновременно извлекаются: жидкие углеводороды (нефть, конденсат); газообразные углеводороды (метан, этан, этилен, пропан, бутан и другие газы); вода. Для характеристики добываемой продукции используются понятия: обводненности нефти Wн , %; (3.24) газового фактора Г=Qг/ Мн, м3/кг; (3.25) влажности газа Wг = Мв/ Qг, г/м3 , (3.26) где Мв - масса извлекаемой воды; Mн - масса извлекаемой нефти; Qг - объем добываемого газа при стандартных условиях. Совместное течение жидкости и газа в трубах характеризуется величинами объемного газосодержания (), истинного газосодержания () и параметра Фруда (Fr) , (3.27) , (3.28) , (3.29) где QГ - объемная производительность газа при Рср и Тср; QН - объемная производительность жидкости; Fг - площадь поперечного сечения трубы, занятая газом; F - площадь поперечного сечения трубы; . (3.30) В зависимости от соотношения , Fr и угла наклона трубопровода наблюдаются следующие структуры газожидкостного потока: 1) пузырьковая (газ в виде мелких пузырьков движется по верхней образующей трубы и скорость течения газа Vг меньше скорости течения жидкости Vн); 2) газовых пробок (Vг= Vн); 3) расслоенная с гладкой структурой раздела (газ занимает верхнее сечение трубопровода и течет со скоростью большей скорости течения жидкости); 4) расслоенная с волновой границей раздела (скорость течения газа на много больше скорости течения жидкости); 5) жидких пробок (жидкость перемещается в виде пробок в потоке газа); 6) эмульсионная (жидкость движется в виде мелких капель равномерно распределенных в потоке газа); 7) пленочного потока (часть жидкости движется в пристенном слое трубопровода, остальная несется потоком газа в виде мелких капель). В вертикальных трубах структуры 3, 4 и 5 отсутствуют. Структуры 1-5 характерны для нефтяных месторождений. Наиболее распространенными являются расслоенные структуры и пробок жидкости. При условиях газовых месторождений имеют место эмульсионная и пленочная структуры. Потери напора в двухфазовом потоке определяются по формулам однофазного потока при скорости течения V=Vсм . Влияние другой фазы учитывается приведенным коэффициентом сопротивления . Совместное движение нефти и воды приводит к образованию эмульсии. По характеру дисперсной фазы (разобщенной) и дисперсионной среды (сплошной) различают эмульсии двух типов: - прямого типа (Н/В - нефть в воде); - обратного типа (В/Н - вода в нефти). В промысловых условиях эмульсии типа Н/В встречаются редко. Эмульсии, содержащие до 10% воды, по цвету не отличаются от нефти. При изменении содержания воды от 15 до 20% цвет эмульсии меняется от коричневого до желтого. Стойкость эмульсии зависит от дисперсности системы, физических свойств нефти и воды, температуры и времени. Размеры капель дисперсной фазы колеблются от 0.001 до 1.0 мм. Чем меньше диаметр капель, тем выше стойкость эмульсии. Наличие в нефти эмульгаторов, образующих на поверхности капель воды адсорбционные защитные оболочки, препятствуют слиянию капель и этим увеличивают стойкость эмульсии. Естественными эмульгаторами являются асфальтены, смолы, парафин, комплексы металлов. Повышение температуры эмульсии снижает механическую прочность адсорбционных оболочек, что приводит к снижению стойкости эмульсии. В значительной степени стойкость эмульсии зависит от кислотности воды. Увеличение рН введением в эмульсию щелочи снижает механическую стойкость адсорбционных оболочек. С наличием адсорбционных оболочек связано явление “старения” эмульсии, так как толщина оболочек зависит от времени. ”Старение” эмульсии в начальный период происходит быстро, затем постепенно замедляется и по истечении суток чаще всего прекращается. При движении по трубопроводу стойкость эмульсии зависит от скорости ее течения. При V < Vmin эмульсия расслаивается. В общем случае Vmin зависит от содержания воды в нефти Wн , объемного газосодержания и числа Фруда Fr. Поведение воды в расслоенном потоке также определяется скоростью течения продукции скважин в трубопроводе. В зависимости от вязкости и плотности нефти и угла наклона трубопровода вода либо уносится потоком, либо накапливается в восходящих участка труб. Скопление воды в трубах происходит при V n0) можно на части насосов использовать уменьшенные диаметры рабочих колес или на части НПС установить меньшее количество насосов. Используя один из перечисленных способов, добиваются соблюдения баланса энергии в МН при заданной производительности. Выбор варианта округления числа НПС определяется экономическими расчетами. Принимается вариант, обеспечивающий максимальную прибыль при эксплуатации нефтепровода. НПС расставляются по трассе МН из условия обеспечения бескавитационного режима работы насосов и с учетом условий сооружения и эксплуатации НПС. 9.4. Регулирование работы МН В процессе эксплуатации МН часто возникает необходимость работы с производительностью, ниже пропускной способности нефтепровода. В этом случае возникает необходимость снижения напора, развиваемого НПС. Снизить напор можно остановкой НПС, остановкой насосов на НПС и дросселированием. С точки зрения экономической эффективности целесообразным является отключение НПС или насосов, но в этом случае производительность МН меняется ступенчато. Дросселирование сопровождается непроизводительными затратами энергии, но позволяет плавно изменять производительность нефтепровода. Рациональное сочетание двух методов дает возможность реализовать заданную производительность при минимальных затратах энергии. При расчетах МН для определения потерь напора на трение удобно пользоваться обобщенным уравнением Лейбензона , (9.4) где Q - производительность нефтепровода, м3/с; - кинематическая вязкость нефти, м2/с; D - внутренний диаметр нефтепровода, м; L - длина нефтепровода, м; m и - коэффициенты, зависящие от режима течения нефти в трубах. МН всегда работает в области турбулентного режима. Область турбулентного режима разбивается на три зоны: гидравлически гладких труб, смешанного трения и квадратичная. МН чаще всего работают в зонах гидравлически гладких труб и смешанного трения. При Re < Re1= 10D / k - зона гидравлически гладких труб и m = 0,25, =0,0246 с2/м. При Re1 < Re < Re2 = 50Re1- зона смешанного трения и m=0,123, . (9.5) Напор, развиваемый насосом Нн , можно выразить уравнением Hн= a - bQ2-m , (9.6) где a и b - постоянные для данного насоса коэффициенты. Тогда напор, развиваемый НПС, можно представить как , (9.7) где к - количество работающих насосов; hП - потери напора в трубопроводах НПС (15-20м); hP - дросселируемый напор на НПС. Подставив (9.6) и (9.7) в (9.2), получим , 9.8) где к - число работающих насосов на всем МН. Уравнение (9.8) позволяет определить производительность МН при любом сочетании работающих насосов и дросселирования на НПС. Переход на работу с пониженной производительностью сопровождается повышением напора, развиваемого НПС, и снижением потерь напора в трубопроводе, что создает предпосылку к повышению давления от станции к станции. Если величина превышения фактического напора над допустимым больше давления, развиваемого одним насосом, то регулирование следует начинать отключением насосов. В остальных случаях используется дросселирование. Необходимость регулирования работы нефтепровода может возникнуть при изменении вязкости транспортируемой нефти. Повышение вязкости нефти приведет к росту потерь напора на трение и, если были в работе все насосы и все регулирующие заслонки открыты, - к снижению производительности МН. Изменение давления на станциях зависит от их положения на трассе. При равенстве длин участков давление на всех НПС повысится, так как возрастет развиваемое ими давление. При неравномерной расстановке возникает максимальная опасность по превышению давления на НПС в конце более коротких участков. Понижение вязкости приведет к повышению пропускной способности МН и к снижению давления на НПС при их равномерной расстановке. При неравномерной расстановке возникает опасность кавитации на НПС в конце более коротких участков. Долговременное регулирование работы нефтепровода возможно заменой рабочих колес насосов. При всех схемах работы МН должны обеспечиваться условия прочности трубопровода и бескавитационного режима работы насосов. 10. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ (МГ) 10.1. Общая характеристика МГ В отличие от МН максимальный диаметр МГ в настоящее время составляет 1420 мм. В России рабочее давление газопроводов зависит от их диаметра: D= 1020 мм и менее, рабочее давление Р1=5,4 МПа. D > 1020 мм, P1=7,35 МПа (рис. 10.1). По газопроводу диаметром 1020мм. транспортируется 30 млн.м3 газа в сутки. При диаметре 1420 мм. МГ имеет пропускную способность 90-100 млн.м3 в сутки. КС МГ работают со степенью сжатия в пределах 1,40-1,50 и при этом давление на входе в КС (Р2) составляет 3,5-5,0 МПа. В конец газопровода газ обычно поступает с давлением 1,5-2,0 МПа. Р1=5,4-7,35МПа Р2=3,5-5,0МПа РК=1,5-2,0МПа ЛК ЛК ГКС КС КС КРП 20-30км 100-150км ГРС Р=0,6-1,2МПа Рис. 10.1. Схема МГ ГКС - головная компрессорная станция, КС - промежуточная компрессорная станция, ГРС - газораспределительная станция, КРП - конечный распределительный пункт Состав линейных сооружений МГ аналогичен МН. Линейные краны на газопроводе предусматриваются через 20-30 км. МГ часто прокладываются в одном коридоре с другими газопроводами. В этом случае они соединяются между собой перемычками на входе и выходе КС и далее через каждые 20-40 км. КС расставляют по трассе МГ через 100-150 км. С увеличением диаметра газопровода расстояние между КС уменьшается. Для снабжения газом населенных пунктов по трассе МГ сооружаются ГРС, предназначенные для снижения давления газа до нужного потребителю (0,6-1,2 МПа) и поддержания его на этом уровне, очистки и одоризации газа и учета отпускаемого количества газа. Функции КРП аналогичны функциям ГРС. КС выполняет три основных функции: - компримирование газа; - очистка газа; - охлаждение газа. 1. Компримирование газа. Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами. На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м3 используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следующие типы поршневых ГПА: 10ГКН, Q=1,0-1,2 млн.м3/сут; МК8 , Q= 1,5-5,0 млн.м3/сут; ДР12, Q=8,0-13,0 млн,м3/сут. Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей. Для привода ЦН используются три типа ГТУ: - стационарные ГТН и ГТК; - авиационные ГПА-Ц; - судовые ГПУ. Мощность ГТУ этих типов ГПА составляет 6,10,16,25 МВт. Суточная производительность 10-50 млн.м3. В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 4-12,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 13-37 млн.м3. В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия =1,23-1,27 и =1,35-1,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отдается предпочтение полнонапорным ЦН. 2. Очистка газа. Газ, поступающий на КС, содержит в своем составе механические частицы (пыль, окалина) и жидкость (вода, конденсат). Для предупреждения засорения труб и эрозионного износа компрессоров газ перед компримированием очищается в сепараторах, получивших название пылеуловителей (ПУ). На КС используются два типа ПУ: масляные (мокрые) и циклонные (сухие). В настоящее время в основном используются циклонные ПУ. Рис. 10.2. Схема циклонного ПУ 1 - корпус ПУ, 2 - циклоны Циклонные ПУ представляют собой аппараты батарейного типа: в одном аппарате монтируется от 3 до 100 и более циклонов. ПУ с 3-5 циклонами называются циклонными (рис 10.2), с большим количеством - мультициклонными. На КС большой производительности в основном используется пятициклонный ПУ ГП.144.000 с пропускной способностью 20 млн.м3/сут. 3. Охлаждение газа. Температура газа при сжатии в компрессоре повышается. Для повышения надежности и эффективности работы в М диаметром более 1,0 м. он охлаждается. В общем случае газ охлаждается водой в градирнях и воздухом в аппаратах воздушного охлаждения (АВО). В настоящее время на МГ используются АВО, представляющие собой секции оребреных трубок малого диаметра, обдуваемых воздухом при помощи вентиляторов. Газ охлаждается до температуры на 10-150С выше, чем температура воздуха. Температура газа на выходе КС не должна превышать 45-500 С. На КС используются АВО типа 2АВГ-75с. Находят широкое применение импортные АВО “Крезо-Луар”, “Пейя”, “Ничимент”. На КС МГ диаметром 1420 мм обычно устанавливается 10-15 аппаратов. 10.2. Технологическая схема КС Как уже было сказано, в настоящее время КС оборудуют полнонапорными нагнетателями (рис 10.3). При этом степень сжатия ЦН соответствует требуемой степени сжатия КС и количество рабочих ГПА определяется соотношением производительности МГ и ГПА. Все ГПА соединяются между собой параллельно. Рис.10.3. Технологическая схема КС П – пылеуловитель, 1,2,3,4,5,6 –запорные краны, АВО – аппараты воздушного охлаждения В нерабочем состоянии ГПА краны 1, 2, 4, 6 закрыты, кран 5 открыт. При включении в работу первым открывается обводной кран 4 малого диаметра и начинается продувка контура нагнетателя. Воздух вытесняется газом в атмосферу через кран 5. После вытеснения воздуха кран 5 закрывается и начинается заполнение контура газом. Когда давления до и после крана 1 сравняются, открывают краны 1 и 6. Кран 4 закрывают. ГПА работает на рециркуляционный контур. Для вывода ГПА в магистраль открывают кран 2 и закрывают кран 6. 10.3. Определение числа КС Число КС определяется через длины участков, на которые можно прокачать газ при заданном изменении давления , (10.1) где n0 - теоретическое число КС; L - длина МГ; l - длина участка между КС; lK - длина конечного участка. Для определения длин участков используется уравнение пропускной способности газопровода, которое для случая МГ записывается в следующем виде: , (10.2) где q - пропускная способность МГ, млн.м3/сут; P1 - давление в начале участка (за КС), МПа; P2 - давление в конце участка (перед КС), МПа; D - диаметр газопровода, м; l - длина участка, км. При определении длины конечного участка принимается P2=PK. Полученное число КС, как правило, округляется в большую сторону. Расставляют КС в пределах расчетного расстояния между ними с учетом затрат на их строительство и эксплуатацию. 10.4. Регулирование работы МГ Затраты энергии на перемещение газа по участку МГ зависят от среднего давления и средней температуры газа в нем, что исключает возможность определения потерь давления на всей длине МГ и, соответственно, составить уравнение баланса энергии. Расчетным участком для МГ является участок между КС. Учитывая, что объем газа уменьшается с ростом давления и со снижением температуры, максимальная эффективность работы МГ будет соответствовать максимальному давлению и минимальной температуре на выходе КС. С другой стороны, давление на выходе КС не должно превышать допустимого давления, определенного из условия прочности труб или ЦН. Минимальная температура на выходе КС ограничивается минимальной допустимой температурой газа в конце участка, исключающей промерзание грунта вокруг трубопровода. Рекомендуется принимать Т2мин= 271-273К. Повышение температуры газа на выходе КС повышает опасность нарушения целостности антикоррозионной изоляции труб и потери устойчивости трубопровода. Максимальная температура газа на выходе КС ограничивается 45-500С. Производительность МГ можно регулировать отключением КС, ГПА и изменением частоты вращения ЦН. Снижение производительности МГ регулированием одной из КС приводит к общему повышению давления в газопроводе. Давление возрастает от КС к КС на участке до станции, на которой производится регулирование и далее к концу МГ снижается. 11. СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ 11.1. Конструктивные схемы прокладки Промысловые трубопроводы, МГ и МН сооружают из стальных труб из малоуглеродистой или низколегированной стали. По способу изготовления трубы бывают бесшовные (горячедеформированные) и сварные (прямошовные и спиральношовные). По назначению трубы разделяют на три группы. 1. - Трубы из малоуглеродистой стали с < 490МПа, предназначенные для эксплуатации при t > 00C и Р < 5,4 МПа; трубопроводы из этих труб могут сооружаться при температурах воздуха tа > - 400C. 2. - Трубы из малоуглеродистых низколегированных сталей с = 490-40 МПа, предназначенные для эксплуатации и строительства в северных районах при tа>-400C и Р < 5,4МПа. 3. - Трубы из низколегированных сталей с > 540 МПа, предназначенные для эксплуатации и строительства при t > 600C и Р < 9,8 МПа. Условия прокладки трубопроводов меняются в очень широких пределах. Все многообразие природных условий разделено на шесть групп: освоенные равнины (уклон менее 10 градусов), пустыни, болота, вечномерзлые грунты, горы, водные преграды. Каждая из групп требует применения особой технологии строительства и особой техники. Различают четыре схемы прокладки: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Основной схемой прокладки является подземная, предусматривающая укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб на 0,8-1,0 м. При подземной прокладке достигается максимальная механизация всех видов работ, не загромождаются территории и пахотные земли после строительства используются по назначению, трубопровод находится в относительно стабильных условиях. Трубопровод укладывается в траншеи с вертикальными или наклонными боковыми стенками. Полуподземная прокладка применяется при пересечении трубопроводов и на заболоченных и солончаковых участках при наличии подстилающих скальных пород. В этом случае укладка производится в грунт на глубину менее диаметра труб с последующим обвалованием. При наземной прокладке трубопровод укладывается на поверхность грунта на торфяную или хворостяную подготовку и обваловывается грунтом. Используется на обводненных и заболоченных участках. На участках многолетнемерзлых грунтов, на болотах, в пустынях, а также на переходах через естественные и искуственные препятствия используется надземная прокладка на специальных опорах. 11.2. Операции строительства Строительство трубопроводов представляет собой последовательное выполнение ряда операций. 1. Подготовка трассы: расчистка и планировка трассы, устройство дорог и рекультивация плодородного слоя. 2. Земляные работы: рытье траншеи и засыпка. 3. Погрузо-разгрузочные и транспортные работы: выгрузка труб с транспортных средств, транспортировка на сварочные базы, погрузо-разгрузочные работы на сварочной базе, транспортировка на трассу. 4. Сварочно-монтажные работы: центровка, поворотная сварка, неповоротная сварка, контактная сварка труб. 5. Изоляционно-укладочные работы: очистка, грунтовка, изоляция и укладка труб. 6. Очистка внутренней полости и испытание трубопровода. 1. Подготовка трассы предполагает приведение трассы в состояние, позволяющее провести все остальные технологические операции. Подготовка производится вдоль всей трассы на ширине отвода земли под строительство трубопровода (рис. 11.1). Ширина полосы отвода, определяемая нормативными документами (СНиП), должна позволять проведение всего комплекса работ строительства трубопровода и составляет 28-45 м для труб диаметром от 325 до 1420 мм. В полосе отвода выделяются следующие зоны: 1 - прохода строительной колонны и трактора (9-14,4 м); 2 - рекультивации (6-12,6 м); 3 и 5 - работы бульдозера (4,5-6,6 м каждая); 4 - отвала плодородного слоя (3,5-6,4 м). 1 2 3 4 5 Рис. 11.1. Схема полосы отвода Кустарник и подлесок с диаметром стволов до 15 см срезают бульдозером. Деревья диаметром до 30 см валят бульдозером, поднимая отвал на максимальную высоту. Большой толщины деревья срезают бензопилами с последующей корчевкой пней и трелевкой хлыстов. В крупных лесных массивах используется специальная техника: валочно-пакетирующие машины и валочно-трелевочные машины, практически исключающие ручную работу. Планировка выполняется для обеспечения нормальной работы механизмов в пределах строительной полосы. Особенно тщательно планируется зона разработки траншеи роторным экскаватором. При планировке грунт из повышенных участков перемещается бульдозером в пониженные участки. Сооружение трубопроводов требует широкой сети временных дорог различного назначения для проезда автомобильного транспорта, специальных и строительных машин. Различают три типа временных дорог: вдольтрассовые (в полосе отвода и вблизи от трассы); подъездные и технологические (в полосе отвода). В основном применяются следующие конструкции дорог: грунтовые без покрытия, лежневые, сборно-разборные из деревянных щитов-покрытий и зимники. 2. Размеры и профиль траншеи определяется диаметром трубопровода, характеристикой грунта и гидрогеологическими условиями трассы. Ширина траншеи по дну принимается равной: (D + 300)мм при D < 7 00мм; 1,5D при 700 < D < 1200мм; (D+500)мм при D > 1200мм. Крутизна откосов колеблется от 1: 0 (суглинок, глина при глубине траншеи до 1,5 м) до 1:1 (песок при глубине до 3 м). Для разработки траншеи используются роторные и одноковшовые экскаваторы. В нормальных гидрогеологических условиях на прямолинейных и криволинейных участках упругого изгиба используются роторные экскаваторы ЭТР производительностью 600-1200 м3 грунта в час. Скорость рабочего хода 10-509 м/ч. В переувлажненных сыпучих грунтах, в местах переходов и при малых радиусах кривой используются одноковшовые экскаваторы с обратной лопатой. Используются экскаваторы типа ЭО и Э с емкостью ковша 0,65-1,6м3 и экскаваторы болотного исполнения с емкостью ковша 0,4-,0м3. Засыпка трубопровода производится бульдозерами и специальными траншеезакапывателями роторного или шнекового типа. Рекультивация выполняется поточным методом бульдозером вслед за засыпкой траншеи. Избыточный грунт бульдозерами разравнивается в пологий валик с учетом последующей осадки грунта. 3. Погрузо-разгрузочные работы обычно выполняются по двум схемам: - поступающие трубы разгружаются непосредственно на транспорт; - трубы сначала штабелируют, а затем из штабеля грузят на транспорт. Перемещение и укладка труб в штабель выполняется трубоукладчиками. Стреловые краны выполняются на базе автомобилей ЗИЛ, МАЗ, КрАЗ и на специальном шасси. Из зарубежных используются краны “Либхер”(Германия) и “Фиорентина”(Италия) грузоподъемностью 22,6 и 28,5т. Отечественные трубоукладчики выпускаются на базе тракторов Т-100М, Д804 и Т-330 и имеют грузоподъемность 12-50т. Широко используются зарубежные трубоукладчики США(“Интернациональ”, “Катерпиллер”, K-591) и Японии (“Комацу”) грузоподъемностью 68-159т. Для разгрузки труб используются самоходные стреловые краны автомобильные (К-162, КС-4561) или пневмоколесные (К-161, К-255, КС-5361) грузоподъемностью 16-25т. При работе в северных условиях используют краны с индексом “c”. Поступающие с завода трубы длиной 12 м транспортируются на сварочные базы, где свариваются в плети длиной 24-36 м. Погрузка их на базе на плетевозы и разгрузка на трассе осуществляется трубоукладчиками. Для транспорта труб и плетей используются автомобильные и тракторные плетевозы, которые обычно состоят из трех элементов: тягового автомобиля или трактора 1, шлейфа 2 и прицепа-роспуска 3 (рис. 11.2). Автомобильные трубоплетевозы (ПВ-93, 94, 204, 301А, 361, 481) имеют в качестве базового автомобиля “Урал”, ЗИЛ, МАЗ, КрАЗ. Рис. 11.2. Схема плетевоза 1- тяговый автомобиль, 2 – шлейф, 3- прицеп-роспуск Тракторные прицепы (ПТ и ПТК) базируются на тракторах Т-100 и К-700. 4. В настоящее время для сварки трубопроводов используются электродуговая и контактная сварка. Оба метода применяются как в условиях сварочной базы, так и в трассовых условиях. Использование передвижных агрегатов для контактной сварки позволяет полностью исключить ручную сварку. Основным методом является электродуговая сварка. На базе сварка производится автоматами, труба при этом вращается специальными вращателями со скоростью 20-50 м/с. , что позволяет сваривать 3-6 стыков в час. На трассе сварка производится ручным методом. Таким образом, 60 % стыков соединяются автоматической сваркой и 40 % ручной. При контактном методе стык сваривают за 1-3 минуты (без подготовительной работы) и соединяют 7 труб диаметром 1420 мм за один час. Качество швов контролируется методами рентгено - и гаммаграфирования или магнитографического или ультразвукового контроля. В сумме контролируются 100% стыков. Сваренный в нить трубопровод укладывается на обочине траншеи. 5. Изоляция и укладка трубопроводов предполагает выполнение следующих операций: - очистка очистными машинами наружной поверхности труб от грязи, ржавчины и влаги; - нанесение изоляционной машиной грунтовки (праймера, клеевого слоя) и изоляционного (битумная мастика, полимерная лента) и оберточного (крафтбумага, бризол) покрытия; - укладка трубопровода в траншею. Сейчас широко используется нанесение покрытий на трубы в заводских условиях. В данном случае при строительстве изолируются только стыки труб. При этом большая часть работы выполняется на сварочной базе разъемной изоляционно-очистной машиной, производительность которой 5-8 стыков в час. Все работы по изоляции и укладке трубопровода выполняются единым технологическим потоком. Колонна продвигается со скоростью 0,1-1,0 км/час. 6. Очистка и испытание трубопровода являются последней операцией его строительства. При очистке полости трубопровода удаляются окалина, грязь, вода, снег, лед, посторонние предметы, чем обеспечивается надежная работа насосов и компрессоров, сохранность качества транспортируемого продукта и снижение затрат энергии на транспорт нефти или газа. Очистка производится промывкой водой или продувкой воздухом или газом с пропуском очистных устройств, участками длиной 10-15 км. После очистки трубопровода производится его испытание на прочность. Газопровод испытывают пневматическим (воздух, газ) или гидравлическим (вода) методом. Нефтепроводы подвергаются только гидравлическим испытаниям. Трубопроводы испытываются давлением на 10-50% выше проектного их давления. Под давлением трубы выдерживаются 24 часа при гидравлических испытаниях и 12 часов при пневматических. Трубопровод считается выдержавшим испытание, если давление снизится менее чем на 1%. Затем давление снижается до рабочего и производится наблюдение за состоянием трубопровода еще 12 часов с проверкой на герметичность. 11.3. Переходы трубопроводов В зависимости от вида и сложности препятствий используются три вида переходов: подводные, подземные и надземные. 1. К подводным переходам относятся участки трубопровода, проходящие через естественные или искусственные водоемы. В зависимости от ширины водоемов переход выполняется однониточным (при ширине до 75 м) и с резервной ниткой (75 м и более). Границы перехода определяются уровнем воды в водоеме 10 % обеспеченности, т.е. уровнем, повторяющимся не более 10 раз за 100 лет. Запорная арматура перехода устанавливается за границами уровня воды 10% обеспеченности. Расстояние между осями параллельных ниток должно быть не менее 30 м при D < 1000 мм и 50м при D > 1000 мм. Подводные трубопроводы, как правило, прокладываются с заглублением в дно водоема на глубину, предохраняющую трубы от размыва и повреждения якорями судов. Для предупреждения всплытия трубопровод утяжеляется железобетонными пригрузами или сплошным обетонированием. На болотах трубопровод может закрепляться винтовыми анкерами. Подводная траншея перехода при глубинах не более 2-3 м и ширине до 200 м может разрабатываться экскаватором, закрепленном на понтоне. При больших глубинах и ширине водоема траншея разрабатывается земснарядом, способным разрабатывать траншею на глубинах до 60 м. Укладка трубопровода в траншею осуществляется протаскиванием его по дну траншеи лебедкой или свободным погружением. Укладка морских трубопроводов производится с использованием специальных трубоукладочных судов. В настоящее время внедряется прокладка трубопроводов через большие реки и водоемы с использованием наклонного направленного бурения. В этом случае бурится вначале скважина малого диаметра, так называемая пилотная скважина, которая затем разбуривается до нужного диаметра. Трубопровод, изолированный и испытанный, протаскивается через эту скважину. 2. Подземные переходы применяются при пересечении трубопроводами железных дорог, автомобильных дорог, кабелей связи и других подземных коммуникаций Применительно к строительству трубопроводов железные дороги подразделяют на две группы: дороги общего назначения и подъездные дороги предприятий. Автодороги делятся на 5 категорий: 1 и 2 категории - дороги общегосударственного значения; 3 категории - дороги республиканского и областного значения; 4 и 5 категории - дороги местного значения. Требования к сооружению перехода зависят от категории дороги. При пересечении железной дороги и автомобильных дорог 1-3 категорий не допускается нарушение насыпи и даже минимальных просадок поверхности насыпи. Автомобильные дороги 4 и 5 категорий могут пересекаться с разработкой траншеи и последующим восстановлением профиля дороги. При этом сооружают временный объезд полностью заменяющий выведенный из эксплуатации участок. При переходе под дорогами 1- 4 категорий и под железной дорогой используется прокладка в металлическом кожухе диаметром на 200 мм больше диаметра трубопровода. На переходах газопроводов концы кожухов уплотняются, и на одном из них приваривается свеча высотой более 5 м. На нефтепроводах кожух укладывается с уклоном в одну сторону с выходом в специальный колодец для сброса возможных утечек. Основным способом прокладки под дорогами является бестраншейный способ. При этом сначала прокладывается кожух, а затем через него протаскивается трубопровод. Прокладка кожуха может быть выполнена прокалыванием, продавливанием, горизонтальным бурением и виброударным методом. В настоящее время основным является метод горизонтального бурения. 3. Надземные переходы составляют относительно не большую долю в объеме строительства трубопроводов. Обычно эта схема применяется, когда использование других, по каким либо причинам, нецелесообразно. Наиболее часто надземные переходы используются при пересечении оврагов, рек с неустойчивым руслом, арыков, каналов. Находят применение следующие схемы надземных переходов: - балочная без специальных устройств для компенсации удлинения трубопровода; - балочная схема с компенсаторами различной формы (П, Г и Z образные); - подвесная схема, в которой несущим элементом конструкции являются тросы (вантовые переходы); - арочная схема; - схема самонесущего трубопровода (висячая нить). 11.4. Защита трубопроводов от коррозии Нанесение антикоррозионной изоляции (пассивная защита) не гарантирует надежную защиту трубопровода, что связано с возможными дефектами при нанесении изоляции и старением изоляционного покрытия. Длительная и достаточно надежная сохранность труб обеспечивается электрохимической защитой (активная защита). Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопровода с использованием станций катодной защиты и протекторов. При использовании станций катодной защиты разность потенциалов между трубой и грунтом создается от постоянного источника электроэнергии. Протекторная защита используется при удалении трубопроводов от источников энергии. В этом случае катодной поляризации труб добиваются соединением их с протекторами (анодами), имеющими более низкий потенциал (магний, алюминий, цинк). В близи линий электропередачи и электрифицированных железных дорог трубопроводы защищают от блуждающих токов. Для этого используются станции дренажной защиты. Серьезную опасность для трубопроводов представляет внутренняя коррозия, связанная с агрессивностью продукции скважин. Основная причина разрушения промысловых труб - пластовая вода, вызывающая так называемую “ручейковую “ коррозию. Для предупреждения повреждения труб используются технологические методы и защитные покрытия. Технологические методы предусматривают обеспечение таких скоростей течения продукции в трубах, при которых исключается расслоение эмульсии и, следовательно, течение воды по низу труб. Защитные покрытия изолируют внутреннюю поверхность от транспортируемой продукции. С этой целью используются лакокрасочные материалы и эмали. Они наносятся на внутреннюю поверхность на заводе при изготовлении труб или непосредственно на промысле на специализированных предприятиях. 12. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 12.1 Общая характеристика нефтебаз Комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов получил название - нефтебаза. В зависимости от объема резервуарного парка они делятся на три категории: 1 категория - более 100 000 м3; 2 категория - 20 000 - 100 000 м3; 3 категория - менее 20 000 м3. По функциональным признакам различают перевалочные и распределительные нефтебазы. Распределительные нефтебазы бывают водные, железнодорожные, водно-железнодорожные и автодорожные. Кроме того, существует особый вид хранилищ - сырьевые и товарные парки добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий. Нефтебаза в своем составе имеет набор следующих объектов: 1) пункты приема нефти и нефтепродуктов (причалы, пирсы, эстакады, стояки); 2) резервуарные парки; 3) пункты отпуска больших партий нефти и нефтепродукта (причалы, пирсы, эстакады, стояки); 4) пункты отпуска нефтепродуктов в автоцистерны (установки автоматизированного налива, стояки); 5) разливочные (затаривание бочек, канистр, бидонов, банок); 6) автозаправочные станции; 7) насосные станции. Основу нефтебазы составляет резервуарный парк. Для хранения нефти и нефтепродуктов используются металлические, железобетонные и резинотканевые резервуары. Наиболее употребляемыми являются металлические резервуары. По форме они бывают вертикальными цилиндрическими, горизонтальными цилиндрическими и сферическими. В зависимости от давления резервуары бывают: - низкого давления (вертикальные резервуары, рассчитанные на давление 1-2 КПа и вакуум 0,25-0,5 КПа); - повышенного давления (горизонтальные и сферические резервуары, рассчитанные на давление до 70 КПа). Рис 12.1. Схема установки горизонтального резервуара 1- раздаточный патрубок, 2 – приемный клапан, 3 – вентиляционная труба, 4- дыхательный клапан, 5- огневой предохранитель . Вертикальные резервуары сооружаются со стационарной и плавающей крышей. Стационарные крыши выполняются плоскими, коническими и сферическими. Вертикальные резервуары имеют емкость от 100 до 100000 м3. Горизонтальные резервуары выпускают емкостью от 3 до 200 м3 с плоскими, коническими и сферическими днищами. Устанавливаются они надземно и используются в основном для хранения темных нефтепродуктов. На АЗС в горизонтальных резервуарах хранят и светлые нефтепродукты, в этом случае они устанавливаются подземно (рис. 12.1). Для обеспечения условий всасывания насосов, выкачивающих нефтепродукт из резервуара, раздаточный патрубок 1 должен быть заполнен жидкостью. С этой целью раздаточный патрубок оборудуется приемным клапаном 2, исключающим обратный слив нефтепродукта. Сообщение с атмосферой происходит через вентиляционную трубу 3 и регулируется дыхательным клапаном 4. Для исключения попадания в резервуар открытого огня перед дыхательным клапаном устанавливается огневой предохранитель 5. Основная часть нефти и нефтепродуктов хранится в вертикальных резервуарах (рис. 12.2). Заполнение и опорожнение производится через приемораздаточный патрубок 1. Для исключения самопроизвольного опорожнения резервуара на конце патрубка установлена хлопушка 2. Открывается хлопушка при помощи управления хлопушкой 3. При заполнении и опорожнении резервуара в нем меняется давление. Для предупреждения разрушения на крыше установлены дыхательный и предохранительный клапаны 4. Рис 12.2. Оборудование вертикального резервуара 1- приемораздаточный патрубок, 2 – хлопушка, 3 – управление хлопушкой, 4 – дыхательный клапан, 5- замерный люк, 6- сифонный кран, 7- люк-лаз, 8- световой люк, 9- вентиляционный люк Уровень жидкости в резервуаре измеряется уровнемером, установленным в замерном люке 5. Для освещения и вентиляции резервуара при ремонте на крыше установлены световой 8 и вентиляционный 9 люки. Слив подтоварной воды производится через сифонный кран 6. Для проникновения рабочих в резервуар предусмотрен люк-лаз 7. 12.2. Автозаправочные станции (АЗС) Ведущая роль в обеспечении автотранспорта нефтепродуктами принадлежит АЗС, расположение и пропускная способность которых зависят от интенсивности движения автотранспорта (табл. 12.1). Основным оборудованием АЗС являются резервуары и топливозаправочные колонки. Для хранение бензинов и дизельного топлива используются горизонтальные резервуары емкостью 25 м3, число которых зависит от количества сортов нефтепродуктов и пропускной способности АЗС и обычно не превышает 8-10 штук. Таблица 12.1 Пропускная способность и расположение АЗС Интенсивность Пропускная способность Расположение движения, АЗС, заправок/сут АЗС, км автом/сут 1. 1000 - 7000 250 80 - 30 2. 7000 - 15000 500 50 - 30 3. 15000 - 25000 750 40 - 30 4. Более 25000 1000 30 Масла на АЗС хранят в резервуарах емкостью 5 м3. Количество топливозаправочных колонок определяется также пропускной способностью АЗС и количеством отпускаемых нефтепродуктов. При расчете их количества принимается, что одной колонкой заправляется 15 автомобилей в час. Основными элементами топливозаправочной колонки являются насос, счетчик жидкости и задающее устройство. Счетчик жидкости указывает объем отпущенного нефтепродукта, относительная погрешность счетчика не должна превышать 0,5%. Задающим устройством устанавливается надлежащий отпуску объем нефтепродукта. Управление задающим устройством производится с пульта оператора АЗС. Нефтепродукты доставляют на АЗС автоцистернами. Для заправки автотранспорта в местах стоянки или на автодорогах используются передвижные АЗС (ПАЗС) на базе автомобиля ЗИЛ-130 с емкостью цистерны 4,5 м3. ГЛАВА 13. ХРАНЕНИЕ ГАЗА 13.1. Способы хранения В общем случае газ хранят в сжиженном и в газообразном состоянии. Различают сжиженный углеводородный (СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ). СУГ принято называть смесь пропана, бутана, пропилена и небольших количеств метана, этана и этилена. Получают СУГ на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах. СУГ и СПГ при атмосферных условиях находятся в газообразном состоянии. Газы, составляющие СУГ, при относительно небольших давлениях переходят в сжиженное состояние. Основной компонент СПГ- метан - имеет критическую температуру, равную - 82,10 С и поэтому при обычных температурах в сжиженное состояние не переходит. СУГ может быть получен при атмосферном давлении и температуре ниже - 420 С. Газ можно перевести в сжиженное состояние повышением давления выше давления насыщения либо снижением температуры ниже температуры кипения. Отсюда два метода хранения сжиженного газа: под повышенным давлением и низкотемпературное. СУГ в основном хранится под повышенным давлением в горизонтальных резервуарах емкостью от 10 до 200 м3 и в сферических резервуарах емкостью 600 м3. В частности, этот метод хранения используется в автомобильных автозаправочных станциях. СПГ хранится при низких температурах. В этом случае используются теплоизолированные вертикальные цилиндрические резервуары. Для поддержания температуры в резервуарах используются холодильные машины. В основном природный газ хранится в газообразном состоянии под повышенным давлением. Наибольшее распространение получило подземное хранение в выработанных нефтяных и газовых месторождениях и в водоносных горизонтах. Достаточно широко используется хранение газа в газгольдерах высокого давления - толстостенных горизонтальных резервуарах и в болонах. Хранение компримированного природного газа (КПГ) применяется на автомобильных заправочных станциях. 13.2. Автомобильные газонаполнительные станции. Снижение добычи нефти, а также экономическая целесообразность повышения доли газа в топливном балансе страны определяют возрастание использования газа в качестве моторного топлива. При этом используется как СУГ, так и КПГ. Широкое внедрение газа в качестве моторного топлива предполагает развитие сети автомобильных газонаполнительных станций. СУГ на АГНС хранится в подземных горизонтальных резервуарах емкостью 25 м3. К газораздаточным колонкам газ подается самовсасывающим вихревым насосом. Газораздаточные колонки оборудуют помимо счетчика дегазатором, регулятором давления и скоростным клапаном, исключающим самопроизвольное истечение газа. Помимо стационарных станций широко используются передвижные заправщики на базе автомобилей ЗИЛ и КрАЗ с емкостью цистерны 12 и 40 м3. Транспортные автоцистерны оборудуют следующими устройствами: - запорная арматура (красный вентиль - слив-налив СУГ, темно-коричневый - выпуск паровой фазы); - предохранительные клапаны (не менее двух); - вентиль максимального наполнения с контрольной трубкой (85% объема); - скоростной клапан; - измеритель уровня; - углекислотно - бромэтиловый огнетушитель (не менее двух); - заземляющий трос с штырем-струбциной и цепочкой; - съемный искрогаситель. Для ускорения процесса заправки автомобильная передвижная станция оборудуется вихревыми насосами. Для учета объема выданного газа станции оснащены расходомерами. Для заправки автомобилей КПГ также используются стационарные и передвижные автомобильные газонаполнительные станции. Стационарные крупногабаритные автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС) размещают за городом, вдали от городских автохозяйств. Основу системы газоснабжения автомобилей КПГ составляют АГНКС-500 на 500 заправок в сутки. Основной задачей АГНКС является повышение давления природного газа с 0,6-1,2 МПа до 20-32 МПа. Для создания запаса газа и выравнивания работы поршневого компрессора станция оборудуется аккумулятором - резервуаром емкостью 9 м3 и массой 27,5 т. Резервуар устанавливается, как правило, подземно. Компримированный газ осушается в адсорберах до точки росы -700 С Для заправки автомашин на предприятиях, на площадках около городских дорог и междугородних трасс могут использоваться передвижные автозаправщики (ПАГЗ). С этой целью на шасси автомобиля монтируются газовые баллоны, рассчитанные на давление 32 МПа. Объем одного баллона составляет 0,13-1,2 м3 и суммарная емкость баллонов 5,6-17,3 м3. Баллоны заполняются газом на АГНКС. При выдаче газа давление в баллонах снижается до 20-15 МПа, что позволяет заправить до 30 автомобилей. Заправка автомобилей КПГ возможна малогабаритными гаражными станциями АГНКС-МГ. Основное их назначение - медленная заправка автомобилей в ночное время. При необходимости может быть осуществлена быстрая заправка одного-двух автомобилей из аккумулятора станции. Автозаправщик оборудуется 5-10 постами и заправляет до 75 автомобилей в сутки. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Губкин И.М. Учение о нефти. - М.:Недра,1975. 2. Гаврилов В.П. Черное золото планеты. - М.:Недра,1990. 3. Воронцов В.В., Люфанов Л.Е. В сокровищнице земных недр. - Л.: Наука,1966. 4. Бобрицкий Н.Б., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М.:Недра,1988. 5. Акульшин А.И. и др. Технология и техника добычи, хранения и транспорта нефти и газа. - Львов: Свет,1991. 6. Элияшевский А.И. Технология добычи нефти и газа.-М.:Недра,1976. 7. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин.-М.:Недра,1978. 8. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти и газа.-М.:Недра,1983. 9. Алиев Р.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа.-М.:Недра,1988. 10. Плитман И.Б. Справочное пособие для работников автозаправочных и автомобильных газонаполнительных станций. - М.:Недра,1990. 11. Данилов О.Ф. Автомобильные подъемники, насосные, смесительные и исследовательские агрегаты при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин: Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. СОДЕРЖАНИЕ ПРЕДИСЛОВИЕ................................................................………………..3 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ……..………………………………………..5 1.1. Нефть и газ в топливном балансе мира......................……………....5 1.2. Добыча нефти и газа в мире........................................………………6 1.3. Добыча нефти и газа в России......................................…..…………7 2. ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА………………………………………………………………….9 2.1. Происхождение нефти и газа......................................………………9 2.2. Состав нефти и газа.....................................................…………….. 10 2.3. Плотность и вязкость...............................................………………..11 2.4. Теплофизические свойства............………………………………...14 3. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА.….……...14 13.1. Основные законы гидростатики...............................……………..14 3.2. Течение жидкости по трубам....................................…….………..16 3.3. Течение газа по трубам.............................................……………….17 3.4. Течение многокомпонентных смесей........................……………..19 3.5. Сепарация нефти и газа.............................................………………22 3.6. Гидраты газов............................................................……………….23 3.7. Насосы и компрессоры..............................................……..………..25 3.8. Механический расчет труб и сосудов......................……..………..29 4. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ И ГАЗА...............………………32 4.1. Геология земной коры................................................…….………..32 4.2. Характеристика нефтяных и газовых месторождений … ………35 4.3.Поиск и разведка месторождений..............................…….………..37 5. БУРЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН...........………………8 5.1. Способы бурения........................................................…….………..38 5.2. Роторное бурение.........................................………………………..40 5.3. Конструкция скважин.................................................……………...42 5.4. Заканчивание скважин................................................……………...43 5.5. Эксплуатация скважин................................................……………...47 5.6. Подземный ремонт скважин.......................................……………..48 6. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ..........................…….………...50 6.1. Разработка нефтяных залежей.............................………………….50 6.4. Разработка газовых залежей........................................……………..52 7. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ..................................……………52 7.1. Сбор и транспорт нефти...............................................…………….52 7.2. АЗГУ и ДНС..................................................................…………….54 7.3. Центральный пункт сбора............................................…………….55 7.4. Сепараторы нефти и газа..............................................….…………56 8. СБОР И ПОДГОТОВКА ГАЗА.......................................….………62 8.1. Сбор и транспорт газа...................................................….…………62 8.2. Подготовка газа.............................................................….…………63 8.3. Низкотемпературная сепарация газа............................……………64 8.4. Газовые сепараторы......................................................….…………65 8.5. Абсорбционная осушка газа.........................................…………….67 8.6. Адсорбционная осушка газа.........................................…………….68 9. МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ......................….………..69 9.1. Общая характеристика МН..........................................….…………69 9.2. Технологическая схема НПС........................................……………71 9.3. Определение числа НПС...............................................……………72 9.4. Регулирование работы МН...........................................…………….73 10. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ........................…………..75 10.1. Общая характеристика МГ.........................................…………….75 10.2. Технологическая схема КС..........................................…………...78 10.3. Определение числа КС.................................................……………79 10.4. Регулирование работы МГ..........................................……………79 11. СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ............................…………80 11.1. Конструктивные схемы прокладки ............................…………...80 11.2. Операции строительства .............................................……………81 11.3. Переходы трубопроводов................................................…………85 11.4. Защита трубопроводов от коррозии..........................…………….87 12. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ.............…………88 12.1. Общая характеристика нефтебаз..................................…………..88 12.3. Автозаправочные станции............................................…………...91 13. ХРАНЕНИЕ ГАЗА...........................................................…………92 13.1. Способы хранения газа.................................................…………...92 13.2. Автомобильные газонаполнительные станции............…………93 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.....................................................…………95 ЗУБАРЕВ Виктор Григорьевич ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА Учебное пособие Редактор В.К. Бородина ЛР № 020520 от 23,04,92 Подписано к печати Бум. тип. № 2 Формат 60 х 90 1/16 Уч. изд. л. 6,1 Усл. печ. л. 6,1 Тираж 300 Отпечатано на RISO GR 3750 Заказ № ______________________________________________________ Тюменский государственный нефтегазовый университет 625000, Тюмень, ул. Володарского 38 Отдел оперативной полиграфии ТюмГНГУ 625000, Тюмень, ул. Володарского 38