Нефть, бурение, трубопроводный транспорт

    В настоящее  время целый ряд  американских  фирм выпускает установки для  работы с КГТ. Разработаны и  выпускаются колтюбинговые установки  также отечественного производства: РАНТ-10-01, М-10, Уран-20, КРАБ-01, КПРС-20 и  другие для работы с трубами  диаметрами 25, 33, 38, 42 и 48 мм. Значительный опыт работы с непрерывными трубами накоплен в ОАО «Сургутнефтегаз», «Уренгойгазпром». Эти установки пока используются только при капитальном ремонте скважин.

     Особенностью  условий работы непрерывных труб является то, что материал трубы работает за пределами упругости (для уменьшения радиуса изгиба труб). Поэтому в материале труб накапливаются остаточные деформации, что предопределяет срок службы (ресурс) труб. Достигнутый на сегодня ресурс составляет до 50 спускоподъемов. Радиус барабана (без учета высоты реборды) должен быть не менее 48 раз больше наружного диаметра труб. Для данного материала он увеличивается пропорционально диаметру труб. Для 25-мм труб диаметр барабана составляет примерно 1,5 м. Потребный объем барабана определяется длиной трубы, т.е. глубиной ее спуска в скважину. Глубина спуска (по стволу скважины ) на сегодня составляет до 4 тыс. м и более, а емкость барабана на 200-300 м больше (как запас для вырезания изношенного участка). Высота кольтюбинговой установки в транспортном положении около 4 м.

    Существующие  колтюбинговые установки, кроме  капитального ремонта скважин,  могут применяется для проводки  боковых стволов и горизонтальных ответвлений из существующих эксплуатационных скважин. Вращение долота может осуществляется забойными двигателями, а нагружение долота – забойным механизмом подачи, который, при необходимости, одновременно воспринимает реактивный крутящий момент.

Главным преимуществом КГТ  является обеспечение непрерывного процесса спускоподъемных работ, что кратно сокращает их продолжительность. Управление работой отклонителя может осуществляться по кабелю, встроенному в трубу. По нему  же может непрерывно передаваться вся необходимая информация с забоя скважины.                                                                                                                  

Анализируя опыт применения колтюбинговых установок можно  придти к заключению, что не существует принципиальных трудностей для создания буровых установок отечественного производства для работы с КГТ большего диаметра.

В мировой практике известны случаи, когда при глубине скважине 1700 м длина горизонтального участка  составляла более 10 тыс. м.

 

           Рассматриваемые бурильные трубы подразделяются по материалу:

Стальные и легкосплавные  бурильные трубы.

По конструктивному исполнению стальные бурильные трубы сборной  конструкции изготовляются следующих типов: с высаженными внутрь концами (В); с высаженными наружу концами (Н); с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками (ВК); с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками(НК).

Трубы этих типов выпускаются  по ГОСТ 631-75 с наружным диаметром, толщиной стенки и длиной, указанными в табл. 5.1

                                                                                                                                                                                  

Таблица 5.1

Размеры труб по ГОСТ 631-75

6, мм	Диаметр труб, мм
	60,3	73,0	89	101,6	114,3	127	139,7	168,3
7 8 9 10 11 I,м	1,2 - 1,2 - -	1,2 - 1, 2, 4 - 1, 2,  4	1,2 - 1, 2, 3, 4 - 1,2,3,4	1 1,2 1,2,3,4 1,2,3,4 -	1,3 1,2 1,2,3,4 1,2,3,4 1,2,3,4	1 1 1,3 1,3 -	- 1,2 1,2,3 1,2,3 1,2,3	- - 1 1 -
		6; 8; 11,5				11,5

 

Примечание. Цифры, стоящие на пересечении  строк и столбцов, означают типы выпускаемых труб данного диаметра и толщины стенки.

                                                                                                                                  

   

    Кроме того, по ТУ 14-3-713 – 78 выпускаются трубы типа ВК диаметром 139,7 мм и толщиной стенки 9, 10, 11 мм из сталей групп прочности Д, К, Е. ГОСТом установлены допустимые отклонения труб по длине, диаметру, толщине стенки, массе и др.

Две трубы длиной 6 м предварительно соединяются между собой соединительной муфтой в колено (двухтрубку). Труба имеет на концах наружную мелкую (трубную) резьбу, а соединительная муфта – внутреннюю мелкую резьбу. Соединение бурильных труб длиной 8 м и 11,5 м, а также двухтрубок осуществляется с помощью бурильных замков.

   Бурильные замки изготовляют  в соответствии с ГОСТ 5286-75 следующих  типов размеров: 3Н-80, 95, 108, 113, 140, 172 И  198; ЗШ-108, 118, 133, 146, 178 203; ЗУ-86, 120, 146, 155 и  185. Цифры означают наружный диаметр  замка в миллиметрах.

      Бурильные трубы и муфты изготовляют из высококачественных углеродистых (марки 45) или легированных сталей марок 38 ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Для обазначения материала принят термин «группа прочности». Группа прочности стали – это условный индекс, введенный для упрощения обозначения прочностных характеристик стали. Всего принято 7 групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Трубы групп прочности, кроме Л, изготовляют из легированных сталей, подвергают нормализации с отпуском; Л - из углеродистой стали, подвергают закалки с отпуском. Замки к ним изготовляют из сталей марок 40ХН или 45, или (если прочность материала трубы выше прочности сталей 40ХН или 45) из того же материала, что и трубы. В любом случае прочность материала замка не должна уступать прочности материала трубы.

   Наиболее важные показатели  механических свойств приведены  в таблице 5.2

 

 

 

 

Таблица5.2

Показатели механических свойств сталей	Значения показателей для сталей групп прочности    по ГОСТ 631-75								Для изготовле-ния замков
	Д	К	Е	Л	М	Р	Т	40ХН	45
Временное сопротивление разрыву, Мпа Предел  теку- чести, Мпа ударная вяз-кость, кДж/м   твердость по Бринеллю, НВ	637     372   392 -	686     490   392 -	735     540   392 -	784     637   392 -	883     736   392 -	981     883   294 -	1080     981   294 -	765     563   785 255- 321	687     441   490 217-285

 

                                              5.2 Буровые долота

 

       Долото - буровой инструмент для механического разрушения горных пород на забое скважины в процессе ее проходки. По характеру воздействия на породу долота можно классифицировать следующим образом.

    1.Долота режуще-скалывающие  – лопастные долота, предназначенные  для разбуривания вязких и  пластичных пород небольшой твердости  (вязких глин, малопрочных глинистых  сланцев и др.) и малой абразивности.

2.Долота  дробяще-скалывающего  действия – шарошочные долота, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких.

3.Долота режуще-истерающего действия  – долота с алмазными и твердосплавными породоразрушающими вставками. Предназначены  они для  бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже малоабразивными твердыми.

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

1. долота, разрушающие горную породу сплошным забоем;
2. долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота);
3. долота специального назначения.

     Долота для сплошного  и колонкового бурения предназначены  для углубления скважины, а специального назначения – для работы в пробуренной скважине (расширение и выравнивание ствола скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня)

    Как для сплошного,  так и для колонкового бурения  созданы долота, позволяющие разрушать горную породу по любому из перечисленных выше принципов. Это облегчает подбор типа долота в соответствии с физико-механическими свойствами горной породы. Выпускаются долота диаметром от 46 до 580 мм.

Рисунок 3 Трехшарошечные долота

 

                         6. МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ 

 
        Магистральными называют трубопроводы, предназначенные для дальнего транспорта жидких, газообразных и твёрдых сыпучих продуктов, от мест их добычи, получения, переработки (условная начальная точка трубопровода) к местам потребления (условная конечная точка).  
Наиболее широко трубопроводы используются для перекачки природных газов, нефтей и нефтепродуктов, однако по трубопроводам перекачивают на большие расстояния и воду (магистральные водоводы), уголь в виде водных суспензий (углепроводы), расплавленную серу, инертные сыпучие материалы. На десятки километров транспортируют по трубам минеральную воду, молоко и другие продукты.  
Наконец, нельзя не отметить, что своевременная и наиболее надёжная доставка горючего для снабжения быстро перемещающихся воинских частей может быть осуществлена в основном с помощью так называемых полевых нефтепродуктоводов. Этот способ доставки горючего используется в армиях и флотах многих стран.  
Все перечисленные выше виды трубопроводов относятся к сухопутным трубопроводам, так как прокладываются по территории материка.  
Увеличение мировой добычи нефти и газа в шельфах и акваториях океанов и морей потребовало прокладки магистральных трубопроводов под водой как с заглублением их в грунт, так и без заглубления. Такие трубопроводы называют морскими. Иногда магистральный трубопровод имеет морскую и сухопутную часть. Такой трубопровод называют сухопутно-морским.  

Магистральный трубопровод — сооружение линейного типа, представляющее непрерывную трубу, вдоль которой размещаются сооружения, обеспечивающие перекачку транспортируемого продукта при заранее заданных параметрах (давлении, температуре, пропускной способности и т.п.). В отличие от других линейных сооружений, таких, как автодороги, железные дороги, магистральный трубопровод в течение всего срока эксплуатации находится в сложном напряжённом состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления.  
Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.  
Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений:  
- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;  
- головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу. Здесь проводят приёмку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учёт и перекачку на следующую станцию;  
- промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачивают далее;  
- конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта;  
- линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолётные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопроводов.  
Линейная часть трубопровода сооружается про трём конструктивным схемам: подземной, наземной и надземной.  
Подземная схема составляет около 98% от общей длины всех построенных трубопроводов. По этой схеме трубы укладывают ниже естественной поверхности грунта.  
Наземная схема предусматривает укладку труб на поверхность спланированного грунта или на грунтовое сплошное основание, устраиваемое из привозного грунта.  
При надземной схеме трубопровод укладывают на опоры, размещаемые на определённом расстоянии друг от друга.  
Для плотных грунтов наиболее удачной схемой является подземная. Она обеспечивает надёжную защиту труб от внешних воздействий, достаточно хорошо стабилизирует положение трубопроводы, обеспечивает его устойчивость, не изменяет вида рельефа, не создаёт никаких препятствий для сельскохозяйственных работ, движения транспортных средств. При подземной прокладке трубопровод и транспортируемый по нему продукт не подвергается резким перепадам температур, что имеет немаловажное значение для обеспечения технологической надёжности трубопровода.  
Необходимость в наземной и надземной схемах прокладки магистральных трубопроводов возникла при строительстве в неблагоприятных грунтовых условиях. Особенно широко эти схемы стали применяться в условиях Севера на вечномёрзлых грунтах.  
Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчётами.  
Хотя магистральный трубопровод и представляет собой непрерывную нитку, однако он имеет устройства, позволяющие отсекать отдельные его участки в случае возникновения аварийных ситуаций с целью ограничения объёма потерь транспортируемого продукта и уменьшения ущерба, наносимого природе при вытекании продукта из разрушенного участка.  
На нефтепроводах устанавливают задвижки, а на газопроводах — краны. Задвижки и краны – это важные узлы трубопровода. От их надёжности и безотказной работы зависит размер возможных потерь продукта при авариях, уровень вредного его воздействия на окружающую среду.  
Важными элементами линейной части трубопровода являются также различного рода узлы и детали: тройниковые соединения, переходы с одного диаметра на другой (переходник), устройства запуска очистных приборов (скребки, шары, поршни и т. д.) и их выхода из трубы.  

 Технология работы.  
Рис. 4. Схема сооружений.  
  
Перекачивающие станции – самые сложные комплексы сооружений нефтепровода.  
Головная перекачивающая станция предназначена для приёма нефти с установок подготовки нефти и перекачки её из ёмкости в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учёта нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительным устройством, а также технологические трубопроводы.  
Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчёту. Среднее значение перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для второй очереди 50-100 км. В составе технологических сооружений промежуточных станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная и узел учёта нефти.  
На магистральных нефтепроводах большой протяжённости предусмотрена организация эксплуатационных участков протяжённостью от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным станциям, однако резервуарные парки их имеют меньшую вместимость.  
Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергетическим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч киловатт.  
Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефтепродуктовода.  
В зависимости от схемы присоединения насосов и резервуаров промежуточных станций различают следующие схемы перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам: постанционную, через один резервуар насосной станции, с подключённым резервуаром, из насоса в насос.  
При постанционной системе перекачки нефть принимают поочерёдно в один из резервуаров станции, подачу на следующую станцию осуществляют из другого резервуара.  
При перекачке через один резервуар насосной станции нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, служащий буфером, и одновременно откачивается из него.  
При перекачке с подключённым резервуаром уровень нефти в нём колеблется в зависимости от неравномерности поступления и откачки нефти.  
При системе перекачки из насоса в насос резервуары промежуточных станций отключаются от магистрали.  
 

                СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 
1.  Абузова Ф. Ф., Алиев Р. А., Новосёлов В. Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. М.: 1992.  
2. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М.: 1982.  
3. Борисенко Т. М. Повышение эффективности трубопроводного транспорта. М.: 1983.  
4. Белоусов М.В., Буровые установки - М.: Недра, 1973 г.