Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от количества рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движенья сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).

При однорядном подъемнике в скважину спускают 1 ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство м/у обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во II-м - однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают 2 ряда концентрически размещенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство м/у 2-мя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то подобный подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб как правило спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают 2 ряда насосно-компрессорных труб, 1 из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней доли - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство м/у внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ сервируется по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству м/у 2-мя рядами насосно-компрессорных труб, то подобный подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Также, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа случается более плавно и с более сильным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является потребность спуска 2-х рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. По этой причине в практике нефтедобывающих компаний более широко распространен III вариант кольцевой системы - полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Применение газлифтного метода использования скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора крупных объемов жидкости почти при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с крупным газовым фактором, т.е. применение энергии пластового газа.

З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что в особенности важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, и наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и крупной межремонтный период их работы при использовании современного оснащения.

7. Возможность использования одновременной раздельной использования, действенной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, и простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недочеты

1. Огромные стратовые капитальные вложения в строительство компрессорных станций

2. Относительно невысокий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких эмульсий в ходе подъема продукции скважин.

Отталкиваясь от указанного выше, газлифтный (компрессорный) метод использования скважин, прежде всего, выгодно применять на больших месторождениях при наличии скважин с огромными дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Дальше он может оказаться применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с крупным содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной использования принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

The discharge of gas lift wells depends on the number and pressure of the injected gas, immersion depth of the tubing into the liquid, their diameter, liquid viscosity, etc.

Designs gas lift hoists are determined depending on the number of rows of tubing, landing in the hole, and direction of movement of compressed gas. According to the number of tube rows landing platforms are single and two rows, and the direction of gas injection - and the central ring (see Fig. 13.2).

In single layer lift in the well let down a number of tubing. Compressed gas is injected into an annular space m / s from the casing and tubing, and gas-liquid mixture rises through the tubing, or gas is injected by tubing and gas-liquid mixture rises through the annular space. In the first case we have inline lift ring system (see Fig. 13.2, a), and in II-m - inline lift the central nervous system (see Fig. 13.2 lb).

With dual completion in the well let down 2 rows of concentrically placed pipes. If compressed gas is directed into an annular space m / y by 2 columns, tubing and gas-liquid mixture rises through the inner lifting pipes, such a lift is called a two-lane ring system (see Fig. 13.2 in). Outside a number of tubing typically descend to the filter wells.

In two-row staggered lift ring system into the borehole put down 2 rows of tubing, 1 of which (outside row) stage, in the upper lobe - large diameter pipes, while the bottom - a smaller diameter. Compressed gas is injected into an annular space m / s at the inner and outer rows of tubing and gas-liquid mixture rises through the inner row.

If compressed gas is served by an internal tubing, and gas-liquid mixture rises through the annular space of m / y by 2 rows of tubing, such a lift is called a two-lane central system (see Fig. 13.2 g).

The disadvantage of the ring system is the possibility of abrasive wear of the connecting pipes of columns in the presence of well production solids (sand). Also, there may be deposits of paraffin and salt in the annulus, the struggle with which it is difficult.

The advantage of dual completion before the single layer in the fact that his work happens more smoothly and with a stronger sand production from the well. The disadvantage is the need for dip lift slope 2 rows of pipes, which increases the metal extraction process. For this reason, the practice of oil companies more widely distributed version of the ring system III - polutoraryadny lift (see Fig. 13.2, d), which has the advantages of dip at less than its value.

Application of gas-lift method of use of wells in the general form is determined by its advantages.

1. The possibility of screening large volumes of liquid for almost all diameters of casing and forced selection silnoobvodnennyh wells.

2. Operation of gas wells with a large factor, ie use of energy reservoir of gas.

Z. small effect profile of the hole on the efficiency of gas-lift, which is especially important for directional drilling, ie conditions for offshore exploration and districts of the North and Siberia.

4. No influence of high pressures and temperatures well production, and the availability of mechanical impurities in it (sand) to work well.

5. The flexibility and relative ease of management mode wells be debited.

6. Ease of maintenance and repair of gas lift wells and a major overhaul during their work, using modern equipment.

7. The ability to use simultaneous separate use, effective anti-corrosion, deposits of salts and paraffin, and ease of study wells.

These advantages can be countered by deficits

1. Huge stratovye capital investments in the construction of compressor stations

2. The relatively low efficiency (efficiency) gas-lift system.

Z. The possibility of stable emulsions during the recovery of production wells.

Proceeding from the above, gas-lift (compressor) method of using wells, especially beneficial to apply on large deposits in the presence of wells with large flow rates and high downhole pressures after a period of the Fountain.

Then it can be used in directional wells and wells with a large content of mechanical impurities in the product, ie in circumstances where the basis for the rational use of adopted a turnaround time (MCI) of the wells.

Эта система может оказаться временной мерой - до конца возведения компрессорной станции. В этой ситуации система газлифта остается почти одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается лишь другим источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может оказаться периодической или непрерывной. Периодический газлифт используется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте находится в зависимости от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Технико-экономический разбор, проведенный при подборе метода использования, может определить приоритет применения газлифта в разных регионах страны с учетом местных условий. Так, огромной МРП труды газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и вероятность автоматизации предопределили создание крупных газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это позволило снизить нужные трудовые ресурсы региона и сделать нужные инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их применения.

Добыча нефти при помощи насосов

В предыдущем выпуске мы поговорили о фонтанном и газлифтном способе добычи нефти. Однако сгласно данным статистики лишь чуть более 13% всех скважин в РФ эксплуатируются этими способами (впрочем эти скважины дают более 30% всей отечественной нефти). В целом статистика по способам использования выглядит так:

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

У обывателя при разговоре о нефтяном деле появляется образ 2-х станков - буровой вышки и станка-качалки. Изображения таких приборов встречаются всюду в нефтегазовой отрасли: на эмблемах, плакатах, гербах нефтяных городов и так дальше. Облик станка-качалки известен всем. Вот как он выглядит.

Станок-качалка и есть 1 из элементов использования скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насосного устройства, расположенного на дне скважины. Это прибор по принципу действия весьма похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движенья в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движенья от станка-качалки трансформирует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде использования, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движенья. Энергия передается ч/з штанги - длинные металлические стержни, скрученные м/у собою специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее вверх.

При использования скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие потребности, которые имеют место при иных способах использования. Штанговые насосные устройства имеют возможность качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и так дальше. Также, такой метод использования отличается высоким КПД.

В РФ делаются станки-качалки 13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76. Штанговые насосные устройства производят ОАО "Элкамнефтемаш" г.Пермь и ОАО "Ижнефтемаш" г.Ижевск.

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами

Для отбора из скважин крупных объёмов жидкости используется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насосного устройства. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощь привода сравнительно подачи. В общем случае эти монтажа носят наименование погружные электронасосы. В I случае - монтажа центробежных электронасосов (УЗЦН), во II-м - монтажа погружных винтовых электронасосов (УЗВНТ).

Скважинные винтовые и центробежные насосные устройства приводятся в воздействие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Монтажа ЭЦН и ЭВН весьма просты в обслуживании, так как на поверхности есть станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При крупных подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, дающий возможность конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При том способе использования борьба с отложениями парафина проводится довольно эффективно при помощи автоматизированных проволочных скребков, и путем нанесения покрытия на внутреннюю поверхность НКТ.

Межремонтный промежуток времени труды УЭЦН в скважинах довольно высок и достигает 600 дней.

Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает ч/з сетку в нижней части насосного устройства. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а в районе насосного устройства - по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).

In the presence of close to gas fields (and wells) with sufficient reserves and the necessary pressure applied bezkompressorny gas lift for oil production.

This system may be a temporary measure - until the end of the construction of compressor stations. In this situation the gas lift system is almost identical to the gas-lift compressor and differs only other source of high pressure gas.

Gas-lift operation may be periodic or continuous. Cycle controller is used in wells with flow rates up to 40-60 tons / day or low-pressure. Height of fluid in the cycle controller is dependent on the possible entry of gas pressure and immersion depth of the tubing under the liquid level.

Techno-economic analysis conducted by the selection method used may determine the priority of the application of gas lift in different regions of the country to suit local conditions. For example, MCI works great gas lift wells, the comparative simplicity of repair and the probability of automation predetermined the creation of large gas lift systems in the Samotlor, Fyodorovsky, Pravdinsky fields in Western Siberia. This will reduce the required manpower in the region and make the necessary infrastructure (housing, etc.) for the management of their application.

Crude oil is pumped

In the previous issue we talked about the Fountain and the gas lift method of oil extraction. However sglasno statistics show just over 13% of all wells in Russia operated by these methods (though these wells yield more than 30% of all domestic oil). Overall statistics on how to use looks like this:

Sucker rod pumping

In an ordinary person when talking about the oil business appears the image of 2 machines - drilling derrick and pumping unit. Images of such devices are found everywhere in the petroleum industry: the emblems, posters, emblems oil towns and so on. The Shape of pumping unit is known to all. Here's how it looks.

Jack is 1 of the elements of sucker rod pump. In fact, the jack is a sucker-rod pumping unit, located on the bottom of the well. This device on the principle of action is very similar to a bicycle hand pump, preobrazuschy reciprocates in the flow of air. Oil pump reciprocates from the pumping unit transforms into a stream of fluid, which tubing (tubing) comes to the surface.

If in order to describe the ongoing processes in this type of use, you get the following. On electric pumping unit is supplied electricity. The engine rotates the mechanisms of pumping unit so that the balancer machine starts moving like a swing and gets rod suspension wellhead reciprocates. Energy is transferred c / o Rod - long metal rods, twisted m / s from him special couplings. From rod the energy is transferred sucker rod pump, which captures the oil and gives it up.

With the use of sucker rod pumps for oil production is not subject to strict requirements, which take place at other ways to use. Sucker rod pumping unit can pump oil, characterized by the presence of mechanical impurities, high gas factor and so on. Also, such a method of using different high efficiency.

In Russia made pumping unit 13 models according to GOST 5688-76. Sucker rod pumping unit produces JSC Elkamneftemash ", Perm and OAO Izhneftemash" Izhevsk.

Operation of wells Rodless Pumps

For the selection of the wells of large volumes of fluid used hydraulic pumps with impellers of centrifugal type, which provides high pressure for a given liquid flow and dimensions of the pump device. Along with this, in some areas of oil wells with viscous oil needs more power provides a comparative presentation. In general, these installation are the name of submersible electric pumps. In I case - mounting centrifugal pumps (UZTSN), in II-m - Mounting screw submersible electric pumps (UZVNT).

Downhole screw and centrifugal pump device shown in the impact of submersible electric motors. Electricity is supplied to the engine by a special cable. Erection of ESP and EVN is very easy to maintain, because on the surface of a control station and the transformer, do not require constant care.

For large feed rates ESP have sufficient efficiency, giving the opportunity to compete with these settings sucker rod installations and gas lift.

While the method of using paraffin is carried out quite efficiently using automated wire scrapers, and by coating the inner surface of the tubing.

Turnaround time works ESP wells is quite high and reaches 600 days.

The downhole pump is 80-400 degrees. Fluid enters c / o the grid in the bottom of the pump device. Submersible motor oil-injected, pressurized. To avoid falling into a reservoir fluid installed node protector. Electricity is supplied from the surface of round cable, and in the pumping device - on the flat. At 50 Hz frequency of rotation is synchronous and 3000 min (-1).

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что дает возможность отключать установку руками или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан держит жидкость в НКТ при остановках насосного устройства, что облегчает запуск монтажа, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности труды для извлечения вязких жидкостей применяется скважинные винтовые насосные устройства с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насосного устройства, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оснащение устья, трансформатор и станцию управления. Кроме насосного устройства, иные части монтажа идентичны.

Подземные погонщики. Заводнение

Если вы думаете, что нефть так же без труда поддается перекачке, как, скажем, вода, то глубоко ошибаетесь. В первую очередь, нефть всерьез труднее влаги по составу. Во-вторых, она может оказаться довольно вязкой. В-третьих, нефтяное месторождение - не колодец. Нефть может прятаться в бесчисленных подземных лабиринтах, ловушках, протоках, линзах. Чтоб достать ее из всех подземных закоулков, промысловики применяют своеобразных "погонщиков".

К тому же для этой цели применяют обыкновенную воду. Ее закачивают в пласт взамен того же числа добытой нефти. Для данного за контуром месторождения бурят нагнетательные скважины, в которые и подается вода. Т.о., давление в пласте остается все время постоянным. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пласта до 70%.

В тех ситуациях, когда территория месторождений велика и законтурное обводнение уже не помогает, применяют другую разновидность данного метода - внутриконтурное обводнение.

Действие на пласт в этом случае делается ч/з систему нагнетательных скважин, размещенных по какой-либо схеме изнутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, дающая возможность сократить сроки выработки запасов и в короткие сроки наращивать добычу нефти.

Различают несколько видов внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего нескольких с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводненном...

Подбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений.

Если же и данного недостаточно количество скважин еще увеличивают. Получается так называемое площадочное обводнение.

Обводнение дает возможность не только лишь увеличить отдачу нефтяного пласта, но еще и сократить сроки нефтедобычи, применять месторождение более интенсивно. По этой причине вода применяется в роли "погонщика" практически на всех месторождениях страны.

Пока исследователи ищут новые способы повышения КПД месторождений. А что если закачивать под землю не воду, а углеводородный газ? Ведь известно, что нефть и эти газы взаимно растворимы достать же из подземной кладовой газожидкостную смесь гораздо проще, чем жидкость... Провели опыты. И что же? Выяснилось, что подобным способом возможно достать до 90% нефти! При том совсем не в обязательном порядке, чтоб газ поступал во все пространство, занимаемое нефтью. Довольно наполнить газом в общей сложности 1,5-2% от общего объема, нефтеотдача пласта резко возрастает.

Хотя есть у данного метода и довольно значительный недостаток: закачивать в недра под крупным давлением лишь что добытый газ - весьма дорогое наслаждение. Потому этот метод применяют только на месторождениях с самое ценной, легкой нефтью.

На тех же месторождениях, где преобладает тяжелая, густая нефть применяют иные способы повышения эффективности добычи.

Химические хитрости

Чтоб густая нефть с большей легкостью поднималась по трубам, естественно, нужно, в первую очередь, выполнить ее более жидкой.

В последнее время на нефтедобывающих промыслах стали применять специальные вещества, имеющие весьма сложное наименование - мицеллярные дисперсии. Основными составляющими таких композиций являются нефтерастворимые поверхностно-активные вещества, спирт, углеводородный растворитель типа керосина или легких фракций нефти. Добавляют сюда и воду.

Transformer (autotransformer) is used to increase the voltage from 380 (the voltage fishing net) 400 - 2000 VA

Station management has the tools that show the current and voltage, which makes it possible to disable the installation of hand or automatically.

Tubing fitted with counter and drain valves. Check valve keeps fluid in the tubing when the pump stops the device, which facilitates the launch assembly, and release the drain tubing from the fluid before the rise of the unit during a non-return valve.

To improve the efficiency of labor for the extraction of viscous liquids used downhole screw pump device with a submersible motor. Set a helical downhole pumping device, like the installation of ESP is a submersible electric motor with a compensator and hydraulic protection, screw pump, cable, return and drain valve (built into the tubing), equipping the mouth of the transformer and the control station. In addition to pumping devices, and other assembly parts are identical.

Underground drivers. Flooding

If you think that oil is also very easy to transfer, as, say, water, something deeply wrong. First and foremost, oil seriously difficult moisture composition. Secondly, she may be rather viscous. Third, the oil field - no well. Oil can be hidden in countless underground labyrinths, traps, ducts, lenses. To get it from all corners of the underground, fishers use original "drivers".

Also used for this purpose ordinary water. Her pumped into the reservoir to replace the same number of extracted oil. For a given circuit for field drill injection wells, and in which water is pumped. Thus, the pressure in the reservoir is kept constant. This makes it possible to increase oil recovery to 70%.

In situations where a large area deposits and zakonturnoe flooding no longer work, use another variation of this method - intra-contour flooding.

The effect on the layer in this case is c / o the system of injection wells located on any scheme within oil-water boundary. This is a more intense system of impact on oil reservoir, making it possible to reduce the terms of reserves and production in the short term to increase oil production.

There are several types of intra-contour waterflooding: cut deposit lines of injection wells into strips, rings, creating a cutting center of several multi-lateral rows and in combination with the marginal flood ...

Selection of the layout of injection wells is determined by the specific geological conditions, economically viable terms reserve depletion and the magnitude of the necessary capital investments.

If, however, and this is not enough number of wells have increased. It turns out the so-called pad flooding.

Watering gives the opportunity not only to increase the impact of the oil reservoir, but also reduce the time oil production, use field more intensively. For this reason, water is used as a "pursuer" in practically all fields of the country.

While researchers are seeking new ways to improve the efficiency of deposits. But what if injected into the ground is not water, and hydrocarbon gas? It is known that oil and mutual solubility of these gases to get the same from an underground storeroom gas-liquid mixture is easier than the liquid ... Conducted experiments. And what happened? It turns out that in this way may reach up to 90% of oil! While not mandatory, so that gas is fed into the entire space occupied by oil. Enough gas to fill a total of 1,5-2% of the total, oil recovery increases dramatically.

Although there is in this method and quite a significant drawback: injected into the subsoil under the big pressure but that the produced gas - a very expensive pleasure. Because this method is used only on fields with the most valuable light oil.

At the same deposits, dominated heavy, thick oil used other ways to increase extraction efficiency.

Chemical tricks

To a thick oil with more easily climbed the pipes, of course, one must first of all, do it more liquid.

Recently, the oil fields began to use special substances that are very complicated name - micellar dispersion. The main components of such compositions are oil-soluble surface-active substances, alcohol, hydrocarbon solvent such as kerosene or light oil fractions. Adds here and the water.

Еще одно неоценимое свойство возникающих эмульсий - они являются обратимыми системами. То есть вполне на дневной поверхности добавить в поступающую из скважины эмульсию еще мало воды, как из нее выделяется свободная нефть, а поверхностно-активные вещества оказываются вновь готовыми к работе.

Вобще, нужно признать, что химики оказывают нефтяникам и ряд иных важных услуг.

Известно, к примеру, что бурение нереально без специальных бурильных растворов. Как правило глинистые бурильные растворы готовят по прямой на месте, доставляя в район бурения сухую глину. Правда приготовление раствора - предмет вполне тонкая: за исключением глины в воду добавляют и остальные вещества, состав и множество которых зависит от используемой техники, давления в пласте, геологического строения недр...

Сейчас есть по крайней мере 2 10-ка специальных ингредиентов, улучшающих качество бурильных растворов и снижающих затраты на бурение. В некоторых ситуациях даваемая ими экономия в 10-15 раз превосходит затраты на изготовление особенно добавки!

Еще 1 сложность, в решении которой неоценимую помощь промысловикам оказывает химия - защита оснащения от отложения парафинов. Нередко при добыче высокопарафинистых нефтей эксперты сталкиваются с неприятным явлением. Пока нефть лежит в залежи под давлением, температура ее вполне высока. Однако по мере продвижения к забою и далее по скважине и давление, и температура падают. Тяжелые парафиновые углеводороды начинают выделяться из жидкости и откладываться на всех поверхностях, с которыми соприкасается нефть. Очистка оснащения от налипшего парафина связана с большими затратами и техническими трудностями.

Однако уже разработаны вещества, добавка которых в нефть препятствует образованию скоплений парафина, способствует их смыванию с металлических поверхностей оснащения на всем пути нефти к потребителю. Подобные вещества дороги, однако, так или иначе, их использование окупает все затраты.

Нефть в море

О том, что запасы нефти есть не только лишь на суше, но еще и под морским дном, известно достаточно давно. Вот уже, считай, полвека существуют "Нефтяные скалы" - промысел в Каспийском море. Сейчас нефтяные вышки возникли и на иных морях. Нефть добывают в Сев. море, в Охотском, на Балтике...

На платформу возможно попасть на вертолете или на катере. 7 миль от побережья, и тут вы уже у цели. Остов искусственного островки, тот который издали казался сложенным из спичек, неподалеку оказывается переплетением толстенных труб. Сорок 8 из них уходят в толщу воды и еще на полсотни м. - в дно. Эти ноги и удерживают все сооружение.

Сама платформа состоит из 2-х площадок, любая из которых - в четверть футбольного поля. На одной площадке уходят в поднебесье фермы буровой вышки, иная представляет собою административно-жилую зону. Тут с 3-х сторон по краям площадки стоят уютные домики, в которых разместились каюты бригадиров, прорабов и мастеров, и багровый уголок, столовая с кухней, бытовые помещения...

Такие платформы могут иметь разную конструкцию. Ведь одно дело добывать нефть на южном Каспийском море, иное на мелководной Балтике, где платформу возможно закрепить на дне, и III-е - на севере или в. страны. Тут крупные глубины, нередкие ветры, ледяные поля... В этих условиях во много раз лучше стационарных платформ - полупогружные. Их буксируют к месту бурения как крупные баржи. Тут они опускают вниз свои "ноги" - опоры. И опираясь ими в дно, платформа приподнимается над поверхностью моря с подобным расчетом, чтоб волны ее не захлестывали. По окончании буровых заданий такая платформа без особых хлопот может оказаться переведена в иной район.

Проектируются и строятся корабли обеспечения водных нефтяных промыслов. В начале янв. 1987 г. в финском городе Турку спущено на воду уникальное корабль "Трансшельф". Оно предназначено для перевозки водных буровых самоподъемных установок.

Новый гигант длиной 173 м и шириной 40 м. имеет ряд особенностей. Корабль полупогружное, да и как иначе взгромоздить на палубу тысячетонные буровые платформы? "Трансшельф" набирает в танки забортную воду и с этим балластом погружается. Палуба площадью 5100 кв. м. уходит на 9 м. под воду. Платформа затаскивается или заталкивается на корму. Балласт откачивается, и корабль к походу готово.

"Трансшельф" - это еще и судоремонтный док с мощной судостроительной техникой. Управляется он при помощи бортовой ЭВМ, которая контролирует все эксплуатационные секторы сложного судового хозяйства, в частности и размещение груза на корабле.

Еще какой-то метод морского бурения - именно со специализированного бурового корабля. В предыдущих выпусках мы упоминали о "Челленджере", с кормы которого вели глубинное бурение американцы. Однако сегодня у нас есть возможность познакомиться с одним из этих кораблей поближе. Для этого, однако, будет нужно отправиться на сев., в город моряков и полярников Мурманск, а уж оттуда - далее, знакомиться с особенностями бурения с плавучего основания и с людьми уникальной профессии - нефтяниками-акванавтами.

Итак, в путь.

It is because of the appearance micellar dispersion is almost indistinguishable from ordinary water - such as white, clear liquid. However, the main role here are no longer the molecules H2O, and the molecules of surface-active substances. Once in bed, they form the oil emulsion, the disperse phase of which consists of a complex composition of the particle - micelles. While the oil, as it separates from the rock, and it can be pumped from the reservoir is almost full.

Another invaluable feature emerging emulsions - they are reversible systems. That is completely on the surface add to the emulsion that comes from the well is not enough water, as it stands out from the free oil, and surface-active substances are again ready to operate.

Markups below, you acknowledge that chemists have oilmen and a number of other important services.

We know, for example, that drilling is unrealistic without special drilling fluids. Usually clay drilling solutions are prepared by direct on-site, delivering to the area of drilling dry clay. However preparation of the solution - the subject is quite thin: with the exception of clay in water is added and the remaining substances, composition, and a lot of which depends on the technique employed, the pressure in the reservoir, the geological structure of the depths ...

Now there are at least 2 10-ka special ingredients that improve the quality of drilling fluids and reduce drilling costs. In some situations, given by their savings in the 10-15 times greater than the cost of manufacturing in particular supplements?

Another 1 difficulty in solving which provides invaluable about hunting chemistry - defense equipment from the paraffin. Often, the extraction of petroleum vysokoparafinistyh experts faced with an unpleasant phenomenon. While the oil is in the reservoir under pressure, its temperature is quite high. However, as we move to the face and along the borehole and the pressure and temperature drop. Heavy paraffin hydrocarbons begin to stand out from the liquid and delayed on all surfaces contacted by oil. Cleaning equipment from sticking to wax associated with high costs and technical difficulties.

However, already developed substance, additive which prevents the formation of oil accumulations of paraffin, contributes to their washout from metal surfaces to equip all the way to the oil consumer. Such substances road, but one way or another, their use pays all expenses.

Mooring

The fact that oil is not only on land but also under the seabed, is known for a long time. That is, count half a century, there are "Oil Rocks" - fishing in the Caspian Sea. We have oil rigs and other seas. Oil extracted in the North. Sea of Okhotsk, on the Baltic ...

On the platform offers access to the helicopter or by boat. 7 miles from the coast, and here you have a goal. The frame of artificial islands, one that from afar looked like a folded out of matches, is close interweaving of a thick pipe. Forty-eight of them go into the water column and another fifty meters - in the bottom. Those legs and keep the whole structure.

The very platform consists of 2 sites, any of which - a quarter of a football field. At one site go to the sky farm rig, and another represents the administrative and residential area. Then with 3-side on the edges of the site are comfortable bungalows, which are located cabins foremen, superintendents and foremen, and purple bath, dining room with kitchen, utility space ...

Such platforms may have different design. It's one thing to extract oil in the southern Caspian Sea, another in the shallow Baltic Sea, where the platform may be mounted on the bottom, and III-e - in the north or in the. country. Here the large depth, frequent winds, ice fields ... In these conditions many times better than stationary platforms - semi-submersible. They were towed to the drilling site as large barges. Then they go down their "legs" - supports. And drawing them into the bottom of the platform is raised above the surface of the sea with such a calculation, so that its waves are not overwhelmed. Upon completion of drilling tasks such a platform without too much trouble can be moved to another area.

Designed and built ships for water oil fields. In early January. 1987 in the Finnish city of Turku is used and the water a unique vehicle Transshelf. It is designed to carry water drilling jack-up units.

The new giant 173 m in length and width of 40 m. has a number of features. Ship semisubmersible, and otherwise pile up on the deck thousand-drilling platforms? "Transshelf" picks in seawater tanks and water ballast to this submerged. The deck area of 5100 square meters. hours away by 9 am under the water. The platform pulls or pushes at the stern. The ballast is pumped out and the ship is ready to march.

"Transshelf" - is also a ship repair dock with a strong shipbuilding technology. Managed it with the onboard computer, which controls all the operational sectors of the complex marine management, in particular, and stowage of cargo on the ship.

Even some method of offshore drilling - just with a specialized drilling vessel. In previous releases, we mentioned about the "Challenger", which led from the stern of the deep drilling of the Americans. However, today we have the opportunity to meet with one of these ships closer. To do this, however, will need to go to the northeast., A city of sailors and polar Murmansk, and from there - then, to get acquainted with the peculiarities of floating drilling and with people's unique profession - the oil-aquanaut.

So, in a way.

Мало погодя мы узнали, в чем здесь секрет: корабль стояло на месте, благодаря системе динамического позиционирования, носовым и кормовым подруливающим устройствам. Иначе и нельзя. Не забывайте, как утратили устье скважины американские геологоразведчики?

Команда в большей части собственном имеет достаточно земные профессии: буровики, электрики, машинисты дизельных и газотурбинных силовых установок... Однако есть все-таки в морском бурении и своя специфика, с какой не встретишься на суше.

При бурении в океане, к примеру, приходится принимать особые меры, в которых земные буровики попросту не нуждаются. Тут есть райзер - колонна стальных труб, тянущаяся от корабля до дна. Толщина их стен - в районе 20 миллиметров; таков нужный запас прочности, чтоб предохранить буровой инструмент от воздействия окружающей среды. И наоборот - чтоб спасти океан от загрязнения нефтепродуктами.

Подобные взаимоотношения человек и океана достаточно рабочие, обыденные. А вот устройство под названием превентер рассчитано как раз на исключительные ситуации. Если говорить просто, это пробка, которой возможно с высокой скоростью заткнуть скважину при аварийной ситуации, когда, скажем, шторм станет срывать буровое корабль с намеченной точки. Однако так как земные недра все-таки не термос, то и превентер серьезно труднее обыкновенной пробки. Судите сами: длина этого устройства 18 м., а весит оно без малого 150 тонн!

Когда ветер закончится, обернуться на то же самое место с точностью до см буровому судну помогут сверхточные навигационные приборы. Превентер поднимут на корму, и буровые работы будут продолжены.

Приборам доверена крупная кусок подводных операций. Они "прощупывают" и "прослушивают" дно моря, где обязана быть заложена скважина, позже обследуют саму скважину... И кажется, чем могут помочь сверхбыстрым электронным приборам, могучим стальным механизмам слабые человеческие руки? Да еще там, на огромный глубине, где царят тьма и крупные давления?..

Однако представьте себе ситуацию: где-то в глубине откажут вдруг те наиболее сверхточные и сверхразумные датчики, те самые позволяют судну с подобный точностью находить свое место. Что делать?.. Здесь уж не люди от приборов, а приборы от человек будут ожидать поддержки. И эта помощь именно придет.

Спуск под воду аквалангисты глубоководники начинают, еще находясь на корабле. Они читают, слушают музыку, глядят видеофильмы совсем близко с другими членами команды, и в то же период как бы на морском дне! Во всяком случае, давление в барокамере, где они лежат - данное же. Это сделано не просто так.

Чтоб подняться с двухсотметровой глубины на над водой, водолазам физически нужно итого несколько мин.. А вот, чтоб привыкнуть к смене "климатического фона", иногда - несколько дней. По этой причине в течение всей вахты они дышат гелиокислородной смесью под строго определенным давлением и даже в ходе сна лежат под присмотром врачей - специалистов по физиологии глубоководных погружений. Иначе нельзя. Если на глубине люди будут дышать газовой смесью при обыкновенном давлении, океан их просто раздавит. По этой причине давлению снаружи нужно противопоставить давление изнутри. Если при поднятии наверх резко сбросить давление, неизбежна кессонная болезнь, резкие перепады давлений могут привести к тяжелым травмам легких.

Потому в ходе рабочего цикла акванавты все период лежат в мире высоких давлений. А наверх-вниз перемещаются при помощи особого лифта - водолазного колокола. Эта кабина, открытая снизу. Воде не дает проникнуть внутрь давление газовой смеси. Так, прибыв на оеанское дно, акванавт может тотчас выйти в воду без особых трудностей. Покинув колокол, он работает под слоем воды, а дыхание, тепло и связь осуществляются ч/з пуповину шланг-кабеля.

За акванавтами с поверхности моря следят приборы, врачи и коллеги. И все-таки, в первую очередь они сами ведут диалог с океаном. Они - тройка": оператор колокола, номер I и номер II-й. Они понимают друг друга с полуслова, а иногда даже без слов. Они работают сообща настолько же согласованно, как пальцы одной руки.

Шаг за шагом, не торопясь, словно медленно, а в действительности - в хорошем рабочем темпе, сообщая вверх о каждом собственном движеньи, терпеливо дожидаясь следующей экипажа, люди внимательно осматривают узлы буровой установки, проверяют датчики системы позиционирования... Словом, работают.

Хотя, эти аквалангисты работают в точности так же, как, к примеру, при подъеме потонувших кораблей, по давно известной технологии. В то же период развитие морской добычи нефти и газа привело к появлению новых профессий. Так как 80% водолазных заданий на водных месторождениях составляют осмотр, техническое обслуживание и ремонт, крупным спросом пользуются аквалангисты-осмотрщики. В колледже подводно-технических заданий - коммерческой школе ныряльщиков, расположенной в бухте Лос-Анджелеса, с 1982 г. организован курс подготовки ныряльщиков к проведению осмотров и неразрушающего контроля водного оснащения. Этот курс официально одобрен и Английским агентством аттестации персонала, проводящего контроль сварных соединений.

В обязанности водолаза-осмотрщика входят визуальный контроль сварных соединений, подводная фотография и видеозапись (I-я ступень подготовки); ультразвуковой и магнитный неразрушающий контроль сварных соединений (II-ая ступень).

Surprises weather in the Arctic seas are unpredictable, even the short polar summer. A small passenger steamer could hardly pushes the nose heavy lead shafts. The wind tears the waves dirty grayish froth, and sometimes it seems that the need of this foam and consist of low bushy cloud. Later the wind suddenly died, and over the sea hung a dense pall of mist. And when she parted, we have seen drilling ship "Victor Muravlenko" was very close. Nevertheless, the pitching, it still stood, as if he was holding a mysterious force.

Few minutes later we found out what is the secret: the ship was in place, thanks to a system of dynamic positioning, bow and stern thruster. Otherwise impossible. Do not forget, they lost the wellhead American explorers?

The command in most of the property has enough earthly profession: drillers, electricians, machinists diesel and gas turbine power plants ... However, there are still in offshore drilling and a specificity with which not meet on the land.

When drilling in the ocean, for example, have to take special measures, in which the earth drillers simply do not need. Here is the riser - the column of steel pipe, extending from the vessel to the bottom. The thickness of the wall - around 20 millimeters, this is the desired safety margin to protect the drilling tool from the impact of the environment. And vice versa - to save the ocean from oil pollution.

Similar relationship between man and the ocean is enough work, everyday. But a device called preventer is designed just for exceptional situations. Simply put, this tube, which is possible with high-speed plug hole in case of emergency when, say, the storm will disrupt drilling ship, with a target point. However, as the bowels of the earth's still not a thermos and a preventer seriously harder ordinary plugs. Judge for yourself: the length of the device 18 meters, and weighs it almost 150 tons!

When the wind is over, turn on the same location to within a cm drillship help ultra precise navigational instruments. Preventer raise the stern, and drilling will continue.

Instruments trust of the largest piece of underwater operations. They are "sounding out" and "bugged" bottom of the sea, where the obligation to be well founded, and later inspect very well ... And it seems, than can help ultrafast electronic devices, powerful steel mechanisms, weak human hands? But even there, in great depth, where there is darkness and large pressure? ..

But imagine the situation: somewhere in the depths of a sudden they turned down the most precision and supermind sensors, the same can ship with a similar accuracy to find their place. What should I do? .. It's not people from the instruments and devices from the people will be expected to support. And this help is coming.

The descent into the water divers glubokovodniki start, while still on the ship. They read, listen to music, movies look very closely with other team members, and at the same time as if on the sea floor! In any case, the pressure in the chamber, where they lie - this is the same. This is not just.

To rise from the depths dvuhsotmetrovoy on the water, divers physically to total several minutes .. But to get used to the change, climatic background, sometimes - a few days. For this reason, throughout the watch they are breathing a helium-oxygen mixture under strictly defined pressure and even during sleep are under the supervision of doctors - specialists in the physiology of diving. Otherwise not. If the depth of people will breathe a gas mixture at ordinary pressure, the ocean, they simply crushed. For this reason, pressure from outside is necessary to oppose the pressure from within. If you are lifting up sharply depressurize inevitable bends, sudden changes of pressure can lead to serious injuries of the lungs.

Because during the work cycle aquanauts all time are in the world of high pressures. A top-down move with the help of a special elevator - the diving bell. This cabin, open bottom. Water does not penetrate the pressure of the gas mixture. So, arriving at the bottom oeanskoe, aquanaut can immediately go into the water without much difficulty. Leaving the bell, he works under water and breathing, warmth and connection made c / o cord hose cable.

For aquanaut from the sea surface following devices, doctors and colleagues. And yet, in the first place they are engaging in dialogue with the ocean. They - Three ": the operator bell, number I and number II-st. They understand each other perfectly, and sometimes even without words. They work together so as consistently as the fingers of one hand.

Step by step, slowly, as if slowly, but in reality - in a good working pace, reporting up to each's own motion, patiently waiting for the next crew of people carefully inspect the sites rig, check the sensors positioning system ... In a word, work.

Although, these divers are working in exactly the same way as, for example, when lifting sunken ships on the long-known technologies. At the same time the development of offshore oil and gas led to the emergence of new professions. Since 80% of diving jobs on the water deposits make inspection, maintenance and repair, a major demand divers-viewer. In college, underwater engineering tasks - commercial diving school, situated in the Bay of Los Angeles, in 1982 organized a training course for the divers to conduct inspections and nondestructive testing of water fittings. This course is officially approved and British personnel certification agency conducting testing of welds.

The duties of diver-viewer includes visual inspection of welds, underwater photography and video (I-I level of training); ultrasound and magnetic non-destructive testing of welds (II-nd stage).

После прохождения II-й доли курса водолаз допускается к выполнению работ на месторождениях.

Как представителям большей части современных профессий, осмотрщикам приходится трудиться со сложной аппаратурой. Тут и ультразвуковой детектор повреждений со встроенным осциллографом, и установка для магнитного контроля, и даже комбинированная система, включающая полиэкранную ультразвуковую аппаратуру и дисплей.

Мы видим, что за исключением завидного здоровья, современному буровику-водолазу нужна куча технических познаний. Ведь от его работы зависит сохранность немыслимо дорогого сооружения. Платформа для бурения на шельфе со 100-метровой глубиной стоит столько же, что и супертанкер грузоподъемностью 200 000 тонн. А вообще стоимость платформ растет с служебной глубиной шельфа в геометрической прогрессии.

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собою соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - весьма минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оснащения. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед сервировкой в магистральный нефтепровод подвергать особой подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах к тому же применяют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.18.1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От любой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного числа поступающей от любой скважины нефти, и первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Отчасти обезвоженная и отчасти дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Как правило на одном нефтяном месторождении устраивают 1 ЦПС. Однако в ряде случаев 1 ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где отчасти производится обработка нефти. На ЦПС сконцентрированы установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти производят в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Набор этого оснащения называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Рисунок 18.1.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина;

2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);

3 - дожимная насосная станция (ДНС);

4 - установка очистки пластовой воды;

5 - установка подготовки нефти;

6 - газокомпрессорная станция;

7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;

8 - резервуарный парк

Обезвоженная, дегазированная и обессоленная нефть после окончания окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и после на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти нужно разделить от нее эти мельчайшие капли воды и извлечь воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти применяют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, теплый отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Максимально прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью наполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). В ходе выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более тяжелые и крупные капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и накапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Хотя гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный способ обезвоживания нефти. Более эффективен теплый отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С серьезно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, и обессоливание и электрообезвоживание. При химических методах в обводненную нефть вводят особые вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов применяют ПАВ. Их вводят в состав нефти в некрупных количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это подобные вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют наименее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. При этом пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что подчеркивает слияние мелких капель в большие, т.е. процесс коалесценции. Большие капли влаги без труда оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания серьезно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Максимально низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти ч/з особые аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит м/у электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 Кв). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть сперва подогревают до температуры 50-70°С. При хранении подобный нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная доля таких углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собою и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Потому перед сервировкой нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Максимально простой и более широко используемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на особой стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть сперва подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, как правило горизонтальный. В сепараторе из разогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и ч/з холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную тоже на ЦПС. В особенности большое число воды отделяют от нефти на завершающей стадии использования нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое число солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и понижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оснащения. По этой причине сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, нужно очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и лишь после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод используют закрытую (герметизированную) систему очистки.

This high-class experts. Before submitting a proposal on the exams for the second stage, divers need not least, after having worked with the qualifications I-th stage. His total time of execution of visual control under the water should be not less than 30 hours.

After passing through the II-nd the proportion of the course the diver is allowed to perform work on the fields.

As representatives of most of the modern professions, viewer has to work with sophisticated instrumentation. Here and ultrasonic detector with built-in oscilloscope damage and installation for magnetic control, and even a combined system that includes multiple screens ultrasound equipment and display.

We see that except for an enviable health, modern drillers-diver needs a lot of technical knowledge. Because of his work depends on the preservation unthinkable expensive facilities. The platform for offshore drilling from 100 m depth is the same as the supertanker carrying capacity of 200,000 tons. In general, the cost of platforms increases with the depth of the shelf performance in a geometric progression.

Fisheries data collection and preparation of oil, gas and water

Delivered from the oil and gas well production is not therefore represents a net oil and gas. Of the wells along with oil is produced water, flare (petroleum) gas, particulate solids (rocks, hardened cement).

Produced water - highly mineralized medium with a salt content of up to 300 g / liter. The content of formation water in oil could reach 80%. Mineral water causes an increase in corrosion cracking of pipes, tanks, solid particles entering the flow of oil from the wells, causing deterioration of pipelines and equipment. Associated (petroleum) gas used as feedstock and fuel.

Technically and economically feasible oil before serving in the main pipeline are particularly training with a view to desalination, dewatering, degassing, removing solids.

In the oil fields to the same scheme used centralized collection and preparation of oil (ris.18.1). The collection of products produced from a group of wells in the automated group measure installations (AGZU). From any wells on an individual pipeline comes AGZU oil with the gas and formation water. At AGZU produce an accurate record of input from any oil wells, and initial separation for a partial separation of formation water, gas and solids separated from the direction of the gas pipeline on GPP (Gas Plant). Partly dehydrated and partially degassed oil comes from the return headers to a central collection point (EVP). Typically in one oilfield arrange an EVP. However, in some cases, an EVP arrange for a few fields with placing it on a larger field. In this case, the individual fields can be constructed comprehensive collection points (ICPs), which in part is processed oil. At GCHQ concentrated plant for the preparation of oil and water. The apparatus for the preparation of oil produced in the complex of all manufacturing operations for its preparation. A set of equipment called UKPN - installation of an integrated oil preparation.

Figure 18.1.

Scheme to collect and prepare well production at oil fields:

1 - oil well;

2 - automated group measure installations (AGZU);

3 - booster pump station (BPS);

4 - reservoir water purification;

5 - Installation of oil;

6 - gas compressor station;

7 - a central collection point for oil, gas and water;

8 - tank farm

Dehydrated, degassed and demineralized oil after the final inspection goes into the tanks of oil and commodities at home after a pumping station of the main pipeline.

Dehydration of oil is complicated by the fact that oil and water form stable emulsions such as "water in oil." In this case, the water disperses in the oil medium in the droplets, forming a stable emulsion. Consequently, for dehydration and desalting of crude oil to separate from her these tiny drops of water and extract water from oil. For dehydration and desalting of crude oil is used the following processes: gravitational sludge oil, heated sludge oil, thermo-chemical methods, and elektroobessolivanie elektroobezvozhivanie oil. As simple as possible for the technology process of gravitational settling. In this case, the oil fill tanks and can withstand a certain time (48 hours or more). In the excerpts are coagulation of water droplets, and the heavier and larger water droplets under the action of gravity (gravity) settle to the bottom and accumulate as a layer of bottom water.

Although the process of gravitational settling of cold oil - low productivity and lack an effective way to oil dehydration. More efficient hot water-cut oil sludge, which by pre-heating the oil up to temperature 50 -70 ° C seriously facilitate the process of coagulation of water droplets and accelerates the dehydration of oil in the sediment. The disadvantage of gravitational dewatering method is its low efficiency.

More effective methods of chemical, thermochemical, and desalting and elektroobezvozhivanie. When chemical methods to cut oil introducing special substances called demulsifying agent. As demulsifiers used surfactants. They were injected into the oil in medium-sized quantities from 5-10 to 50-60 g per 1 ton of oil. The best results show the so-called nonionic surfactants, which do not fall in oil on anions and cations. It is such substances as disolvany, separoly, diproksiliny etc. Demulsifiers adsorbed at the interface of the oil-water "and" crowd out or substitute the least surface-active natural emulsifiers contained in the liquid. This film formed on the surface of water droplets, is unstable, which emphasizes merging of droplets in a large, ie process of coalescence. Large drops of water readily settle to the bottom of the tank. The efficiency and speed of chemical dehydration seriously enhanced by heating oil, ie with thermochemical methods, by reducing the viscosity of oil during heating and to facilitate the process of coalescence of water drops.

Maximum low residual water content is achieved using electrical methods of dehydration and desalting. Elektroobezvozhivanie and electro-desalting of oil associated with transmission oil c / o special apparatus, elektrodegidratory, where oil is m / s at the electrodes, creating an electric field of high voltage (20-30 kV). To increase the speed elektroobezvozhivaniya first oil is heated to a temperature of 50-70 ° C. If you store oil in such reservoirs, the transport of its pipelines, tanks by rail or waterway significant proportion of these hydrocarbons are lost through evaporation. Light hydrocarbons are the initiators of intensive evaporation of oil, because they carry with them the heavier hydrocarbons.

At the same time, light hydrocarbons are valuable raw material and fuel (light gasoline). Because before serving oil extracted from it slightly low-boiling hydrocarbons. This process operation is called stabilization of oil. To stabilize the oil she was subjected to rectification or hot separation. As simple and widely used in the preparation of fishing is hot oil separation, performed on a special stabilization unit. With hot oil separation first heated in special heaters, and served in a separator, usually horizontal. In the separator of the preheated 40-80 ° C petroleum actively vaporized light hydrocarbons, which sucked compressor and h / r refrigeration unit and benzoseparator sent to a main pipeline. In benzoseparatore of light fraction further separated by condensation of heavy hydrocarbons.

Water separated from oil UKPN comes to the OLA, also located at GCHQ. In particular, a large number of water separated from oil at the final stage of oil fields, when the water content in oil can reach up to 80%, ie with each cubic meter of oil extracted 4 m3 of water. Produced water is separated from the oil contains mechanical impurities, a drop of oil, hydrated oxide and iron oxide and a large number of salts. Mechanical impurities clog the pores in the reservoir and prevent the penetration of water in the capillary channels of layers, and consequently lead to a breach of contact "water-oil" in the reservoir and decrease the efficiency of maintaining reservoir pressure. This same help and hydroxides of iron precipitate. Salts contained in water, contribute to corrosion of pipelines and equipment. For this reason, waste water, separated from the oil UKPN, should be cleaned from mechanical impurities, droplets of oil, ferric hydroxide and salts, and only then injected into the productive strata. Allowable content in the injected water, solids, oil, iron compounds set specifically for each oil field. Wastewater treatment using a closed (sealed) purification system.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - "под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - "река-скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.

Магистральные нефтепроводы. Часть 1

Помните пословицу: «За морем телушка — полушка, да рубль перевоз...» Она как нельзя лучше характеризует важность транспортной проблемы. Можно, используя последние достижения науки и техники, добыть очень дешевое сырье. Но не забывайте: большинство нефтепромыслов в настоящее время находится далеко от нефтеперерабатывающих предприятий.

Можно, конечно, использовать традиционные виды транспорта. На море грузить добываемую нефть в танкеры, на суше в железнодорожные цистерны. Но выгодно ли это?

Даже на море, где современные супертанкеры забирают в трюмы сразу сотни тысяч тонн топлива, такое решение транспортной проблемы нельзя назвать наилучшим. Ведь подобная транспортировка не так уж дешева. Вдобавок, частые аварии танкеров приводят к загрязнению окружающей среды, уничтожают все живое на сотни миль вокруг, да и регулярность такого сообщения могла бы быть лучшей: как известно, и по сию пору скорость движения морского транспорта во многом зависит от погоды.

Еще хуже дела обстоят на суше. Для перевозки топлива нам понадобилось бы с каждым годом строить все новые и новые железные дороги, по которым сновали бы бесчисленные составы цистерн. А уж с газом еще хуже: вместо цистерн пришлось бы заводить целый парк специальных «термосов», в которых бы постоянно поддерживалась температура минус 80 градусов Цельсия и ниже при давлении 5—б МПа — только так можно перевозить газ в жидком состоянии.

Собственно так и поступают, например, при транспортировке метана из Алжира в США. Создан целый флот танкеров-метановозов. У них на борту работают специальные компрессорные и холодильные установки, поддерживающие нужный режим в танкерах, с тем, чтобы метан был в нужном (жидком) агрегатном состоянии. Во время рейса часть перевозимого метана расходуется на работу холодильных установок.

Число таких плавучих «термосов» исчисляется десятками. В то же время трудно представить себе такую транспортную технологию в сухопутном исполнении.

По счастью, мы можем обо всем этом говорить в сослагательном наклонении. Специалисты нашли другое решение транспортной проблемы. По всей стране и за ее рубежи проложена мощная и разветвленная сеть трубопроводов, и развитие этой сети продолжается.

Трубопроводы в нашей стране по темпам роста грузооборота намного опередили другие виды транспорта. Доля их в общем объеме перевозок быстро росла и достигла почти трети общего грузооборота страны. Столь стремительные темпы объясняются исключительно высокой экономичностью трубопроводов. Достаточно сказать, что на доставку каждой тонны нефти по трубам требуется в 10 с лишним раз меньше трудовых затрат, чем для ее перевозки по железным дорогам. Этот прогрессивный вид транспорта экономит ежегодно труд примерно 750 тысяч человек!

В настоящее время трубопроводный транспорт становится средоточием новейших достижений отечественной науки и техники. Казалось бы, что тут хитрого: труба она и есть труба... Но само по себе изготовить трубу, да еще большого диаметра — достаточно сложная инженерно-техническая задача. Тем не менее, в короткий срок производство таких труб было налажено на предприятиях нашей страны.

Другая проблема при строительстве нефтегазопровода — все трубы необходимо герметично сваривать в единую нитку, и притом довольно длинную: тот же газопровод Уренгой — Помарьи — Ужгород имеет протяженность около 4500 километров!

А общая протяженность сварных швов, как показывают расчеты, в 1,5 раза превышает длину самого трубопровода.

Систематическое сооружение нефтепроводов в районах добычи нефти — в Урало-Поволжье и Закавказье было начато в середине 60-х годов, прошлого века В этот период, в частности, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы—Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туймазы — Омск — Новосибирск — Иркугск диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск — Горький (первая нитка) Альметьевск — Пермь, Ишимбай — Орск, Горький — Рязань, Тихорецк — Туапсе, Рязань — Москва и др. Необходимо особо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию первый «горячий» нефтепровод Озек-Суат — Грозный диаметром 325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые в нашей стране стали транспортировать нефть после предварительного подогрева в специальных печах.

В 1964 г. был введен в эксплуатацию крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод «Дружба», соединяющий месторождения нефти в Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия).

In the sealed system is mainly used three methods: sediment, filtration and flotation. The method of sludge is based on gravitational separation of solid particles of solids, droplets of oil and water. The process of sediment carried out in horizontal system - septic tanks or vertical storage tanks, septic tanks. The method of filtering is based on the passage of polluted reservoir water through a hydrophobic filter layer, for example through the granules of polyethylene. Granules of polyethylene "capture" of oil droplets and particles of solids and free water tight. The method of flotation is based on the similar phenomenon, when bubbles of air or gas passing through a layer of contaminated water from the bottom up, are deposited on the surface of solid particles, oil droplets and push them to surface. Wastewater treated at facilities such as water purification WW II vet-750, WW II vet-1500, WW II vet and WW II vet-3000-10000, available bandwidth, respectively, 750, 1500, 3000 and 10000 m3/day. It should be noted that the installation of WW II vet-10000 consists of three units WW II vet-3000. Each unit consists of four blocks: sedimentation, flotation, separation and pumping.

Along with the purified water reservoir in the reservoir to maintain reservoir pressure pumped fresh water collected from two sources: groundwater (artesian wells) and open water bodies (rivers). Ground water extracted from artesian wells, a high degree of purity and in many cases do not require a deep cleaning before injection. At the same time, the water of open reservoirs is considerably polluted by clay particles, iron compounds, microorganisms and requires additional purification. Currently used two types of water from open reservoirs: podruslovy and open. When podruslovom method water is taken below the bottom of the river - "under the bed." To do this in the floodplain of the drilled hole depth of 20-30 m diameter of 300 mm. These wells must pass through a layer of sandy soil. The well reinforce the casing with the holes in the spokes and they lowered intake pipes with a diameter of 200 mm. In each case, are like two communicating vessels - the "river-well" separated naturally filter (with a layer of sandy soil). Water from the river filtered through sand and accumulates in the well. The inflow from the well is forced vacuum pump or pumping the pump and fed to the pumping stations (SPS). In the open method of water by pumping the first lift pumped from the river and served on the treatment plant, where it is cleaning cycle and into the tank. In the clarifier using reagents coagulants particle mechanical impurities and iron compounds are displayed in the sediment. The final purification occurs in the filters, where as a Filtering materials using clean sand or fine coal.

All equipment system for the collection and preparation of oil and water supply in the complete-block design in the form of completed blocks and superblocks.

Trunk pipelines. Part 1

Remember the proverb: "Beyond the sea heifer - mite, but the ruble transportation ..." She clearly characterize the importance of the transport problem. It is possible, using recent advances in science and technology, to get a very cheap raw material. But do not forget: most oil production is currently far from the refineries.

You can, of course, to use traditional modes of transport. At sea, Georgia produces oil tankers on land to the railroad tank cars. But whether it is profitable?

Even at sea, where the modern supertankers are taken directly into the holds hundreds of thousands of tons of fuel, such a solution of transport problems can not be called the best. After transporting a not so cheap. In addition, frequent tanker accidents resulted in contamination of the environment, destroying all life for hundreds of miles around, and the regularity of such communication could be better: as you know, and to this day the rate of maritime traffic is largely dependent on the weather.

Even worse things on land. For transportation of fuel we would need each year to build more new railways, which were rushing to countless convoys of tanks. And so the gas is even worse: instead of tanks would have to start a fleet of special "thermos", which would be constantly maintained temperature of minus 80 degrees Celsius or lower at a pressure of 5 MPa, b - the only way to transport gas to a liquid state.

Actually do it, for example, to transport methane from Algeria in the United States. Built by a fleet of tankers, metanovozov. They are working on board a special compressor and refrigeration units that support the desired mode in tankers, so that the methane was in the right (liquid) state of aggregation. During the flight portion of the transported methane is spent on the work of refrigeration.

The number of floating "thermos" is counted in tens. At the same time it is difficult to imagine such a transport technology in the land version.

Fortunately, we can talk about all this in the subjunctive mood. Experts have found another solution of transport problems. Across the country and beyond its borders laid a strong and extensive network of pipelines, and the development of this network is continuing.

Pipelines in our country in terms of growth far ahead of other freight transport modes. Their share in total traffic grew rapidly and reached almost a third of the total turnover of the country. Such a rapid pace due to extremely high efficiency of pipelines. Suffice it to say that the delivery of each ton of oil through the pipes is required over 10-times lower labor costs than its transport by rail. This progressive form of transport saves labor annually about 750 thousand people!

Currently, pipeline transport becomes the focus of the latest achievements of Soviet science and technology. It would seem that there cunning: it is tube tube ... But by itself produce a pipe, and even of large diameter - quite complicated engineering tasks. Nevertheless, in the short term the production of such pipes was established in the enterprises of our country.

Another problem in the construction of oil and gas pipeline - all pipes must be hermetically welded into a single thread, and quite long: the same Urengoi - Pomary - Uzhgorod has a length of about 4500 kilometers!

A total length of welds, as calculations show that in 1,5 times exceeds the length of the pipeline.

Systematic construction of oil pipelines in the oil-producing areas - in the Ural-Volga region and Caucasus began in the mid 60-ies of the last century in this period, in particular, have been built transcontinental Tujmazy-Omsk (first used the pipe diameter 530 mm), Tuymazy - Omsk - Novosibirsk - Irkugsk diameter of 720 mm and a length of 3662 km pipelines Almetjevsk - Bitter (first line) Almetjevsk - Perm, Ishimbaj - Orsk, Gorky - Ryazan, Tikhoretsk - Tuapse, Ryazan - Moscow and others should be particularly noted that in 1955 was put into operation the first "hot" pipeline Ozek-Suat - Terrible diameter of 325 mm and a length of 144 km on it the first time in our country began transporting oil, after preheating in a special furnace.

In 1964, he was put into operation the largest in the world by the length (5500 km, together with its branches), trans-European Druzhba pipeline connecting oil fields in Tatarstan and the Kuibyshev region with Eastern European countries (Czech Republic, Slovakia, Hungary, Poland, Germany) .

В дек. 1965 г. было завершено возведение и введен в эксплуатацию I в Сибири нефтепровод Шаим - Тюмень размером 529- 720 мм и протяженностью 410 км. В ноябре 1965 г. начато и в окт. 1967 г. завершено возведение нефтепровода Усть-Балык - Омск размером 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов данного диаметра еще не было) В осеннее время 1967 г. начато и в апреле 1969 г. завершено возведение нефтепровода Нижневартовск - Усть-Балык размером 720 мм и протяженностью 252 км. В следующие годы на основе Западно-Сибирских месторождений были построены трансконтинентальные нефтепроводы Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск (1973 г.), Александровское - Анжеро-Судженск - Красноярск - Иркутск (1973 г.), Нижневартовск - Курган - Куйбышев (1976 г.), Сургут - Горький - Полоцк (1979 г.) и др.

Продолжалось возведение нефтепроводов и в иных регионах. В 1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак) были получены I-е фонтаны нефти, а уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень - Шевченко длиной 141,6 км. В последующем он был продлен вначале до Гурьева (1969 г.), а после до Куйбышева (1971 г.). Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень - Гурьев - Куйбышев размером 1020 мм и протяженностью 1750 км дал возможность решить проблему транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для данного была выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в особых печах. Нефтепровод Узень - Гурьев - Куйбышев стал крупнейшим "горячим" трубопроводом мира.

Были продлены нефтепроводы Альметьевск - Горький и Туймазы - Омск - Новосибирск на участках аналогично Горький - Ярославль - Кириши и Новосибирск - Красноярск - Иркутск.

На иных направлениях в 1971 - 1975 гг. были построены нефтепроводы Уса - Ухта - Ярославль - Москва, Куйбышев - Тихорецкая - Новороссийск и иные. В 1976- 1980 гг. - нефтепроводы Куйбышев - Лисичанск - Одесса, Холмогоры - Сургут, Омск - Павлодар, Каламкас - Шевченко, Самгори - Батуми и иные, в 1981- 1985 гг. - нефтепроводы Холмогоры - Пермь - Альметьевск - Клин, Возей - Уса - Ухта, Кенкияк - Орск, Павлодар - Чимкент - Чардар - Фергана, Прорва - Гурьев, Красноленинский - Шаим, Тюмень - Юргамыш, Грозный - Баку.

Сейчас все магистральные нефтепроводы РФ эксплуатируются ОАО "АК Транснефть", которое является транспортной фирмой и объединяет 11 отечественных компаний трубопроводного транспорта нефти, владеющих нефтяными магистралями, эксплуатирующих и обслуживающих их. При движеньи от грузоотправителя до грузополучателя нефть проходит в среднем 3 тыс. км. ОАО "АК Транснефть" разрабатывает самое экономичные маршруты движенья нефти, тарифные планы на перекачку и перевалку нефти с утверждением их в Федеральной энергетической комиссии (ФЭК).

Взаимоотношения ОАО АК "Транснефть" с грузоотправителями регулируются "Положением о приеме и движеньи нефти в системе магистральных нефтепроводов", утвержденным Минэнерго РФ в итоге 1994 г. Этот документ включает методику определения оптимальных объемов поставки нефти и газового конденсата на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) РФ, квот нефтеперерабатывающих компаний для поставки на вывоз, порядок составления ежеквартальных графиков перевозки нефти для любого из изготовителей (с разбивкой по месяцам). Документ провозглашает равнодоступность всех грузоотправителей к системе трубопроводного транспорта.

По состоянию на 2002 г. ОАО АК "Транснефть" эксплуатировала 48,6 тыс. км магистральных нефтепроводов размером от 400 до 1220 мм, 322 нефтеперекачивающие станции, резервуары общим объемом по строительному номиналу 13,5 млн м3. 32% нефтепроводов имели срок использования до 20 лет, 34% - от 20 до 30 лет и свыше 30 лет эксплуатируется 34% нефтепроводов. Фирма выполняет своими силами и средствами почти весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов. В состав нефтепроводных компаний входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-строительная колонна для исполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) без производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. В мае 1991 г. в компании создан Центр технической диагностики, ОАО ЦТД "Диаскан", который создает проведение диагностики магистральных нефтепроводов.

К настоящему времени нефть разных месторождений поступает на российские нефтеперерабатывающие заводы и вывоз по системе нефтепроводов ОАО "Транснефть".

Магистральные нефтепроводы. Часть 2

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта порой потребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют к тому же бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

По собственному назначению нефте- и нефтепродуктопроводы возможно разделить на последующие группы:

промысловые - соединяющие скважины с разными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

магистральные (МН) - предназначенные для перевозки товарной нефти и нефтепродуктов (в частности устойчивого конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) изготовления или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных компаний и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, размером трубопровода от 219 до 1400 мм и излишним давлением от 1,2 до 10 МПА;

технологические - предназначенные для перевозки в пределах промышленного предприятия или группы таких компаний разных веществ (сырья, реагентов, полуфабрикатов, и промежуточных или конечных продуктов, полученных или эксплуатируемых в технологическом ходе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или использования техники.

По СНИП 2.05.06 - 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на 4 класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1 - 1000-1200 включительно: ВТОРОГО - 500-1000 включительно; III - 300-500 включительно; IУ - 300 и меньше

Наряду с этой классификацией СНИП 2.05.07 - 85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, требующие обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:
Opening of the largest oil fields in Western Siberia has radically changed the priorities of the pipeline construction. Transportation of oil from this region to existing industrial centers was extremely difficult. The distance from the fields to the nearest railway station was more than 700 km. The only transport route - the Ob River and flows into it Irtysh River - navigable no more than 6 months. in the city. Provide transportation of increasing volumes of oil could only pipeline.

In December. 1965 was completed construction and put into operation I in Siberia oil pipeline Shaima - Tyumen size 529 - 720 mm and a length of 410 km. In November 1965, launched in October. 1967 completed the construction of the pipeline Ust-Balik - Omsk size of 1020 mm and a length of 964 km (in the U.S. pipeline of diameter has not yet been) in autumn 1967 and launched in April 1969 completed the construction of the pipeline Nizhnevartovsk - Ust-Balik size 720 mm and a length of 252 km. In the following years based on the West Siberian fields were built transcontinental pipelines Ust-Balik - Kurgan - Ufa - Almetyevsk (1973), Alexandrov - Anzhero-Sudzhensk - Krasnoyarsk - Irkutsk (1973), Nizhnevartovsk - Kurgan - Kuibyshev (1976 PM), Surgut - Bitter - Polotsk (1979), etc.

The continuing construction of oil pipelines and in other regions. In 1961, at Uzen and Zhetybai (Southern Mangyshlak) were obtained by I-e fountains of oil, and in April 1966 came into operation pipeline Uzen - Shevchenko length 141,6 km. Later it was extended first to Guryev (1969), and then to Kuibyshev (1971). Commissioning of the pipeline Uzen - Guriev - Kuibyshev size of 1020 mm and a length of 1750 km provided an opportunity to solve the problem of high transport and high-harden oil Mangishlak. For this was chosen technology transfer from the preheater in special furnaces. The pipeline Uzen - Guriev - Kuibyshev became the largest "hot" pipe of peace.

Were extended pipelines Almetjevsk - Bitter and Tuymazy - Omsk - Novosibirsk on sites like Gorky - Yaroslavl - Kirishi and Novosibirsk - Krasnoyarsk - Irkutsk.

On the other directions in the 1971 - 1975 gg. pipelines were built Usa - Ukhta - Yaroslavl - Moscow, Kuibyshev - Tikhoretskaya - Novorossiysk and other. In 1976 - 1980 years. - Pipelines Kuibyshev - Lisichansk - Odessa, Kholmogory - Surgut, Omsk - Pavlodar, Kalamkas - Shevchenko, Samgori - Batumi and the other in 1981 - 1985 years. - Pipelines Kholmogory - Perm - Almetjevsk - Klin, Vozey - Usa - Ukhta, Kenkiyak - Orsk, Pavlodar - Shymkent - Chardara - Fergana, Prorva - Guriev, Krasnoleninsky - Shaima, Tyumen - Yurgamysh, Grozny - Baku.

Now all trunk pipelines operated by Russia of "Transneft", which is a transport company and encompasses 11 domestic companies Oil Pipeline Transport, holding the oil routes, operates and maintains them. When moving from the shipper to the consignee's oil passes an average of 3 km. OAO AK Transneft is developing the most efficient routes of oil, tariff plans for pumping and handling of oil with the approval of the Federal Energy Commission (FEC).

Relationships OAO Transneft shippers are regulated by the Provision on the admission and movement of oil in the system of trunk pipelines, "approved by the Ministry of Energy in 1994 as a result of this document includes methodology for determining the optimal amount of supply of oil and gas condensate refinery (refinery) RF the quota of oil companies to supply the export procedure for preparing quarterly schedules the transport of oil for any of the manufacturers (by month). The document proclaims the fairness of all shippers to the system of pipelines.

As of 2002, OAO Transneft operated 48.6 thousand km of trunk pipelines ranging in size from 400 to 1220 mm, 322 oil pumping stations, reservoirs, totaling under the construction par 13,500,000 m3. 32% of the oil pipelines have a term of up to 20 years, 34% - from 20 to 30 years and over 30 years in operation 34% of the oil pipelines. The firm performs its forces and means almost the entire range of preventive and repair work on all sites of main oil pipelines. The structure of oil pipeline companies includes 190 emergency and recovery points, 71 construction and repair column for execution overhaul of the linear part, 9 of the central (regional) without the production of service and repair, and 38 bases of production services. In May 1991, the company established the Centre for Technical Diagnostics, Inc. TDC "Diaskan", which creates diagnostics of oil pipelines.

To date, various oil fields goes to Russian oil refineries and export of oil pipeline system of JSC "Transneft".

Trunk pipelines. Part 2

Pipeline is called a pipeline designed to transport oil and oil products (for transfer of petroleum products sometimes consume oil products pipeline terms). Depending on the kind of pumped oil product pipeline is called to the same gasoline-, kerosene, mazut, etc.

According to his own purpose of oil and oil products may be divided into the following groups:

fishing - connecting well with different objects and installations for oil in the oil fields;

Trunk (MN) - designed to carry commercial oil and petroleum products (in particular sustainable condensate and gasoline) from areas of production (from hunting) the manufacture or storage to sites of consumption (oil storage, trans-shipment facilities, loading items into the tank, oil terminals, some industrial companies and refineries). They are characterized by high bandwidth, the size of the pipeline from 219 to 1400 mm and excessive pressure from 1,2 to 10 MPa;

technology - designed to carry within the industrial enterprise or group of companies of different substances (raw materials, reagents, intermediate, and intermediate or final products derived from or exploited in technological progress, etc.) necessary for the conduct of the manufacturing process or the use of technology.

By SNIP 02.05.2006 - 85 of oil and oil products are divided into four classes according to diameter of pipe (mm): 1 - 1000-1200 inclusive: SECOND - 500-1000 inclusive; III - 300-500 inclusive; IV - 300 and less

Along with this classification SNIP 05/02/2007 - 85 sets of main oil pipelines category, requiring the provision of adequate strength characteristics at any section of the pipeline

К участкам категории ВТОРОЙ имеют отношение под- и надводные переходы ч/з реки, болота типа и, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов возможно осуществлять одиночно и попутно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов по СНИП 27.05.06-85 понимают систему попутно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных ситуациях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре.

Технологические трубопроводы в зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и T Т) подразделяются на 3 группы (А, Б, В) и 5 категорий. Группу и категорию технологического трубопровода ставят по параметру, который просит отнесения его к более ответственной группе или категории. Класс опасности вредных веществ стоит определять по ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.01.007-76, взрывопожароопасность - по ГОСТ 12.1.004-76. Нефти имеют класс опасности ВТОРОЙ, масла минеральные нефтяные - III, бензины - ЧЕТВЕРТЫЙ.

Для технологических трубопроводов нефтеперекачиваюших станций существенное значение имеет правильный подбор параметров транспортируемого вещества. Рабочее давление принимается равным избыточному максимальному давлению, развиваемому насосом, компрессором или иным источником давления, или давлению, на которое отрегулированы предохранительные конструкции. Рабочую t принимают равной минимальной или максимальной t транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом или иным нормативным документом (СНИП, РД, СН п т.д.).

Состав сооружений магистральных нефтепроводоврис 20.1.

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные здания, промежуточные и головные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 20.1). В собственную очередь линейные здания по СНИП 2.05.06 - 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами ч/з искусственные и естественные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных приборов и разделителей при последовательной перекачке, монтажа электрохимической защиты трубопроводов от ржавению, линии и здания технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и конструкции электропитания и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, защитные и противоэррозионные здания трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, дома и здания линейной службы использования трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, размещенные вдоль магистрали трубопровода, и подъезды к ним, сигнальные и опознавательные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Основные фрагменты магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собою собственно трубопровод. Чаще всего, магистральные трубопроводы заглубляют в земля часто на глубину ,8 м до наиболее высокой образующей трубы, если меньшая или большая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания T перекачиваемого продукта на определенном уровне (к примеру для исключения возможности промерзания скопившейся влаги) Для магистральных трубопроводов используют цельнотянутые илы сварные трубы размером 300-1420 мм. Толщина стен труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПА. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или ч/з болота, возможно укладывать на стропила или в искусственные насыпи.

На пересечениях больших рек нефтепроводы порой утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями крепят специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. За исключением основной, кладут резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и больших шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм более диаметра трубопровода.

С промежутком 10-30 км в зависимости от рельефа магистрали на трубопроводе ставят линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль магистрали проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в общем случае имеет диспетчерское назначение. Ее возможно применять для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль магистрали станции дренажной и катодной защиты, и протекторы защищают трубопровод от внешней ржавению, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) находятся на нефтепроводах с промежутком 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, чаще всего, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых сейчас магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода располагается головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая размещается близко нефтяного промысла или в итоге подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или 1 промысел разбросанный на огромной площади, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным 2-х-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. За исключением главных объектов, на любой насосной станции есть комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 Кв, котельная, и системы водообеспечения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного техники. Промежуточные насосные станции на границах участков обязаны располагать резервуарным парком объемом, равным ,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Соответственно прибор насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции ставят на трубопроводах, транспортирующих высоко высоковязкие и застывающие нефти и продукты переработки нефти время от времени их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта используют огневые или паровые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь подобные трубопроводы имеют возможность быть оснащены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода имеют возможность сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода - или сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, или перевалочная нефтебаза, часто водная, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

Краткое описание главных технологических процессов топливного изготовления

Сущность нефтеперерабатывающего изготовления

Процесс переработки нефти возможно разделить на 3 главных этапа:

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при нужды, разных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

The above classification and categories of pipelines is determined in general needs related to ensuring the reliability or the indestructibility of pipes. In sowing. the climatic zone of all the pipelines are relevant to category III. Building on these same claims in SNIP 05/02/2006 - 85 set to the same category, and to whom is attributed not only the pipeline as a whole, but also some of its parts. The need for this classification is explained by the difference in conditions in which the pipeline will be located on one or the other parts of the countryside, and the possible consequences in case of destruction of the pipeline for them. Some sections of pipelines are able to refer to the highest category B, category I or II. For the highest category in the relevant pipeline crossings c / o shipbuilding and unnavigable rivers where the diameter of the pipeline of 1000 mm or more. By category I plots are related under-and surface transitions c / o the river, marsh species SECOND and III, mountain areas, permafrost.

By category sites SECOND relevant sub-surface and the transitions c / o the river, marsh type, and Slopes areas, crossings, roads, etc.

Pipelines may exercise singly and in passing the current or projected pipelines in the technical corridor. Under the technical corridor of pipelines on the SNIP 27.05.06-85 understand the system of pipelines laid in passing on one track. In certain situations allowed laying oil and gas pipelines in the same corridor.

Technological pipelines, depending on the physico-chemical properties and operating parameters (pressure P and T T) is divided into 3 groups (A, B, C) and 5 categories. Groups and categories of technological pipeline put in the parameter, which requests the inclusion of its more critical group or category. Hazard of harmful substances is determined according to GOST 12.1.005-76 and GOST 12.01.007-76, explosive and - according to GOST 12.1.004-76. Oil have the hazard class SECOND, mineral oil oil - III, gasoline - FOURTH.

For process piping nefteperekachivayushih stations is essential the correct selection of parameters of the transported material. Operating pressure is assumed to be the maximum excess pressure developed by pump, compressor or other source of pressure, or pressure to which the regulated safety design. Working t is taken equal to the minimum or maximum t of the transported material, as set out technological regulations or other normative document (SNIP, RD, CH n, etc.).

Composition of main structures nefteprovodovris 20.1.

In the composition of main oil pipelines include: linear building, intermediate and head pumping and liquid pumping stations and tank farms (Figure 20.1). In its own turn, linear building on SNIP 02/05/2006 - 85 include: pipeline (from the point of exit from the craft prepared for the long-range transport of commodity oil), with branches and looping, stop valves, transitions, c / o artificial and natural obstacles, nodes connecting pumping stations, nodes pigging equipment and separators for the sequential transfer and installation of electrochemical protection of pipelines corrode the lines and the building of technological communication, means of remote control of the pipeline, power lines, intended for pipeline maintenance and construction power supply and remote control stop valves and electrochemical protection of pipelines ; fire-fighting equipment, protective and protivoerrozionnye building the pipeline, storage tank and degassing the condensate, excavation pits for emergency release of oil, and houses a linear service use of pipelines; permanent roads and helipads, located along the highways of the pipeline, and the entrances to them, signaling and markings of the location of the pipeline; points heating oil signs and warning signs.

Key pieces of pipeline - cooked in a continuous string of pipes, which represent the actual pipeline. In most cases, pipelines are often bury in the earth to a depth of 8 m to the highest generator of the tube if less or more depth and not dictated by the specific geological conditions or the need to maintain T pumped product at a certain level (for example to exclude the possibility of freezing of accumulated moisture) For pipelines using seamless oozes welded pipes 300-1420 mm in size. The thickness of the pipe wall is determined by the design pressure in the pipeline, which can reach 10 MPa. The pipeline, lays on areas with permafrost or c / o marshes may be laid on the rafters or artificial embankment.

At the intersections of large rivers sometimes aggravate pipelines laid on the pipes goods or solid concrete sheet is fastened by special anchors and deepened below the river bed. Except for the main, put back the thread go the same diameter. At the intersections of railroads and large highway pipeline runs in a holder made of pipes with diameters 100-200 mm more than the diameter of the pipe.

With an interval of 10-30 km, depending on the relief route of the pipeline put linear valves to shut off areas in the event of an accident or repair.

Along the highway passes the line of communication (telephone, radio relay), which generally has a supervisory function. It may be used for transmission of signals telemetry and telecontrol. Disposable along the highway drainage stations and cathodic protection, and protectors protect the pipeline from external corrode, as a complement to the anticorrosive insulation of the pipeline.

Oil pumping stations (PS) are in the pipeline with an interval of 70-150 km. Pumping (pumping) station equipped with oil and product pipelines, most often, centrifugal pumps with electric. Filing applied now main pumps up 12500 m3 / h. At the beginning of the pipeline is the parent oil pumping station (GNPS), which is located near oil field or as a result of lead pipes, if the main pipeline serving a business or a fish scattered on the vast square, GNPS differs from the intermediate presence of the tank farm capacity of 2-x , three-day pipeline capacity. With the exception of the main objects to any pumping station is a complex auxiliary structures: a transformer substation, decreasing served by transmission lines (ETL) voltage of 110 or 35 to 6 kV, boiler and water systems, sewage systems, cooling, etc. If the length of the pipeline over 800 km, it is divided into operational sections of length of 100-300 km, within which can be independent of pumping equipment. Intermediate pumping stations at the border areas must have a tank farm volume equal ,3-1, 5 daily capacity of the pipeline. As the parent and intermediate pumping station's tank equipped with booster pumps. Accordingly, the device pumping oil product pipelines.

Thermal stations put on pipelines highly highly viscous and solidifying oil and refined petroleum products from time to time to combine with pumping stations. For heating the pumped product use fire or steam heater (furnace heating) to reduce heat loss such pipelines can be fitted with insulating coating.

In the pipeline route have the opportunity to tankers constructed items for shipment and loading of crude oil in railway tank cars.

The destination of the pipeline - or raw Park refinery, or Transfer terminals, often water, from where oil is transported by tankers to refineries or exported abroad.

Brief description of the main processes of the fuel production

Essence refinery production

The process of refining can be divided into 3 main phases:

1. Separation of crude oil into fractions of varying intervals of boiling points (primary processing);

2. Processing of fractions obtained by chemical transformations of hydrocarbons contained in them and to develop components of commercial petroleum products (secondary processing);

3. The mixture of components, involving, if need be, different additives, obtaining petroleum product with specified quality indicators (commodity production).

Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств м/у капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оснащения, позволяющего осуществить полный цикл какого-либо технологического процесса.

В данном материале коротко описаны основные технологические процессы топливного производства - получения моторных и котельных топлив, и кокса.

Поставка и приём нефти

В РФ основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Мелкие числа нефти, и газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ производится водным транспортом.

Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Число поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание)

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оснащения. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ - электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания производится в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 Кв и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся особые вещества - деэмульгаторы. Температура процесса - 100-120°С.

Первичная переработка нефти

Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на отечественных НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое наименование обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, производится в змеевиках трубчатых печей (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

АВТ разделена на 2 блока - вакуумной и атмосферной перегонки.

1. Атмосферная перегонка

Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на некоторые фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (блюда), ч/з которые пары движутся наверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны разных размеров и конфигураций используются почти на всех установках нефтеперерабатывающего производства, число тарелок в них варьирует от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю доля колонны и отвод тепла с верхней доли колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно понижается от низа к верху. В итоге с верхней стороны колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка

Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Потребность отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец закипания вакуумного газойля - 520°С и более. По этой причине перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.

Разряжение в колонне создается с помощью соответствующего оснащения, ключевыми аппаратами являются жидкостные или паровые эжекторы (рис.7).

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может применяться ни в качестве составляющая автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Помимо того, процессы нефтепереработки, направленные на увеличение октанового количества бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья применяют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса (рис.4), при коем от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и производится её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем числе колонн.

Компоненты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего производится экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Подобная схема теплообмена используется и на иных установках НПЗ.

Product refineries are boilers and motor fuels, liquefied gases, different types of raw materials for petrochemical production, and, depending on the technological scheme of the enterprise - lubricants, hydraulic and other oils, bitumen, petroleum coke, waxes. Starting with a set of processes, the refinery may be obtained from 5 to more than 40 items of commodity petroleum products.

Petroleum refining - continuous production, the period of production m / y overhauls modern plants up to 3 years. The functional unit of refinery is a processing unit - production facility with a set of equipment which would allow a full cycle of a process.

This submission briefly describes the basic processes of fuel production - production of diesel and boiler fuels, and coke.

The delivery and reception of oil

In Russia the main volumes of crude oil delivered for processing at the refinery comes from the mining associations of trunk pipelines. The small number of oil and gas condensate, supplied by rail. In oil-importing countries, landlocked, delivery or harbor refineries produced water transport.

The decision taken at the plant raw material comes in the relevant capacity of commodity and raw material base (Fig. 1), associated piping, with all technological facilities refineries. Number of incoming crude oil is determined according to the metering, or by measurement of bulk commodities.

Preparation of oil to processing (elektroobessolivanie)

Crude oil contains salt, causing severe corrosion of technological equipment. To remove them oil from raw container, mixed with water in which the salt dissolves, and enters the ELOU - electric desalting plant (Fig. 2). The process of desalination is produced in elektrodegidratorah - cylindrical apparatus with mounted inside the electrodes. Under the influence of high voltages (25 kV and above), a mixture of water and oil (emulsion) is destroyed, water is collected at the bottom of the device and evacuated. For more effective dehydrator, in the raw materials are introduced special material - demulsifiers. Process temperature - 100-120 ° C.

Primary refining

Desalted oil from ELOU comes to the installation of atmospheric-vacuum distillation of oil, which at domestic refineries abbreviated AVT - atmospheric-vacuum trubchatka. This title is because the heating of raw material before its separation into fractions, is the coil tube furnaces (Fig. 6) due to the heat of combustion and heat of flue gases.

AVT is divided into 2 blocks - vacuum and atmospheric distillation.

1. Atmospheric distillation

Atmospheric distillation (Fig. 3,4) is designed for the selection of light oil fractions - gasoline, kerosene and diesel boiling up to 360 ° C, the potential output of which is 45-60% oil. The balance of the atmospheric distillation - heating oil.

The process is to separate heated in the furnace oil to some factions in the rectification column - a vertical cylindrical apparatus, within which are contact devices (dish), c / o couples who are moving up, and the liquid is - down. Distillation columns of different sizes and configurations are used in almost all installations of oil production, the number of plates in them varies from 20 to 60. It is envisaged supply of heat to the lower proportion of the column and removal of heat from the upper lobe of the column, and therefore the temperature in the device gradually decreases from bottom to top. As a result, the top of the columns assigned to gasoline fraction in the form of vapor, and a pair of kerosene and diesel fractions are condensed in the relevant parts of the column and displays, oil remains liquid and is pumped from the bottom of the column.

2. Vacuum distillation

Vacuum distillation (Fig.3, 5,6) is designed for the selection of fuel oil at the refinery distillate fuel oil profile, or the general oil fraction (vacuum gas oil) to the refinery producing fuel. The remainder is a vacuum distillation tar.

The need for the selection of oil fractions under vacuum due to the fact that at temperatures above 380 ° C starts thermal decomposition of hydrocarbons (cracking), and an end boiling vacuum gas oil - 520 ° C and more. For this reason, distillation is carried out at a residual pressure of 40-60 mm Hg. Art., thereby reducing the maximum temperature in the pan to 360-380 ° C.

Depression in the column is created with the appropriate equipment, the key devices are liquid or steam ejectors (Fig. 7).

3. Stabilization and secondary distillation of gasoline

The resulting block at atmospheric gasoline fraction contains gases (mainly propane and butane) in excess of requirements for quality, and can not be used either as a component of gasoline, nor as a product naphtha. In addition, the processes of refining, to increase the octane number of gasoline and the production of aromatic hydrocarbons as a raw material used tight gasoline fractions. This is due to the inclusion in the technological scheme of refining this process (Fig. 4), with no gasoline fraction of the distilled liquid gas, and made it 2-5 in the distillation of narrow fractions on an appropriate number of columns.

The components of the initial processing of petroleum is cooled in heat exchangers in which heat is supplied to give the cold processing of raw materials, due to what is saving technology of fuel, water and air coolers and displays with the production. This pattern of heat used and on other plants refineries.