Главная  Добыча 

Добыча нефти Книга американского автора Фореста Грея «Добыча нефти», которую вы держите в руках, дает возможность российскому читателю познакомиться с опытом мировых нефтяных корпораций и провести параллели с отечественными реалиями. Для чтения этой книги вовсе не нужно быть специалистом - она написана понятным каждому языком, без использования специальных терминов.

Нефтяная газовая промышленность Природный газ широко используется как удобное топливо на электростанциях, в промышленности и быту, для получения крайне необходимых народному хозяйству продуктов нефтехимии. Хотя нефть и газ были известны человечеству еще до начала нашей эры, промышленная их добыча в больших масштабах началась лишь с начала XX века.

Переработка нефти «Переработка нефти» не имеет достойных аналогов и уже много лет является бестселлером в Северной Америке. Она выдержала два переиздания и многочисленные дополнительные тиражи.

Эксплуатация нефтебаз При надземной прокладке трубопроводов в расчете учитывают самые низкие температуры воздуха.

Скважинная добыча нефти Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным. Разрабатываются новые способы породоразрушения: электробур, взрывное бурение. Освоено производство штанговых глубинных насосов, другого оборудования для добычи нефти.

Нефтегазовое дело В зависимости от цвета тела поглощают большую или меньшую часть солнечного излучения. Чем больше степень черноты, тем больше тело нагревается. Поскольку различные участки поверхности Земли имеют разную степень черноты, то под действием солнечных лучей они нагреваются до различной температуры. Соответственно, разную температуру имеют и нижние слои атмосферы. Вследствие этого давление воздуха на одной и той же высоте неодинаково, что и приводит к горизонтальному перемещению больших масс воздуха.

Добыча, транспорт нефти Потери напора на трение при течении несжимаемой жидкости по горизонтальному трубопроводу.

Добыча, транспорт нефти Пластмассовые трубы имеют следующие недостатки. Прочность, особенно в случае применения веществ, с размягчающимися от тепла свойствами (термопластичные), низкая и значительно снижается с повышением температуры. Поэтому их применение ограничивается только при довольно низких давлениях и высоких температурах. Тепловое расширение пластмасс значительно и превышает до 15 раз этот показатель для стали. Довольно плохо сохраняются размер труб и их конфигурация. Такие трубы слабо противостоят физическим воздействиям, включая воздействие огня. Все эти недостатки в меньшей степени присущи трубам, изготавливаемым из термостойких (термореактивных) смол. Пластмассы, применяемые для изготовления труб, подразделяются на две большие группы: размягчающиеся от тепла (термопластичные) и термостойкие (термореактивные).

Как только нефть обнаруживают поисковые геолого – разведочные партии, происходит предварительная оценка нефтяных запасов - определяют примерную величину объема извлекаемой нефти, возможность и удобность транспортировки нефти до места ее последующей переработки и т.д. – в общем, множество факторов, которые определяют экономическую целесообразность использования нефтяных месторождений. Если все показатели хорошие и перспективные, принимается решение бурить на месторождении нефти скважины и доставляется все необходимое оборудование.

Обычно, на ранних этапах эксплуатации нефтяной скважины, нефть идет «самотеком». То есть, благодаря высокому давлению внутри подземного резервуара, где находится ископаемая нефть, она поднимается на поверхность – фонтанирует. Если же давления не хватает, то в природный резервуар закачивается вода или газ. Или же просто ставятся дополнительные насосы, которые «качают» нефть. Способ добычи нефти зависит от многих факторов – глубина ее залегания, месторасположение пласта, состав окружающей ее породы и множество других нюансов.

Доставка нефти и способ ее транспортировки напрямую зависит от расстояния между местом ее добычи и места ее переработки. Самым экологически безопасным и экономически выгодным, является способ транспортировки нефти по трубопроводу – где скорость движения перегоняемой нефти достигает 3 м/с, за счет давления создаваемого между насосными станциями, которые установлены на расстоянии от 70 до 150 километров друг от друга. Кроме того – нефтепроводы разделяются по своему типу, они могут быть как подземными, так и наземными, что значительно расширяет область из применения, в зависимости от особенности местности их пролегания.

Если же проложить трубопровод до места доставки сырой нефти нет никакой возможности, то тогда используют перевозки в нефтяных танкерах по морю. Нефтяные танкеры имеют очень большие размеры, и ограничиваются только глубиной проходимого фарватера принимающих морских портов. Для справки – большинство российских нефтеперевозочных танкеров вмещают 130 – 150 тысяч тонн нефти. Нефтяной танкер разгружают в порту при помощи специализированных нефтяных насосов. А если танкер по причине больших размеров не может зайти в морской порт – то нефть разгружается, на меньшие по размеру, танкеры.

Природный газ от месторождений к потребителям транспортируется по магистральным газопроводам, работающим при максимальном давлении, что обеспечивает наибольшую пропускную способность газопровода. Бесперебойность и экономичность транспортирования газа определяются техническим состоянием газоперекачивающих агрегатов, устанавливаемых на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

На большинстве компрессорных станций компримирование газа осуществляется с помощью центробежных нагнетателей, которые представляют собой двухступенчатый компрессор.

В большинстве используемых в мире нагнетателей удержание и центрирование вала осуществляется с помощью подшипников качения либо подшипников скольжения. Основные недостатки очевидны: малый ресурс, механические потери на трение качения или скольжения, необходимость смазки подшипников. Все эти проблемы можно было бы решить, если бы ротор нагнетателя просто висел в воздухе. И это осуществимо при использовании т.н. магнитных подшипников или КМП (комплект магнитного подвеса), в которых вал удерживается силами магнитного поля.

На территории Республики Беларусь КМП применяется на станциях «Слонимская» и «Оршанская» магистрального газопровода Ямал-Европа. КМП предназначен для удержания ротора нагнетателя в центральном положении. Подвес ротора и восприятие осевых и радиальных нагрузок обеспечиваются силами магнитного взаимодействия между статорными и роторными узлами магнитных подшипников без механического контакта между ними. Поскольку у МП отсутствуют элементы, имеющие потенциально ограниченный ресурс и требующие постоянной замены, то теоретически его применение повышает надежность и гарантированный срок службы нагнетателя. Установка МП позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы. КМП представляет собой комплекс электромеханических устройств (электромагнитные подшипники, блоки датчиков и блоки трансформаторов), устанавливаемый непосредственно на нагнетателе, и электронный блок аппаратуры управления магнитными подшипниками, устанавливаемый в отдельном закрытом помещении. Центрирование ротора нагнетателя осуществляется с помощью радиальных и осевых электромагнитных подшипников, токи в обмотках которых регулируются блоком управления по сигналам датчиков положения ротора.

Радиальная электромагнитная опора состоит из неподвижной части – статора, представляющего собой 8-полюсный пакет листов электротехнической стали, и вращающейся части – ротора, представляющей собой шихтованный пакет листов электротехнической стали. На каждом полюсе статора установлена катушка возбуждения. Обмотки катушек каждых двух соседних полюсов объединены и, в целом, образуют четыре зоны электромагнита, оси которых взаимно перпендикулярны и расположены под углом 45° к вертикали. Осевой магнитный подшипник состоит из двух электромагнитов торцевого типа, установленных в корпусе нагнетателя и выполненных в виде стального цилиндра, в котором уложена кольцевая обмотка возбуждения, и находящегося между ними ротора, выполненного в виде стального диска.

В ОАО «Белтрансгаз» центробежные нагнетатели с магнитным подвесом КМП Ц1-16 разработки и изготовления НПП ВНИИЭМ установлены в составе пяти ГПА-Ц-16С/85-1,37М на КС «Слонимская» и пяти ГПА-Ц-16С/85-1,35М на КС «Оршанская» газопровода «Ямал-Европа».

КС «Слонимская» введена в эксплуатацию в ноябре 2005 года, ввод в эксплуатацию КС «Оршанская» планируется в 2006 году.

В процессе монтажа, наладки и эксплуатации выявлены следующие особенности и недостатки нагнетателей, оснащенных магнитном подвесом:

1. Трудоемкость наладки.

Для выполнения наладки нагнетателей с магнитным подвесом потребовалось привлечь более десяти ведущих высококвалифицированных специалистов ВНИИЭМ и ОАО «СНПО им. М.В. Фрунзе», суммарное время наладки ГПА увеличилось в среднем на две недели.

2. Повышенный уровень вибрации.

Магнитный подвес испытывался на заводе-изготовителе ГПА-Ц-16С/85-1,37М ОАО «СНПО им. М.В. Фрунзе» с нештатным промвалом и нештатным газотурбинным двигателем. Первые же пуски показали недопустимо высокий уровень вибрации ротора нагнетателя.

Устранить повышенную вибрацию на всех пяти ГПА в осевом направлении при работе вблизи линии помпажного регулирования не удалось.

3. Повреждения «сухих» газодинамических уплотнений.

Работа с повышенной вибрацией и аварийные остановы приводят к повреждениям «сухих» газодинамических уплотнений. В процессе наладки выполнена ревизия семи из десяти установленных «сухих» уплотнений с заменой разрушенных резиновых уплотнительных и графитовых колец.

4. Ограничение рабочей зоны нагнетателя.

При проведении помпажных тестов нагнетателей была определена линия помпажного регулирования, которая на 25-30 процентов удалена от границы помпажа, определенной в техническом задании на ГПА-Ц-16С/85-1,37М. Причиной существенного ограничения зоны эффективной работы нагнетателя стал рост вибрации в осевом направлении до предупредительного уровня при достижении линии регулирования.

5. Низкая надежность системы управления магнитным подвесом СУМП-М1.

При суммарной наработке ГПА на КС «Слонимская» 4234 часа зафиксировано 24 отказа ГПА, из них более половины – 17 отказов произошли по причине неисправности СУМП. Зафиксированы случаи некачественной пайки контактов, неисправности плат и других комплектующих, отказы при переходе с резервного на основной источник питания.

6. Система управления магнитным подвесом является аналоговой.

Недостатки аналоговой системы:

- низкая надежность;

- сложность настройки;

- сложность поиска и устранения неисправностей;

- платы на каждом ГПА индивидуальны и взаимно незаменяемые.

7. Низкая оперативная готовность ГПА.

Низкая надежность СУМП, необходимость привлечения специалистов ВНИИЭМ, трудоемкость работ по устранению неисправностей приводят к длительному нахождению ГПА в вынужденном простое.

Если сравнивать КМП с масляными подшипниками по тем же пунктам, то получается следующая картина:

1. Масляные подшипники качения готовы к работе сразу после установки и не требуют дополнительной наладки.

2. На неизношенных подшипниках уровень вибрации остается в норме.

3. Отклонение от лини помпажа на 15%

Таким образом, опыт работы показывает, что система магнитного подвеса недостаточно совершенна, и обычные подшипники качения более надежны в эксплуатации, т.к. не имеют сложной системы управления, готовы к работе сразу после установки, на масляных подшипниках эффективность работы агрегата выше, каждые 3000 часов работы агрегата проводится текущее тех обслуживание с осмотром и проверкой подшипников(при необходимости с заменой), поэтому выход из строя масляных подшипников во время работы агрегата маловероятен.

Внутри любой страны, для перевозки в удаленные от портов и прохождения нефтяных трубопроводов мест используются железнодорожные перевозки – нефть перевозится в специализированных нефтяных цистернах. Но этот способ, предпочитают использовать, как вторичной, по той причине, что он достаточно дорогостоящий и требует в десять раз больше трудозатрат, чем другие способы перевозки нефти. После того, как нефть доставлена до места назначения, следует процесс ее переработки, который напрямую зависит от ее химического состава. Первоначально сырая нефть проходит, так называемую стадию перегонки в трубчатых перегонных аппаратах – поступающая нефть нагревается в специальном змеевике до температуры +320С, затем разогретый нефтепродукт поступает на промежуточные уровни, которые расположены в ректификационной колонне. Эта колонна может иметь до 60 желобов и поддонов, в каждом из которых имеется специальная ванна с жидкостью (сквозь нее проходят, поднимающийся вверх пар, который затем стекает конденсатом).

Затем, что бы повысить качество получаемого конечного продукта, следует процесс вакуумной дистилляции. Кроме того, в переработке нефти используются процессы, которые не менее сложны и необходимы:

– термического крекинга – переработка сырой нефти при помощи высокой температуры, для того, что бы получить исходный продукт меньшей молекулярной массы – моторного топлива, котельного топлива, непредельных углеродов или нефтяного кокса.

- каталитического крекинга – переработка сырой нефти при помощи термокаталитического процесса для получения высокооктанового бензина, газойля, газов углеводородных и т.д.

- риформинга – процесса преобразования нецикличных и линейных углеводородов, в ароматические бензолоподобные молекулы, то есть, проще говоря, бензин с октановым числом 72.