Тема: Введение. Основные тенденции и перспективы развития нефтедобывающей отрасли в Республике Казахстан, странах СНГ и за рубежом.

ЛЕКЦИОННЫЙ КОМПЛЕКС

Лекция №1

 

Лекция №2

 

Тема: Проект разработки месторождения и проект обустройства, их взаимосвязь.

Проектирование начинается с составления проекта разработки того или иного месторождения, которое включает:

-подсчет запасов нефти и газа;

-составление схемы разработки месторождения;

-определение геологической, гидродинамической и эксплуатационной характеристик всех продуктивных горизонтов;

-определение химического состава и характеристики пластовых вод;

-определение физико-химических свойств нефти и газа;

-дифференциальное разгазирование нефтей при различном числе ступеней сепарации;

-рекомендации по наиболее целесообразным схемам переработки нефти;

-рекомендации по системе разработки месторождения;

-перспективный план добычи нефти и газа с указанием добычи обводненной нефти на весь период разработки по каждому году;

-перспектива нефтеносности прилегающих районов;

-порядок и время ввода скважин в эксплуатацию и вывода их из эксплуатации;

-динамику изменения пластовых, забойных, буферных и затрубных давлений в скважинах в периоды разработки;

-расчет давления фонтанирования скважин безводной нефтью и параметры, при которых скважины следует переводить с фонтанного на механизированные способы эксплуатации;

-определение газового фактора;

-выбор способа поддержания пластового давления и определение объемов и параметров закачки рабочего агента;

-режимы работы нагнетательных скважин, источники рабочих агентов;

-технико-экономические показатели принятой системы разработки месторождения.

    Основное назначение проекта разработки - обеспечение запланированной добычи из месторождения при минимальных затратах на одну тонну нефти и максимальном извлечении нефти при соблюдении мероприятий по охране недр и окружающей среды.

Проект обустройства нефтяного месторождения является основным документом, на основе которого осуществляется строительство объектов сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки скважинной продукции.

Под скважиннойпродукциейпонимают многокомпонентное вещество, поступающее из скважин и состоящее из нефти, пластовой воды, различных примесей и растворенного газа.

Основными элементами системы сбора и подготовки скважинной продукции являются:

*  добывающие скважины;

*  автоматизированные замерные установки (АГЗУ);

*  дожимные насосные станции (ДНС);

*  центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС или ЦППН).

Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов.

Проект обустройства нефтяного месторождения разрабатывается той же проектной организацией на основании проекта разработки или технологической схемы. При составлении проекта обустройства учитываются географические и климатические особенности: застроенность, наличие водных преград, заболоченность отдельных участков, ценность земель для сельского и лесного хозяйства и др. Специфика развития нефтяного месторождения в процессе его разработки обусловлена состоянием его изученности. В течение всего периода эксплуатации месторождение изучают, уточняют его показатели при переходе от одного этапа разработки к другому и внедрения новых методов. Поэтому важно в начальный период обустройства определить не только очередность строительства и ввода объектов и производственных мощностей, но и рационально осуществить последующее развитие производственных мощностей в процессе каждого этапа разработки месторождения.

В проекте обустройства рассматривается комплекс мероприятий, обеспечивающий сбор и подготовку запланированного количества нефти и газа по годам; система сбора, обеспечивающая совместный сбор и транспортировку продукции скважин по выкидным линиям до автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ); измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине на АГЗУ; совместная или раздельная транспортировка обводненной и безводной нефти от АГЗУ до установки подготовки нефти (УПН); подготовка нефти до товарных кондиций и сдача ее потребителю; подготовка и использование пластовых вод; подготовка и утилизация попутного газа.

При проектировании обустройства нефтяного месторождения необходимо рационально решить все вопросы, связанные с общепромысловым хозяйством, техникой и технологией бурения, эксплуатации, сбором, транспортом, хранением и подготовкой нефти. 

Этапы (стадии) разработки нефтяного месторождения выделяются по динамике добычи нефти в зависимости от безразмерного времени, т.е. отношения накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти и представлены на рис. 1.1.

 

 

Рис. 1.1. Стадии разработки нефтяного месторождения

 

I стадия - освоение эксплуатационного объекта - стадия нарастающей добычи - она характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня, быстрым увеличением действующего фонда примерно до 60 - 80% от максимального, небольшой обводненностью продукции скважин (3-4% при вязкости нефти до 5 мПа×с и 35% при повышенной вязкости). Продолжительность стадии составляет 4-5 лет.

II стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти характеризуется более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3 - 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями, ростом числа скважин до максимума за счет резервного фонда, нарастанием обводненности продукции (до 65%), отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих скважин на механизированный способ эксплуатации скважин.

III стадия - значительное снижение добычи нефти характеризуется резким снижением добычи нефти, уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ эксплуатации, прогрессирующим обводнением продукции до 80 - 85%, причем с большей интенсивностью для месторождений с повышенной вязкостью нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет в среднем 5 - 10 лет.

Совместно первые три стадии называют основным периодом разработки. За это время из залежи отбирают до 80 - 90% извлекаемых запасов нефти.

IV стадия - завершающая. Она характеризуется медленно снижающимися темпами отбора нефти при больших отборах жидкости, высокой обводненностью продукции при ее медленном увеличении (в год примерно на 1%), более резким, чем на предыдущей стадии уменьшением действующего фонда скважин. Общий отбор за этот период составляет 10 - 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность последней стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки. Она составляет 15 - 20 лет и более и определяется пределом экономической рентабельности, который обычно наступает при обводненности продукции скважин 98%.

Следует отметить, что на протяжении всех четырех стадий наблюдается неравномерность отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравномерная загрузка промыслового оборудования для сбора и подготовки скважинной продукции, изменением состава потока флюидов в трубопроводах и в установках во времени.

В связи с тем, что разработка нефтяных месторождений продолжается 30 и более лет, во время которой изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность продукции, способ эксплуатации скважин; к системе сбора и подготовки продукции предъявляются следующие требования:

1) герметизированный сбор и транспорт продукции добывающих скважин;

2) автоматическое измерение нефти, газа и воды по каждой скважине;

3) подготовка скважинной продукции до норм товарной продукции, ее автоматический контроль и учет;

4) рациональное использование пластовой энергии для транспорта продукции;

5) надежность и полная автоматизация технологических установок;

6) изготовление основных узлов в блочном исполнении;

7) обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, эксплуатационным расходам, металлоемкости;

8) охрана недр и окружающей среды.

На нефтяных промыслах республики Казахстан и за рубежом широко применяется совмещение технологических операций по подготовке нефти в системах сбора. В целях максимального использования энергии потока для доставки продукции скважин до сборных пунктов, учитывая относительно невысокие устьевые давления на большинстве месторождений, а также для уменьшения сети трубопроводов, в основном используется совместный сбор нефти, газа и воды.

Использование математических методов и ЭВМ сокращает сроки разработки проектов и генеральных схем обустройства, трудовые затраты на проектирование и повышает качество проектных решений. Система проектирования предусматривает сочетание точных математических методов с опытом проектировщика на ЭВМ. При этом имеется возможность выбирать наилучший вариант для внедрения, анализируя проектные решения. В результате внедрения проектирования при помощи ЭВМ экономия капитальных затрат, потребных для обустройства достигает 10-15% по сравнению с наилучшими проектами, найденными традиционными методами проектирования.

Осн: 1[10–18].

Доп: 2[3-9].

Контрольные вопросы

1.Какие вопросы рассматривают в проекте разработки?

2.Что понимают под скважинной продукцией?

3.Перечислите элементы системы сбора скважинной продукции.

4.На основе какого проектного документа осуществляется строительство объектов сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки скважинной продукции?

5.Какие основные требования предъявляют к проекту обустройства нефтяного месторождения?

6.Сколько стадий разработки нефтяных месторождений вы знаете?

7.Какова продолжительность каждого из этапов разработки нефтяного месторождения?

8.Какие исходные данные требуются для составления проекта обустройства нефтяного месторождения?

Лекция №3

Лекция №4

 

Тема: Водонефтяные эмульсии.

 

    Под нефтяными эмульсиями понимают механическую смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.

В пласте и на забое скважины эмульсии, как правило, не образуются. Они образуются в стволе скважины, при этом на интенсивность образования эмульсий влияет способ эксплуатации скважин.

Нефтяная эмульсия образуется под влиянием энергии, проявляющейся в виде:

*  механической энергии;

*  энергии расширения газа

*  энергии, обусловленной силой тяжести.

В эмульсиях различают две фазы: внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости называется дисперсионной средой (внешней, сплошной фазой ), а жидкость, размещенную в виде мелких капель в дисперсионной среде - дисперсной фазой (внутренней, разобщенной фазой).

    По характеру дисперсной фазы и дисперсионной средыразличают эмульсии двух типов:

 I - прямого типа (нефть в воде), их обозначают Н/В

II - обратного типа (вода в нефти), их обозначают В/Н

    В промысловых условиях о количестве воды, содержащейся в эмульсиях, судят обычно по их цвету:

· эмульсии, содержащие до 10 % воды, по цвету не отличаются от нефти;

·  от 15 до 20 % воды - изменяют цвет от коричневого до желтого;

·  более 25 % воды - желтые.

Самым важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность не разрушаться (не разделяться на нефть и воду) в течение длительного времени.

Размеры капелек эмульсии могут изменяться в пределах от 0,1 до 100 мкм; эмульсии можно подразделить на:

· мелкодисперсные - с размером капелек до 20 мкм,

· среднедисперсные (от 20 до 50 мкм),

· грубодисперсные (от 50 до 100 мкм).

Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, т.е. содержат капельки всех размеров.

    На устойчивость системы большое влияние оказывают эмульгаторы, которые образуют на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки (бронь), препятствующие слиянию этих капель. Асфальтены, нафтены, смолы, парафин, металлы (ванадий, никель, цинк, железо); а также тонкодисперсные глина, песок и другие горные породы, содержащиеся в нефти и пластовой воде, принимают участие в образовании адсорбционного слоя.

    Адсорбция эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение брони происходит во времени, поэтому эмульсия типа В/Н со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее «старение». Причем старение нефтяных эмульсий в начальный период происходит интенсивно, затем этот процесс замедляется и примерно через сутки прекращается. Свежие эмульсии разрушаются значительно легче, чем подвергшиеся старению.

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими свойствами: дисперсность, вязкость, плотность, и электрические свойства.

      Дисперсность эмульсий  - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность эмульсий во многом определяет другие свойства эмульсий.

Дисперсность эмульсий обычно характеризуется тремя величинами:

1) диаметром капелек d

2) коэффициентом дисперсности D =1/d

3) удельной поверхностью S_уд (отношение суммарной поверхности частиц к их общему объему).

    Удельная поверхность всякой дисперсной системы S_уд равна суммарной поверхности этой системы S, деленной на суммарный объем этой системы V. Удельную поверхность эмульсий, содержащих в дисперсной фазе сферические частицы диаметром d можно определить по формуле:

 

                                                                               (4.1)   

      

т.е. удельная поверхность обратно пропорциональна размеру частиц.

Вязкость эмульсий нельзя представить как суммарную вязкость нефти и воды, т.е.  

m _э ¹ m_н + m_в,

она зависит от вязкости нефти, температуры образования эмульсии, количества воды, диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде.

    Вязкость нефтяных эмульсий, как и вязкость парафинистых нефтей не подчиняется закону Ньютона, а изменяется в зависимости от градиента скорости dw/dх и называется   кажущейся вязкостью m ^*.                                         

    Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии приводит к увеличению кажущейся вязкости до точки инверсии т.е. превращения одного типа эмульсии в другой.

    Эйнштейн предложил формулу для определения вязкости эмульсий:

                               h₀ = h (1 + 2,5 j),                                             

где h_{0 -} вязкость дисперсной системы; h - вязкость дисперсионной среды; j - отношение объема диспергированного вещества к общему объему системы (для эмульсий типа В/Н это процент обводненности).

    На практике вязкость нефтяной эмульсии можно определить при помощи вискозиметра.

    Плотность эмульсий. Плотность эмульсий определяется методами, принятыми для жидкостей, с учетом процентного содержания воды в нефти по их известным плотностям по следующей формуле:

 

                                                                                    (4.2)

 

где r_э, r_н, r_в - плотность эмульсии, нефти и воды соответственно;

  Электрические свойства эмульсий.  Нефть и вода в чистом виде являются диэлектриками. Однако даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот, ее электропроводность увеличивается многократно. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обуславливается количеством воды, степенью дисперсности, количеством солей и кислот. Экспериментально установлено, что в нефтяных эмульсиях, помещенных в силовое поле, капли воды располагаются вдоль силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности. Данное свойство и послужило причиной использования электрического поля для разрушения эмульсий.

    Коагуляция - это укрупнение диспергированных частиц, вызываемое их слипанием под действием молекулярных сил сцепления при броуновском движении, когда происходит их сближение на расстояние сферы действия сил сцепления. Противодействуют же этому сближению электростатические силы отталкивания частиц.

    Коагуляция (слипание) частиц может быть вызвано также изменением состава дисперсионной среды, повышением температуры, добавкой деэмульгаторов.

    Коалесценция - слияние в единое целое капелек воды или нефти является наиболее глубокой стадией коагуляции частиц с полным исчезновением поверхности соприкосновения, происходит уменьшение общей поверхностной энергии за счет уменьшения общей поверхности S. Коалесценция ведет к разрушению дисперсной системы, т.е. к разрушению эмульсии.

    Инверсия - это обращение фаз (превращение одного типа эмульсии в другой), которое происходит обычно при введении в эмульсию поверхностно - активного вещества, являющегося стабилизатором эмульсии другого типа, или вследствие изменения процентного содержания воды в эмульсии. Дисперсная фаза становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда - дисперсной фазой.

    Инверсия имеет важное практическое значение, так как эмульсии типа Н/В где внешней фазой является вода, имеют меньшую вязкость и для перекачки требуют меньше энергетических затрат, чем эмульсии типа В/Н. Эмульсии типа Н/В встречаются в основном при переработке нефти и при добыче сильно обводненной продукции. Такие эмульсии хорошо смешиваются с водой в любых соотношениях и могут сильно загрязнять водоемы.

    Методы разрушения для эмульсий разных типов совершенно различны. Разрушение эмульсий типа Н\В достигается в основном добавкой кислот и применением фильтров, для эмульсий же типа В\Н применяются в основном термохимические методы, а также их разложение в электрическом и магнитных полях.

Осн: 1[35-44].

Доп: 2[92-102].

Контрольные вопросы:

1. Что такое нефтяная эмульсия?

2. Какие факторы влияют на образование нефтяных эмульсий?

3. Перечислите типы нефтяных эмульсий.

4. Что такое дисперсность эмульсии?

5. Что такое инверсия эмульсии?

Лекция №5

 

Лекция №6

 

Тема: Существующие технологические схемы сбора нефти, нефтяного газа и воды.  

    Нефтяные месторождения по площади могут быть большими (30х60км), средними (10х20км) и малыми (до 10км²). По форме эти месторождения могут быть вытянутыми, круглыми или эллиптическими. Указанные факторы могут существенно влиять на систему сбора нефти, газа и воды. Набор сооружений, оборудования и трубопроводов на них одинаков, но располагаются на площади они по разному.

    На месторождениях, вытянутых, больших по площади возможно использование нескольких установок подготовки нефти (УПН) которые расположены вдоль оси площади, к ним подключены групповые установки (ГУ). Сбор товарной нефти осуществляется в единый товарный парк.

 

 

Рис.6.1. Месторождение большое по площади, сильно вытянутое.

 

    На небольших по площади близких по форме к окружности месторождениях ЦПС располагают в центре площади, продукция скважин с ГУ под собственным давлением поступает на УПН, где и осуществляется полная подготовка нефти до товарных кондиций.

 

 

Рис. 6.2. Месторождение небольшое по площади, близкое по форме к кругу.

 

    На больших по площади эллиптических месторождениях продукцию скважин целесообразно подготавливать на ЦПС, но в связи со значительной удаленностью групповых установок приходится использовать дожимные насосные станции (ДНС), расположенные на территориях групповых установок. В конце разработки месторождения там же располагают и отстойники для предварительного сброса воды.

 

 

Рис. 6.3. Месторождение большое по площади, близкое по форме к эллипсу.

 

Системы сбора, рассмотренные раннее, предназначены для использования при ровном рельефе месторождения. Если рельеф местности имеет холмы, возвышенности или впадины, то при том же наборе сооружений подвергается изменениям сборный коллектор. Рекомендуется вместо одного коллектора большого диаметра укладывать параллельно два параллельных трубопровода, равновеликих большому трубопроводу по площади и пропускной способности.

В республике Казахстан открыто более 30 месторождений высокопарафинистых и асфальтосмолистых нефтей. Это месторождения Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, Кумколь и другие. Нефть этих месторождений предельно насыщена растворенным в ней парафином, смолами и асфальтенами с высокой температурой застывания, которые быстро теряют подвижность. Так, например, нефть месторождения Узень при 30 ⁰С становится малоподвижной.

Для сбора и подготовки такой нефти приходится устанавливать печи на выкидных линиях (П-1), сборных коллекторах (П-2) и на магистральных трубопроводах (П-3). Конструктивно и по мощности они отличаются друг от друга. Применяют печи, работающие на электричестве и на газе, отсепарированном от нефти. На магистральном трубопроводе печи устанавливают через каждые 100-150 км трассы.

В настоящее время большие перспективы для развития нефтяной и газовой промышленности республики Казахстан связываются с разработкой месторождений на шельфе Каспийского моря. В мире накоплен достаточной большой опыт разработки морских месторождений. Имеются разнообразные системы сбора и подготовки скважинной продукции на морских нефтегазовых месторождениях в условиях мелководья и глубоководных площадей; вблизи от берега и на значительном удалении от него.

На глубине моря до 10 – 15 м наиболее часто применяют намывные гидротехнические сооружения в виде искусственных дамб или островов, эстакад, с примыкающими к ним площадками, а на больших глубинах – стационарные платформы.

Насыпные дамбы строятся на мелководье из камня, щебня и песка, для защиты от размыва боковые части дамб защищают бетонными плитами или крупноблоковым камнем. По центру дамбы формируется проезжая часть, рядом с дамбами намываются площадки, с которых разбуриваются кусты скважин. С увеличением глубины дамбы переходят в эстакады.

 

Рис. 6.4. Система сбора высокопарафинистой нефти.

 

Эстакады представляют собой мостовые сооружения, собранные из ферм, установленных на металлических трубчатых сваях, забитых в морское дно. Непосредственно к эстакаде примыкают площадки под скважины, пункты сбора нефти и газа и резервуары для нефти, размещения вспомогательных и бытовых объектов. Эстакады бывают двух типов:

1) прибрежные, расположенные вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь;

2) открытые морские эстакады, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для морских месторождений, расположенных вблизи от берега, проектируется прокладка выкидных линий скважин по эстакаде вдоль дороги или по специальным опорам для трубопроводов на автоматизированные групповые установки (АГЗУ), расположенные на берегу.

После замера продукция скважин по одному или двум сборным коллекторам транспортируется на береговой ЦПС. Вода после отделения от нефти и соответствующей подготовки возвращается на месторождение для закачки в пласт по трубопроводам, проложенным вдоль эстакад параллельно выкидным линиям.

 

 

Рис. 6.5. Система сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.

 

Сбор нефти газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега. По мере удаления от берега требуется все большее давление на устье скважин для продвижения продукции скважин к береговым пунктам сбора, это приводит к снижению дебита скважин, поэтому для удаленных от берега месторождений нефтесбор организуется непосредственно на площадках отдельных морских оснований или на ответвлениях от основной магистрали эстакады. На пункте нефтегазосбора осуществляется сепарация нефти от газа, воды и песка, после чего нефть и газ транспортируются на берег по подводным трубопроводам. На месторождениях весьма отдаленных от берега, на специальном основании сооружается парк товарных резервуаров для накопления товарной нефти, на этом же основании устанавливается насосное оборудование и причальные сооружения для налива нефти в танкер.

Наибольшее распространение для разработки и эксплуатации морских нефтяных и газовых месторождений вдали от берега и на глубинах до 300 м нашли стационарные эксплуатационные платформы, состоящие из основания и надводной платформы. Основания эксплуатационных платформ выполнены в виде металлических или железобетонных сооружений, на которых установлена надводная часть платформы. Стационарные платформы бывают свайные и гравитационные.

Ограниченная площадь платформ создает определенные трудности по размещению эксплуатационного оборудования для сбора и подготовки скважинной продукции. Для этой цели площадь эксплуатационной платформы условно разбивают на площадки, в пределах которых размещают только определенные виды оборудования в зависимости от их функционального назначения и пожароопасности: устья скважин, сепараторы без нагревателей прямого подогрева, емкости для хранения нефти, нагреватели прямого подогрева, насосно- компрессорное оборудование, жилые помещения для обслуживающего персонала. 

    Если попутной воды для ППД недостаточно, то осуществляется подъем на платформу морской воды с соответствующей обработкой ее перед закачкой в скважины. Обработка морской воды перед закачкой в пласты включает очистку ее от спор водорослей и бактерий, а также добавление в нее антикоррозийных препаратов.

    Если в продукции скважин морских месторождений содержится песок, то это накладывает определенные требования к выбору технологического оборудования и к технологическим схемам отделения песка и дальнейшей его очистки. Песок отделяют от продукции скважин в гидроциклонных сепараторах непосредственно на устьях скважин или в резервуарах – осадителях после отделения нефти от газа. В качестве сепараторов первой и второй ступени применяют вертикальные сепараторы, которые легче отделять от песка, чем горизонтальные аппараты. Для разделения нефти и воды применяют динамические отстойники с коническим днищем. Водопесчаную смесь в виде пульпы подают на гидроциклонную установку. Очищенный от нефти и промытый от ПАВ песок сбрасывают в море, не нанося вреда флоре и фауне.

Осн: 1[45-54].

Доп: 2[7-21].

Контрольные вопросы:

1. Как делятся нефтяные месторождения по площади?
2. В каких случаях сооружается несколько УПН?
3. Когда целесообразно прокладывать два параллельных трубопровода?
4. Чем отличаются нефтяные месторождения Казахстана?
5. В каких случаях применяются печи подогрева?
6. Назовите отличия систем сбора и транспорта нефти на морских месторождениях.

Лекция №7

 

Лекция №8

 

Тема: Промысловые трубопроводы, их классификация.

    Все элементы сбора и подготовки скважинной продукции соединяются между собой трубопроводами. На нефтяных месторождениях представлено огромное многообразие различных трубопроводов.

    Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, классифицируются следующим образом:

*  по назначению - нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;

*   по напору - напорные и безнапорные;

*   по рабочему давлению - высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6МПа) и низкого (0,6 МПа) давления;

*  по способу прокладки - подземные, надземные и подводные;

*  по функции - выкидные линии от устьев скважин до групповой установки (внутрипромысловые); межпромысловые для сбора продукции с групп месторождений и доставки на ЦПС или ГПЗ; магистральные –протяженные нефте – и газопроводы для подачи товарной продукции потребителям;

*  по составу перекачиваемой продукции - нефтяные, газовые, нефтегазовые и водяные коллекторы; товарные нефтепроводы.

*  по гидравлической схеме работы - простые трубопроводы без ответвлений, сложные трубопроводы с ответвлениями (к ним относятся также замкнутые кольцевые трубопроводы).

    Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластового давления делятся на:

*  магистральные водопроводы - от насосных станций второго подъема;

*  подводящие водопроводы - от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС)

*  разводящие водоводы - от КНС до нагнетательных скважин.

    Все трубопроводы делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и с неполным заполнением трубы жидкостью. Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, а с неполным заполнением могут быть как напорными, так и безнапорными. Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не заполнены жидкостью, часть их сечения занята газом.

    Скважинная продукция движется по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьевым давлением и давлением АГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром 75 ¸ 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность их определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км. От АГЗУ до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный коллектор диаметром 200 ¸ 500 мм и протяженностью до 10 км. Для сбора и транспортировки нефтяного газа на месторождении прокладывают газопроводы.

    При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси. После дожимных насосных станций по трубопроводам транспортируются фазы: нефть или водонефтяная эмульсия, газ, иногда вода. Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса.

    Проектную пропускную способность трубопроводов, рассчитанную на перспективную добычу нефти и газа, используют полностью лишь спустя значительное время после сооружения трубопроводов. Таким образом, трубопроводы в течение нескольких лет работают с недогрузкой. В результате технико - экономических расчетов может оказаться более выгодным последовательное строительство трубопроводов малого диаметра по мере увеличения добычи нефти. Замена одного трубопровода большого диаметра двумя или несколькими трубопроводами малого диаметра может быть оправдана при раздельном сборе безводной и обводненной нефти. При наличии коррозии также обосновано применение трубопроводов для раздельного транспорта жидкости и газа, так как при увеличении скорости потока коррозия внутренней поверхности трубопроводов уменьшается. При низкой скорости движения смеси минерализованная вода движется самостоятельной струйкой по нижней образующей трубы, в результате чего там образуются порывы и свищи. С увеличением скорости и турбулизации потока интенсивность коррозии уменьшается, так как агрессивная среда изолируется от стенок, а сами стенки интенсивно смачиваются нефтью. При транспорте нефтегазовых смесей, особенно по пересеченной местности, в трубопроводах большого диаметра может происходить образование газовых пробок, приводящее к пульсации потока.

Целесообразность замены одного трубопровода большого диаметра несколькими трубопроводами меньшего диаметра может быть обусловлена повышением надежности и гибкости системы сбора и транспорта, так как при аварии позволяет производить ремонтные работы без остановки скважин.

Правильный выбор диаметра и числа сборных коллекторов возможен на основе тщательного рассмотрения конкретных условий и технико - экономического анализа.        

При сооружении нефтепромысловых коммуникаций применяют стальные трубы из малоуглеродистой и легированной стали, обладающие хорошей свариваемостью. Эти трубы выпускают бесшовными, электросварными, спирально - сварными и других конструкций. Бесшовные трубы больших диаметров изготавливают горячекатанными, малых диаметров - холоднокатанными или холоднотянутыми. Сварные трубы больших диаметров имеют продольный или спиральный шов, а трубы малых диаметров - продольный шов.

Наибольшее распространение в обустройстве нефтяных месторождений получили бесшовные горячекатанные трубы с наружным диаметром 57 - 426 мм, длиной от 4 до 12,5 м, изготовляемые из мартеновской стали марок ст. 10, ст. 20, и 4 сп.

При сооружении трубопровода, прокладываемого по площади месторождения, придерживаются следующего порядка: согласуют с землепользователем временное отчуждение земли, по которой должен прокладываться трубопровод. Затем роют траншеи на глубину ниже промерзания почвы и подвозят плети труб к траншее, сваривают вручную (диаметр труб до 800 мм) или автоматически (диаметр труб более 800 мм) стыки труб, поддерживаемые на весу трубоукладчиками, тщательно очищают наружную поверхность трубопровода от грязи и окалины и наносят на нее битумное покрытие с последующей обверткой лентой гидроизоляции, предохраняющей трубопровод от электрокоррозии.

После проведения этих работ сваренный и изолированный трубопровод трубоукладчиками погружается на дно траншеи и закапывается той же землей, которая была вынута из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность земли на трассе трубопровода и производится рекультивация почвы, то есть восстановление ее плодородия. При непригодности земель для выращивания сельскохозяйственных культур рекультивация не производится.

В некоторых случаях возникает необходимость прокладывать трубопроводы частично или полностью под водой. При этом для защиты трубопроводов от коррозии применяют либо асбоцементную либо битумную защиту. Для преодоления водных преград под руслом прорывается специальная траншея, которая в практике получила название дюкер.

При прокладке трубопроводов под водой к ним предъявляются следующие требования:

· трубопровод должен быть уложен не менее чем в две нитки;

· должна быть обеспечена защита от повреждения трубопровода якорями судов;

· должны быть созданы условия прочности трубопровода, его сварных стыков.

При выборе трасс сложной сети промысловых трубопроводов прежде всего руководствуются данными комплексного проекта разработки месторождения - сетке расположения скважин, топографической карте месторождения с учетом режима разработки (с поддержанием пластового давления или без него), производится изыскание необходимых трасс трубопроводов, выбор площадок для установки «Спутников», размещения оборудования дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок подготовки воды, товарных парков и газоперерабатывающих заво