В условия пласта нефть содержит значительное количество легких углеводородов. После её извлечения из недр в результате уменьшения давления большая часть легких углеводородов переходит в газовую фазу, образуя так называемый попутный нефтяной газ. Нефтяной газ- неизбежный спутник нефти поэтому с первого дня эксплуатации месторождения возникает проблема его утилизации. О ёё сложности говорит тот факт, что ежегодно в нашей стране бесполезно сжигается в факелах более 10 миллиардов кубометров нефтяного газа, а в мире – более 200 млрд кубометров газа. Наибольшие его потери допускаются в новых развивающихся объектах нефтедобычи. Такое положена связано с особенностями технологии использования нефтяного газа: необходимостью сбора с крупных и мелких месторождений разбросанных на значительной территории сооружения ГПЗ и установок по осушке газа и извлечению из него тяжелых компонентов с целью обеспечения возможности транспортировки его по магистральным газопроводам; сооружения газопровода для транспорта газа потребителям и тд.
Газонефтяной поток может транспортироваться по нефтепроводам как в двухфазном, так и однофазном (весь газ растворен в нефти) состоянии. Технология транспорта нефти и газа в двухфазном состоянии применяется в герметизированные системах совместного сбора продукции скважин, протяженностью до нескольких десятков километров. Такие системы обладают до нескольких преимуществ: позволяют рационально использовать энергию пласта, сводят к минимуму потери нефти и газа, почти в двое снижают металлоёмкость систем сбора, увеличивают степень централизации технологических объектов, позволяют совмещать процессы сбора подготовки нефти, газа и воды способствоют широкому внедрению индустриальных методов обустройства месторождений тем самым ускоряя их ввод в разработку. Системы совместного сбора продукции скважин различаются по степени степени централизации процессов подготовки нефти и газа на групповые и централизованные, а по форме нефтегазосборной сети – на коллекторные и безколлекторные. При груповой системе сбора скважены подключаются к груповой замерной установке (ГЗУ) или груповому сборному пункту (ГСП). При централизированной схеме сбора скважены подключаются к нефтегазосборному коллектору или непосредственно к центральному сборному пункту(ЦСП). Возможны и смешанные схемы нефтегозосбора. Целью технологического расчета при совместном транспорте нефти и газа является определение экономически на выгоднейший диаметр нефтепровода для транспортировки заданных объёмов фаз, либо – определение расхода, с которым можно транспортировать нефть и газ по трубопроводу заданного диаметра и протяжённости. В основу технологического расчета положен гидравлический расчет. Для его выполнения необходимо располагать данными о перекачиваемой среды.
10.Тенденция развития специальных методов транспорта в России и за рубежом.
Дисциплина: Диагностика оборудования газонефтепроводов
Внутритрубная диагностика
Внутритрубная диагностика – это комплекс работ, направленный на обнаружение нарушения формы и механических повреждений стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирования фактического пространственного положения трубопровода. По результатам расшифровки данных внутритрубной диагностики дается общая оценка технического состояния трубопровода.
Внутритрубное обследование проводится в четыре уровня:
1. Обследование трубопровода с помощью снарядов – профилемеров. Они определяют дефекты геометрии стенки труб (гофры, овальность, вмятины).
2. С помощью ультразвуковых снарядов – дефектоскопов ведут поиск, измеряют коррозионные дефекты, расслоение металла труб
3. С помощью магнитных снарядов – дефектоскопов выявляют дефекты кольцевых сварных швов.
4. С помощью более современных ультразвуковых дефектоскопов СД ведут обнаружение и измеряют трещиноподобные дефекты в продольных швах и в теле трубы.
С помощью программ определяют степень опасности выявленных дефектов.
Реже используются внутритрубные дефектоскопы, предназначенные для решения специальных задач. Так, дефектоскопы, оснащенные видео — и фотокамерами, применяют для визуальной инспекции внутренней поверхности труб: с инерционными устройствами — для определения кривизны и профиля трубопровода, со специальными датчиками — для выявления трещин, а с источниками нейтронного излучения — для определения глубины заложения подводных трубопроводов или толщины утяжеляющего покрытия.
Все внутренние дефектоскопы перемещаются по трубопроводу транспортируемым потоком и оборудованы различными датчиками, устройствами сбора, обработки и хранения информации, источниками питания.
Преимущества внутритрубного способа измерений заключаются в том, что он не требует установки приборов постоянного контроля во время строительных работ и позволяет осуществлять регулярный контроль деформаций на всем протяжении действующего трубопровода с высокой производительностью. Это позволяет своевременно выявлять опасные участки, требующие производства ремонтных работ.
Кроме принципиальных ограничений этого метода пока еще существуют чисто технические трудности его применения, то, с одной стороны, сдерживается вследствие большой дороговизны обследования, другой причиной является то, что устройства в основном разработаны для трубопроводов больших диаметров, т.е. могут использоваться только для относительно новых газопроводов. Кроме того, старые газопроводы, не оборудованные камерами приема-запуска поршней, сваренные с подкладными кольцами из труб разных диаметров, имеют отводы с малыми радиусами кривизны, с неравнопроходными кранами и т.д., не приспособлены к внутритрубной диагностике. Поэтому ее внедрение в требуемом объеме возможно только после проведения реконструкции. Кроме того, недостаточно разработано методическое обеспечение обработки результатов обследования, оценки и прогноза состояния линейной части по ее результатам.
