Коршак А А: Основы нефтегазового дела. История хранения нефти


История развития стальных резервуаров для хранения

Развитие стальных резервуаров

В настоящее время рост применения нефти заставил различные нефтяные компании начать искать эффективные методы хранения данного энергетического ресурса. В начале развития всей нефтяной индустрии в качестве хранилищ использовались простые деревянные бочки. Однако скоро стало ясно, что ограниченная вместимость таких бочек уже требует поиска новых эффективных решений.

В конце 1800х гг для хранения нефти и других жидких химических продуктов, были впервые разработаны металлические клепаные резервуары. И вскоре, независимо от применения (подземное или наземное хранилище), данные резервуары стали уже стандартом для хранения нефти в объемах нескольких бареллей.

Стандартизация резервуаров

Закрытый резервуар

Концепция по стандартизации резервуаров, которые содержат горючие и легковоспламеняющиеся жидкости, в особенности заинтересовала владельцев емкостей, производителей, страховых и пожарных компаний. Несколько организаций, которые были заинтересован в изготовлении подобных изделий, начали плотно работать над данным вопросом в начале 1900х гг.

Ассоциация изготовителей резервуаров, которая позже сменила название на Институт Стальных резервуаров (Steel Tank Institute), была создана в 1916 г. Примерно в данное время начала свое успешное развитие Лаборатория страховых компаний Underwriters Laboratories, созданная для разработки стандартов для данных емкостей резервуаров. Лаборатория специализируется на сертификации безопасности хранимых опасных продуктов.

В начале своего развития для соединения стали широко применялся способ заклепки. Большинство резервуаров были малой вместимости, если сравнивать с существующими на сегодняшний день, до 1100 галлонов, однако все же некоторые емкости создавались и с большими объемами.

Сооружение резервуаров

Оцинкованные листы с течением времени все чаще стали применяться в изготовлении различных резервуаров. Но во время Второй мировой войны чувствовалась явная нехватка оцинкованной стали, которая уходила целиком на военные нужды. Лаборатории многих страховых компаний начали разрешать изготавливать резервуаров из простой черной углеродной стали.

Типовой цилиндрический вид емкостей для хранения

Оставался неизменным на протяжении десятилетий. Но в середине 1950х гг конструкция резервуаров начала немного видоизменяться. В Институте стальных резервуаров выдвинули идею размещения продуктов в нижней части емкостей, чтобы предотвращать любое попадание влаги. И в 1956 году Институт выпустил известный Среднезападный 56 Стандарт, который представляет собой широко признанный подход к проектированию люков для подземных резервуаров, расположенных наверху цистерн.

Характеристика резервуаров

Резервуары, установленные в течение 1950х гг, в основном покрывались свинцовой красной грунтовкой или же тонким слоем битума. Данные покрытия защищали лишь наземные резервуары, в то же время являющиеся бесполезными для защиты подземных сооружений. Многие владельцы, к сожалению, устанавливали незащищенные цистерны под землей вплоть до проведения Конгресса в 1984 г, который был организован Американским агентством по защите окружающей среды (Environmental Protection Agency), где подобные емкости были запрещены.

Стальная промышленность в лице многих производителей обращала большое внимание на исследования и попытки создания различных неметаллических резервуаров, так как сами производители стальных резервуаров были ответственны за разработку способов антикоррозионной защиты.

 

www.iolitm.ru

Краткая история развития нефтебаз



Обратная связь

ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение

Как определить диапазон голоса - ваш вокал

Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими

Целительная привычка

Как самому избавиться от обидчивости

Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам

Тренинг уверенности в себе

Вкуснейший "Салат из свеклы с чесноком"

Натюрморт и его изобразительные возможности

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.

Как научиться брать на себя ответственность

Зачем нужны границы в отношениях с детьми?

Световозвращающие элементы на детской одежде

Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия

Как слышать голос Бога

Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)

Глава 3. Завет мужчины с женщиной

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Первые склады нефти - прообразы современных нефтебаз -появились в России в XVII веке. Нефть хранилась в земляных ямах-амбарах глубиной 4...5 м, устроенных в глинистых грунтах, или в подземных каменных резервуарах, зацементированных особым цементом и перекрытых каменными сводчатыми крышами. Такой способ хранения применялся до второй половины XIX века. Емкость каменных резервуаров достигала 50000 м3. Строились они в основном в районе бакинских нефтепромыслов.

С началом перевозок нефти и нефтепродуктов речным, морским и железнодорожным транспортом сеть нефтебаз в России значительно расширилась. Основным направлением транспорта неф-тегрузов была водная магистраль Каспийское море-Волга с притоками Камой и Окой-Марйинская система-Нева. На этом пути и расположились старейшие нефтебазы нашей страны: Махачкалинская, Астраханская, Симоновская (Москва), Сормовская и другие.

О том, что они собой представляли можно судить по Симоновской нефтебазе. Она была построена «Товариществом братьев Нобель» в 1895 г. на берегу Москвы-реки неподалеку (вниз по течению) от Кремля на землях станции Москва-Симоново.

Завоз нефтепродуктов на нефтебазу в летнее время осуществлялся с помощью барж, а в зимний период - по железной дороге в цистернах с самотечным сливом. На разгрузку барж и цистерн тратилось довольно много времени.

Нефтепродукты, поступавшие на Симоновскую нефтебазу, расфасовывались в бочки и бидоны и по железной дороге и гужевым транспортом направлялись потребителям для бытовых нужд (керосин) и отопления (мазут, печное топливо и т.п.). Ежедневно жителям Москвы продавалось до 40 пудов осветительного керосина.

Необходимо отметить, что на территории России до начала 80-х годов прошлого века были в ходу американские дубовые бочки, в которых из-за океана завозился произведенный там керосин. Однако в 1881 г. «Товариществом братьев Нобель» в Царицыне (ныне Волгоград) была выстроена механическая бондарка, выпускавшая восьмипудовые бочки. В последующие годы аналогичные производства были организованы в Ярославле, Рыбинске, Саратове, Уфе и других городах. Создание в России собственной материально-технической базы по производству и ремонту деревянной и металлической тары различной вместимости позволило нефтелавкам, нефтескладам и нефтебазам более полно удовлетворять запросы потребителей по ассортименту, количеству, качеству и срокам доставки заказанных нефтепродуктов.

На территории Симоновской нефтебазы существовало собственное бондарно-тарное производство. Кроме того, имелся большой конный парк для доставки гужевым транспортом керосина в частные нефтелавки, а других нефтепродуктов - различным предприятиям.

Большая часть из 10 резервуаров общей емкостью 50 тыс. м3 использовалась для хранения топочного мазута и керосина, в остальных хранились печное топливо и масла. Для перекачки нефтепродуктов использовались паровые насосы типов «Блек» и «Вартингтон».

Всего на внутреннем рынке России в 1913 г. было реализовано 5914 тыс. т нефтепродуктов, в том числе: автобензина и лигроина -36, керосина осветительного - 821, смазочных масел - 147, нефтетоп-лив (мазут, печное топливо и др.) - 4820, прочих - 90.

Первые нефтебазы строились стихийно, без плана, эксплуатировали их нерационально, без учета требований науки и техники.

В период гражданской войны нефтебазовое хозяйство было в значительной степени уничтожено, расхищено и находилось в состоянии полного развала: из 1452 мелких нефтебаз эксплуатировалась только 91.

Восстановление и реорганизация нефтебазового хозяйства после национализации нефтяной промышленности в России (1918г.) производились укрупнением нефтебаз, там, где ранее их имелось несколько; заменой устаревшего оборудования; строительством новых нефтебаз в соответствии с быстро растущими потребностями народного хозяйства.

Предпосылками стремительного увеличения количества нефтебаз и емкости установленных на них резервуаров стали механизация сельского хозяйства, ввод в действие все новых автомобильных заводов, развитие армии, авиации и флота.

Развитие нефтебаз сопровождалось совершенствованием применяемого на них оборудования. Особенно наглядно это можно проследить на примере резервуаров.

Необходимость в них возникла сразу с началом промышленной добычи нефти. В первое время для хранения нефти использовали обычные деревянные бочки- barrel (англ.). Память об этом сохранилась в англо-американской системе единиц измерения: баррелем называют объем, равный 159 литрам.

Когда бочек не хватало в земле копали ямы, которые первоначально использовали как временные резервуары. Затем земляныерезервуары (ямы, амбары) стали применяться как самостоятельное средство хранения. По своему устройству они представляли котлованы (чаще всего прямоугольной формы), окруженные защитным земляным валом (обвалованием), препятствующим растеканию хранимой жидкости. Внутри весь земляной амбар (яму) облицовывали жирной глиной с целью ухудшения проницаемости стенок и дна. Емкость подобных амбаров достигала 160 тыс. м3 и более.

Однако в процессе эксплуатации земляных резервуаров стало ясно, что они пригодны для хранения только низкоиспаряющихся жидкостей: мазутов, гудронов и т.п. В настоящее время от применения земляных амбаров и ям отказались по экологическим соображениям.

Следует однако отметить, что земляные резервуары не канули в лету. При ликвидации аварий на магистральных нефте- и нефтепро-дуктопроводах их используют для временного хранения нефти и нефтепродуктов, вытекающих из участков трубопровода, являющихся нисходящими к месту его разгерметизации.

Появление каменных резервуаров позволило повысить устойчивость стенок емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Они выполнялись из местного камня, кирпича или искусственных блоков, малопроницаемых для хранимой жидкости. Низкая проницаемость раствора для кладки обеспечивалась правильным подбором цемента, гранулометрического состава песка, а также с помощью специальных добавок. Для обеспечения полной непроницаемости внутренние поверхности каменных резервуаров изолировались различными покрытиями.

Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были источниками значительных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. В водонасыщенных грунтах в зимнее время стенки таких резервуаров разрушались вследствие расширения промерзающего грунта. Поэтому каменные стены стали усиливать железобетонными поясами.

Логическим продолжением этой тенденции стало появление железобетонных резервуаров. Первые из них были сооружены в 1912 г. на Бэби-Эйбатских нефтепромыслах в районе Баку. Они имели объем 100 м3. В 30-х годах здесь строились железобетонные резервуары объемом до 1000 м3, а в Москве был построен резервуар объемом 7000 м3.

Резервуары данного типа сооружались прямоугольной и цилиндрической формы. Они снабжались плоскими или куполообразными кровлями.

Практика показала, что железобетонные резервуары целесообразно применять для хранения только темных нефтепродуктов и высоковязких нефтей, т. к. их кровля проницаема для паров углеводородных жидкостей. В настоящее время такие резервуары не строят. А в тех, которые продолжают эксплуатироваться, производятся работы по монтажу внутренней облицовки из тонколистового металла.

В 1864 г. в США был смонтирован первый большой металлический резервуаробъемом 1270 м3. В России первый резервуар из металла был построен в 1878 г. по проекту выдающегося инженера В. Г. Шухова. В отличие от американского прямоугольного он был цилиндрическим и, следовательно, менее металлоемким.

Листы металла соединялись между собой с помощью заклепок, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга. Понятно, что такая технология строительства резервуаров была очень трудоемкой. Тем не менее из-за несовершенства сварочной техники она применялась в нашей стране до начала 50-х годов. Значительное количество клепаных резервуаров эксплуатируется и в настоящее время.

Первый в СССР государственный стандарт (ГОСТ) на сварные резервуары появился в 1937 г. Он устанавливал основные требования на параметры резервуаров объемом 11,6 и 22,2 м3. Во время Великой Отечественной войны - в 1944 г. - в связи с совершенствованием сварочной техники был введен ГОСТ на сварные резервуары объемом до 4600 м3. К 195-1 г. максимальный объем стальных сварных резервуаров достиг 10500 м3.

В последующем резервуары стали сооружать только с помощью сварки. Их максимальный объем достиг 50000 м3.

Стремительный рост добычи нефти, вызванный открытием новых месторождений в Западной Сибири, привел к увеличению объема производства нефтепродуктов и, как следствие, дал мощный импульс развитию системы нефтепродуктообеспечения. В этот период она была объединена в Государственный комитет — Госком-нефтепродукт РСФСР. В конце 70-х - начале 80-х годов эта отрасль включала в себя 52 территориальных управления, в состав которых входили 1224 нефтебазы, 496 филиалов нефтебаз, 9893 стационарных и передвижных автозаправочных станций. Суммарная емкость вертикальных и горизонтальных резервуаров составляла более 28 млн. м3, а потребительский грузооборот отрасли - около 320 млн. т.

Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перевалочные, 76,4 % - железнодорожные, 14, 2 % - водные и 3,9 % -глубинные распределительные нефтебазы.

С начала 90-х годов система нефтепродуктообеспечения стала быстро видоизменяться. За очень короткий период времени государственный комитет Госкомнефтепродукт РСФСР был реорганизован в концерн «Роснефтепродукт», который, в свою очередь, вместе с другими государственными структурами был преобразован в «Главнефтепродукт» - подразделение государственного предприятия «Роснефть».

В последующем в стране по примеру западных были созданы вертикально интегриррванньге нефтяные компании ЛУКойл, ЮКОС, Сургутнефтегаз, СИДАНКО, ОНАКО, Восточная нефтяная компания и другие. Данные компании контролируют добычу нефти, ее переработку и распределение нефтепродуктов. В табл. 14.1 приведена информация об объединениях нефтепродуктообеспече-ния, вошедших в различные нефтяные компании, а также о количестве нефтебаз, АЗС и суммарной резервуарной емкости на 1996 г. Видно, что наибольшее число нефтебаз (212) входит в состав НК «Роснефть». Далее в порядке убывания следуют Тюменская нефтяная компания (192), ЮКОС (172), СИДАНКО (168), ЛУКойл (122) и другие. По количеству АЗС также лидирует ГП «Роснефть» - 1916. За ним следуют СИДАНКО (1190), ЮКОС (940), ЛУКойл (898) и т. д.

В настоящее время в связи с падением добычи нефти и соответственного снижения производства нефтепродуктов количество нефтебаз сократилось. Одновременно все нефтяные компании ведут активное строительство автозаправочных станций.

Классификация нефтебаз

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.

Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. Наиболее пожароопасными объектами являются резервуары. Поэтому за критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на категории:

- I - общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м:!;

- II - то же свыше 20 000 м! по 100 000 м3;

- III а - то же свыше 10 000 м' по 20 000 м3;

- III б-то же свыше 2 000м'по 10 000 м3;

- III в - то же до 2 000 м3 .включительно.

 

Таблица 14.1

Система нефтепродуктообеспечения Российской Федерации (на 1996 г.)

Акционерная нефтяная компания Наименование объединения (предприя гия) Кол-во нефтебаз, шт Резервуарн емкость, тыс м3 Кол-во АЗС, шт
"Роснефть" Алтайское
  Архангельское
  Дагестанское
  Екатеринбургское
  Кабардино-Балканское
  Калмыцкое
  Карачаево-Черкесское 20,1
  Кемеровское
  Краснодарская н/б  
  Краснодарское
  Курганское
  Мордовское
  Мурманск
  Находкинское  
  Североосетинское
  Смоленское
  Ставропольское
  [_Гуапсинская н/б  
  Ямалнефтепродукт      
    Итого 212 1916
"ЛУКойл" Адыгейское 1
  Астраханское
  Волгоградское
  Вологодское
  Кировское
  Пермское
  Челябинское
    Итого 122 2751 898
"ЮКОС" Белгород
  Брянское
  Воронежское
  Липецкое
  D Орловское
  Пензенское
  Самарское
  Тамбовское
  Ульяновское 1_ 14
    Итого 172 /976 940
"Сургутнефтегаз" ! Калининградское
  Карельское
  3 Красный нефтяник  
  Новгородское
  Псковское
  Ручьи  
  С - Петербургское
  Тверское
    Итого 83 889 " 450
"СИДАНКО" ^Амурское
  Вам нефтепродукт  
  Бурятское
  Иркутское
  Камчатское
  Магаданское
  Приморское
  Ростовское
  Саратовское
  Сахалинское
  Хабаровское
  Читинское
  Чукотское
    Итого 168 377/ 1190
"Восточная" Красноярское
  Новосибирское
  Томское
    Тувинское
  Хакасское
    Итого 84 1548
"ОНАКО" Оренбургское
"Тюменская" Калужское
  Курское
  Рязанское
  Тульское
  Тюменское
    Итого 192 1477 446
"НОРСИ-ойл" Владимирское
  Марийское
  Нижегородское
  Удмуртское
  Чувашское
    Итого 69 1347
"Славнефть" Ивановское
  Костромское
  Ярославльское И
      Итого 35 231
"Татнефтехиминвест-холдинг" Татнефтепродукт
    Итого 20 625 211
"Башнефтехим" Башкирское
    Итого 3/ 598 331
"Коми ТЭК" Коми
    Итого

В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категории - не менее 100 м.

По принципу оперативной деятельностинефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.

Перевалочные нефтебазыпредназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза.

Распределительные нефтебазыпредназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные,обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения,предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.

Перевалочно-распределительные нефтебазысовмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз.

По транспортным связямнефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом.

По номенклатуре хранения нефтепродуктовразличают нефтебазы общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др.

megapredmet.ru

"Приразломная" - форпост российского шельфа - Новости отрасли

В конце 2013 года первая нефть поступила в хранилища морской платформы "Приразломная" — высокотехнологичного комплекса, в котором собраны лучшие разработки в области бурения, добычи и транспортировки жидких углеводородов.

Приразломное месторождение нефти расположено в самой изученной части российского арктического шельфа — Баренцевом море, а точнее, в его юго-восточной мелководной части — Печорском море. Залежи здесь — морское продолжение огромного Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, занимающего большую часть Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Осадочная толща Тимано-Печоры, миллионы лет назад ставшая материнской породой для будущих нефтяных и газовых залежей, представлена палеозойскими и мезозойским отложениями, которые на юге достигают Перми, а на севере уходят далеко в Баренцево море.

Освоение континентальной Тимано-Печоры началось еще в XVIII веке, когда на берегу реки Ухты нашли поверхностные выходы нефти. С тех пор геологи в поисках месторождений углеводородов тщательнейшим образом изучили эти территории. А вот до шельфовой части нефтегазоносной провинции добрались лишь в 80?х годах прошлого века. Приразломное было открыто в 1989 году, оно расположено в 55 км к северу от материка и в 980 км к западу от Мурманска. Глубина моря в пределах месторождения не превышает 19–20 м. Cтруктура залежи представляет собой двухкупольную антиклинальную складку, простирающуюся на северо-запад. По всей площади предполагается наличие небольших разломов (тектонических нарушений), ориентированных вдоль длинной оси складки. Верхние породы — глины, под ними залегают нефтенасыщенные слои, разделяемые плотными породами. Что касается самой нефти Приразломного, то она малосернистая, тяжелая и вязкая, ее характеристики наиболее схожи с маркой Urals.

МОРСКОЙ ЗАКОН

Небольшие глубины в районе месторождения позволили установить платформу "Приразломная" прямо на морском дне. В итоге куст эксплуатационных скважин удалось расположить так, чтобы с водной средой непосредственного контакта они не имели. Таким образом, бурение на платформе ведется практически так же, как на суше. При этом на "Приразломной" соблюдаются принятые на морских объектах повышенные требования в области охраны труда, промышленной и экологической безопасности. Всего на платформе есть заготовки для 40 скважин: 19 добывающих, 16 нагнетательных, одна шламовая, еще четыре — резервные. С самого начала разработки месторождения приоритетным методом увеличения дебита выбрано строительство горизонтальных скважин, поэтому лишь одна из добывающих будет вертикальной, остальные — горизонтальными, причем две из них — двузабойными с проектным дебитом нефти 3300 куб. м/сутки.

Бурение горизонтальных скважин — и так достаточно сложный технологический процесс, а в морских условиях отягощающим фактором становятся повышенные экологические требования. На "Приразломной" ряд проблем, связанных с бурением, был решен за счет применения суперсовременных высокоингибированных буровых растворов. В частности, раствор Kla-Shield для бурения сложных, протяженных участков в разрезах активных глин, составляющих верхнюю часть месторождения, применяется и на суше, но благодаря своим высоким экономическим и экологическим характеристикам он получил широкое распространение в условиях морского бурения. Раствор укрепляет стенки ствола скважины, обеспечивая при этом его эффективную очистку, уменьшает набухание глины и ее налипание на долото. Экономический эффект достигается за счет того, что для прохождения даже длинных секций с активными глинами требуется относительно небольшое количество раствора. Не менее тщательно подбирался и раствор для вскрытияпродуктивных горизонтов. Использующаяся система на водной основе для вскрытия пластов успешно применяется западными компаниями при бурении на шельфе благодаря своей экологичности.

Крайне важным моментом при проектировании бурения на платформе был выбор системы для хранения и транспортировки шлама — полностью закрытой, простой в обслуживании. Действующее на "Приразломной" требование "нулевого сброса" не допускает сброса с платформы в окружающую среду ничего, кроме воды для пожаротушения и очищенных хозбытовых стоков. Использованный буровой раствор, шлам и другие отходы закачиваются в специальную поглощающую скважину, а собранные дренажной системой и очищенные масло- и нефтесодержащая вода, загрязненные дождевая вода и снег закачиваются обратно в пласт. Остальные отходы (тара, ртутные лампы, аккумуляторы и т.д.) будут вывозиться на берег, так же как и избытки шлама, если таковые появятся.

ТРОЙНОЙ КОНТРОЛЬ

Бессмысленно говорить о безопасности морской добывающей платформы без оценки риска фонтанного выброса нефти, который может произойти в ходе бурения или эксплуатации скважин. На "Приразломной" он сведен практически к нулю за счет установки на всех скважинах двойной системы защиты от аварийных выбросов: клапана-отсекателя и дублирующего гидравлического клапана, входящего в состав фонтанной арматуры. Это уникальное оборудование было специально разработано для условий Приразломного нефтяного месторождения и учитывает специфику и особые требования к проведению работ именно в этом регионе.

Клапан-отсекатель модели Onyx-5 (E) предназначен для отсечения нижней части скважины при возникновении нештатной ситуации. Он устанавливается на глубине около 150 м от устья скважины. Гидравлическая система соединяет клапан-отсекатель с системой аварийного останова на поверхности. Как только на гидравлическое оборудование приходит сигнал от системы безопасности, давление жидкости на клапан прекращается, и он автоматически устанавливается в закрытое положение, изолируя таким образом скважину. Все это происходит на глубине, достаточной для обеспечения безопасности эксплуатации скважины и комплекса платформы.

Устье скважины в целях безопасности во время бурения перекрывается противовыбросовым оборудованием, а перед началом добычи его заменяют на фонтанную арматуру, в том числе включающую в себя дистанционно управляемую гидравлическую задвижку. Эта задвижка дублирует функции клапана-отсекателя в случае его неисправности. Работа всех этих систем завязана на автоматизированную систему управления и безопасности (АСУБ).

Помимо вышеописанных клапанов и задвижек существует и третья ступень безопасности — механический управляемый скважинный контрольный клапан RCV™ Baker Oil Tools, расположенный на глубине более 2 тыс. м. Он устанавливается в скважине во время размещения системы первичного заканчивания для регулировки режима притока пласта. При замене электроцентробежного насоса или капитального ремонта скважины этот клапан перекрывает приток из коллектора, предотвращая тем самым потери пластового флюида. В то же время он может выполнять и функции клапана-отсекателя, обеспечивая дополнительную защиту.

ЛЕДОВЫЙ КЛАСС

Очевидные источники риска — процессы хранения, отгрузки и транспортировки нефти. На "Приразломной" главные опасности при хранении — утечка и возможность взрыва — исключены практически полностью. Добываемая нефть поступает в нижнюю часть платформы — кессон со стенками трехметровой толщины и двойным дном, где опасность взрыва устраняется за счет "мокрого" способа хранения (см. материал на стр. 16), который исключает попадание кислорода в нефтехранилище. Балластная вода, используемая при "мокром" хранении, поддерживает постоянное давление в танке с нефтью, обеспечивая таким образом не только 100%-ную заполняемость резервуара, но и подпор насосам, задействованным при отгрузке.

Отгрузка представляет собой наиболее уязвимый процесс, ведь именно здесь нефть покидает неприступный кессон. Тем не менее риски, связанные с отгрузкой, также предельно минимизированы. Перекачка нефти из нефтехранилища платформы на танкеры происходит с помощью комплексов устройств прямой отгрузки нефти (КУПОН), расположенных на платформе. Таких устройств два, что обеспечивает беспрепятственный подход танкеров к платформе в любых погодных и навигационных условиях. Для предотвращения разлива нефти в процессе перекачки отгрузочная линия оснащена системой аварийной остановки, позволяющей прекратить перекачку сырья в течение 7 секунд.

Перед началом отгрузочных операций челночные танкеры, оборудованные носовой загрузочной системой, осуществляют бесконтактную швартовку. Удерживать танкер на месте, несмотря на ветер и волны, позволяет система динамического позиционирования. Нефтеналивные танкеры усиленного ледового класса с двойным корпусом и дедвейтом (допустимой массой груза) 70 тыс. тонн — "Михаил Ульянов" и "Кирилл Лавров" были созданы специально для работы на Приразломном.

Эти суда — часть морской транспортно-технологической системы (МТТС), в свою очередь входящей в комплекс обустройства Приразломного нефтяного месторождения. Помимо "Ульянова" и "Лаврова" МТТС составляют специально созданные для проекта многофункциональные ледокольные суда (МФЛС) "Владислав Стрижов" и "Юрий Топчев". Ледоколы были построены специально по заказу "Газпром нефть шельфа", занимающегося разработкой Приразломного месторождения. Недавно ледокольный флот был усилен третьим судном — "Венгери", зафрахтованным у компании "ФЕМКО". Все ледоколы предназначены как для обеспечения круглогодичного обслуживания платформы, доставки грузов, так и для несения аварийно-спасательного дежурства. Кроме того, в качестве вспомогательных буксиров они помогают при отгрузке нефти на танкер. Суда рассчитаны на работу в условиях повышенных ледовых нагрузок и обеспечены новейшими комплексами аварийного нефтесборного оборудования, предназначенного для ликвидации разливов нефти как на открытой воде, так и в ледовых условиях. Дополнительное судно обеспечения было привлечено в соответствии с действующим в рамках проекта планом предупреждения и ликвидации разливов нефти, а также в связи с началом активной фазы работ: в декабре 2013 года на месторождении Приразломное началась добыча, в первом квартале этого года выполнена отгрузка на танкер первой партии нефти.

По мере развития проекта в систему также войдут суда портового флота, плавучее нефтехранилище и линейные танкеры.

ПРИРАЗЛОМНОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

- открыто в 1989 г.

- расположено на шельфе Печорского моря, в 60 км от пос. Варандей, Ненецкий АО

- глубина моря в районе месторождения — 19–20 м

- извлекаемые запасы нефти — 71,96 млн тонн

- проектный уровень добычи — около 6 млн тонн в год

(будет обеспечен после 2020 года)

- срок разработки — 25 лет

- фонд скважин — 36 шт.

- продуктивные горизонты залегают на глубине 2300–2700 м

"МОКРОЕ" ХРАНЕНИЕ НЕФТИ

Танки для хранения нефти расположены в нижней части платформы — кессоне. "Мокрый" способ хранения подразумевает, что каждый танк постоянно полностью заполнен жидкостью, независимо от количества сырья. Достичь этого удается за счет системы балластной воды. Так, в режиме заполнения нефть поступает в танк сверху через специальные устройства, которые называются диффузорами. Во время заполнения нефтью происходит вытеснение воды из танка в балластную систему. Во избежание загрязнения балластной системы подтоварной водой последняя отводится в систему очистки и в дальнейшем используется для поддержания давления в продуктивном пласте.

В режиме отгрузки нефть вытесняется из танка водой, которая самотеком поступает в танк из напорного резервуара. Одновременно грузовой насос откачивает нефть с поверхности танка в систему отгрузки. По мере того как насос откачивает товарную нефть с поверхности танка, балластная вода поступает в танк снизу через два разбрызгивателя, расположенные у днища. Таким образом, она постепенно замещает нефть в танке. (Сибирская нефть)

npf-paker.ru

АА Коршак : ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

Содержание

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В ЖИЗНИ ЧЕЛОВЕКА

1.1. Современное состояние и перспективы развития энергетики

1.2. Нефть и газ - ценное сырье для переработки

1.3. Газ как моторное топливо

2. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

3. НЕФТЬ И ГАЗ НА КАРТЕ МИРА

3.1. Динамика роста мировой нефтегазодобычи

3.2. Мировые запасы нефти и газа

3.3. Месторождения-гиганты

4. НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ

4.1. Развитие нефтяной промышленности

4.2. Развитие газовой промышленности

5. ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

5.1. Проблема поиска нефтяных и газовых месторождений

5.2. Состав и возраст земной коры

5.3. Формы залегания осадочных горных пород

5.4. Состав нефти и газа

5.5. Происхождение нефти

5.6. Происхождение газа

5.7. Образование месторождений нефти и газа

5.8. Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений

5.9. Этапы поисково-разведочных работ

6. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

6.1. Краткая история развития бурения

6.2. Понятие о скважине

6.3. Классификация способов бурения

6.4. Буровые установки, оборудование и инструмент

6.5. Цикл строительства скважины

6.6. Промывка скважин

6.7. Осложнения, возникающие при бурении

6.8. Наклонно направленные скважины

6.9. Сверхглубокие скважины

6.10. Бурение скважин на море

7. ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи

7.2. Физика продуктивного пласта

7.4. Разработка нефтяных и газовых месторождений

7.5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Способы эксплуатации скважин

7.6. Системы сбора нефти на промыслах

7.7. Промысловая подготовка нефти

7.8. Установка комплексной подготовки нефти

7.9. Системы промыслового сбора природного газа

7.10. Промысловая подготовка газа

7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты

7.12. Защита промысловых трубопроводов и оборудования от коррозии

7.13. Стадии разработки залежей

7.14. Проектирование разработки месторождений

8. ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

8.1. Краткая история развития нефтепереработки

8.2. Продукты переработки нефти

8.3. Основные этапы нефтепереработки

8.4. Типы нефтеперерабатывающих заводов

9. ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ

9.1. Исходное сырье и продукты переработки газов

9.2. Основные объекты газоперерабатывающих заводов

9.3. Отбензинивание газов

9.4. Газофракционирующие установки

10. ХИМИЧЕСКАЯ ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

10.1. Краткие сведения о нефтехимических производствах

11. СПОСОБЫ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА

11.1. Краткая история развития способов транспорта энергоносителей

11.2. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа

11.3. Область применения различных видов транспорта

12. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ

12.1. Развитие нефтепроводного транспорта в России

12.2. Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

12.3. Классификация нефтепроводов

12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов

12.6. Трубопроводная арматура

12.7. Средства защиты трубопроводов от коррозии

12.8. Насосно-силовое оборудование

12.9. Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов

12.10. Системы перекачки

12.11. Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей

13. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

13.1. Развитие нефтепродуктопроводного транспорта в России

13.2. Свойства нефтепродуктов, влияющие на технологию их транспорта

13.3. Краткая характеристика нефтепродуктопроводов

13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов.

14. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

14.1. Краткая история развития нефтебаз

14.2. Классификация нефтебаз

14.3. Операции, проводимые на нефтебазах

14.4. Объекты нефтебаз и их размещение

14.5. Резервуары нефтебаз

14.6. Насосы и насосные станции нефтебаз

14.7. Сливо-наливные устройства для железнодорожных цистерн

14.8. Нефтяные гавани, причалы и пирсы

14.9. Установки налива автомобильных цистерн

14.10. Подземное хранение нефтепродуктов

14.11. Автозаправочные станции

15. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА

15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа

15.2. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта

15.3. Классификация магистральных газопроводов

15.4. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

15.5. Газоперекачивающие агрегаты

15.6. Аппараты для охлаждения газа

15.7. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

16. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА

16.1. Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации

16.2. Хранение газа в газгольдерах

16.3. Подземные газохранилища

16.4. Газораспределительные сети

16.5. Газорегуляторные пункты

16.6. Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции

16.7. Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения

16.8. Хранилища сжиженных углеводородных газов

17. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ТВЕРДЫХ И СЫПУЧИХ МАТЕРИАЛОВ

17.1. Пневмотранспорт

17.2. Контейнерный транспорт

17.3. Гидротранспорт

18. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ И ХРАНИЛИЩ

18.1. Проектирование магистральных трубопроводов

18.2. Особенности проектирования нефтебаз

18.3. Использование ЭВМ при проектировании трубопроводов и хранилищ

19. СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

19.1. Основные этапы развития отраслевой строительной индустрии Период до распада СССР

19.2. Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов

19.3. Сооружение линейной части трубопроводов Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы

19.4. Особенности сооружения переходов магистральных трубопроводов через преграды

19.5. Строительство морских трубопроводов

20. СООРУЖЕНИЕ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

20.1. Состав работ, выполняемых при сооружении насосных и компрессорных станций

20.2. Общестроительные работы на перекачивающих станциях Разбивочные работы

20.3. Специальные строительные работы при сооружении НС и КС

20.4. Сооружение блочно-комплектных насосных и компрессорных станций

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПРЕДМЕТНО-АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

petrolibrary.ru


Смотрите также