Xreferat.com » Рефераты по географии » Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

Проведен анализ осложнений при эксплуатации промысловых трубопроводов на Ватьеганском, Южно-Ягунском и Арланском месторождениях. Для снижения коррозионной активности перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостей предложены установки на постоянных магнитах. В статье приводится их описание, порядок расчета параметров установок, а также результаты промышленного внедрения.

1 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов на примере Ватьеганского, Южно-Ягунского и Арланского месторождений

На Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях находится в эксплуатации около 1800 км трубопроводов различного назначения и диаметра: 35,7 % - нефтесборные трубопроводы; 14,0 % - напорные нефтепроводы от дожимных насосных станций (ДНС) до магистрального нефтепровода; 6,1 % - внутриплощадочные нефтепроводы; 38,5 % и 5,7 % - высоконапорные и низконапорные водоводы соответственно.

Более 49 % трубопроводов эксплуатируется свыше 10 лет (рис. 1).

Одним из важнейших факторов снижения надежности нефтепромысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых жидкостей, содержащих коррозионно-активные компоненты.

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов    Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 1 - Возрастной состав трубопроводов (в годах)

По трубопроводам системы нефтесбора Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений транспортируется продукция следующих основных продуктивных пластов: АВ1/2, АВ8, АВ3 (Вартовский свод Ачсимовская свита); БВ1, ЮВ1 (меловая и юрская системы, Вартовский свод); БС10/1, БС10/2, БС11/1, БС11/2 (меловая система, Сургутский свод) и ЮС1 (юрская система, Сургутский свод). Средняя глубина залегания пластов составляет 1935-2831 и 2340-2870 м на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях соответственно. Наибольшей продуктивностью обладают пласты АВ1/2, БС10/2 и БС11/2 (рис. 2).

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 2 - Отношение дебитов пластов к общему объему добычи

Все пласты за ис ключением ЮВ1, БВ1 и ЮС1 имеют обводненность более 60 %. В последнее десятилет на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 3). На Ватьеганском месторождении она увеличилась в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском - на 30 %. С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод возрастает с 19,31 (БС10/2) и 19,39 г/л (АВ3) до 23,42 (ЮС1) и27,16 г/л (ЮВ1).

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 3 - Обводненность пластов Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Степень минерализации этих вод определяют хлор-ионы (табл. 1).

В составе вод пластов БС10/1, БС10/2, БС11/1 и БС11/2 присутствуют ионы кальция в количестве 427,08-533,55 мг/л. Концентрация ионов магния в водах этих пластов более чем в шесть раз ниже (62,31-76,37 мг/л). В водах пласта ЮС1 содержание Са2+ составляет 200-300 мг/л. Сравнение концентраций сульфат- и хлор-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта ЮС1 существенно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БС10/1, БС10/2, БС11/1 и БС11/2  содержание SO4 2- не превышает 11 мг/л, то в водах ЮС1 оно достигает 25,5 мг/л.

Таблица 1

Средняя концентрация компонентов в пластовых водах

Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Пласт Химический состав, мг/л

Минерализация,

мг/л

Cl - SO4 2- HCO3- Ca 2+ Mg 2+ Na++K+
АВ1/2 12309,30 11,45 218,39 837,27 93,23 7210,60 20692,38
БВ1 12390,24 7,98 390,70 899,97 66,54 7292,10 21072,24
АВ8 13642,71 6,26 447,37 1439,86 159,16 7353,84 23056,70
АВ3 12153,12 12,67 176,63 855,72 80,23 7081,60 19397,71
ЮВ1 15865,30 13,40 567,30 742,62 88,48 9870,25 27163,54
БС10/1 11915,33 10,91 810,97 533,55 76,37 7567,29 20930,36
БС10/2 11021,39 9,56 700,84 432,00 63,45 7068,83 19311,21
БС11/1 12084,94 6,52 996,83 468,58 76,15 7842,07 21484,07
БС11/2 11038,59 8,45 741,21 427,08 62,31 7108,04 19397,71
ЮС1 13307,18 25,50 861,47 290,36 63,83 8856,7 23418,33

Воды всех пластов содержат большое количество бикарбонат-ионов (741,21 - 996,83 мг/л). Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворенного в водах углекислого газа, поскольку поступление ионов НСО3- в раствор происходит вследствие диссоциации угольной кислоты.

Концентрация углекислого газа в системе ППД составляет примерно 20 - 60 % от его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Известно, что скорость углекислотной коррозии металла и количество растворенного в жидкости СО2 пропорциональны его парциальному давлению. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии в системе ППД составляет от 30 до 70 % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора.

Рост концентрации СО2, а, следовательно, и HCO3- увеличивает коррозионную агрессивность добываемой жидкости. Это, в первую очередь, должно отразится на работоспособности оборудования системы нефтесбора.

В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность. Согласно стандарту NACE RP0475-98 вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается к воде, не содержащей сероводород.

В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 0,3 мг-экв/л ионов SO4 2-, что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.

СВБ обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений составляет 105-106 клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 0С, присутствие углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. 2) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи, с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.

Таблица 2

Параметры пластов Ватьеганского месторождения

Наименование пласта Газовый фактор, м3/м3 Плотность нефти, г/см3 Плотность воды, г/см3 Давление насыщения, МПа Вязкость нефти, МПа сек. Температура пласта, 0С Содержание азота, % Плотность газа, г/см3
АВ1/2 40 0,860 1,013 8,4 2,47 64 2,6 0,628
АВ3 40 0,860 1,013 8,4 2,47 64 2,6 0,628
АВ8/2 43 0,844 1,014 8,0 2,90 71 2,4 0,677
БВ1 33 0,863 1,013 7,6 2,07 73 2,6 0,692
ЮВ1 78 0,833 1,019 9,9 1,75 90 3,4 0,819

С увеличением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. 4) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфатредукции.

С увеличением обводненности, содержания  СО2 (а, следовательно, и HCO3-) и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 4 - Изменение объема закачки воды по годам

С 1991 по 2001 г.г. на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях произошло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 г.г. - 71 порыв водоводов.

В период с 1997 по 2000 г.г. отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах. В 2001 г. в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рис. 5). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рис. 6, 7).

Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Имеет место усиление коррозии за счет возникновения и функционирования макрогальванопар "металл трубы - отложения".

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 5 - Аварийность трубопроводов

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 6 - Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 7 - Удельная аварийность трубопроводов Южно-Ягунского месторождения

Для месторождений Западной Сибири характерны отказы трубопроводов по причине коррозии, носящей локальный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (рис. 8).

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Рис. 8 - Образцы труб с язвенной коррозией

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Так, затраты на ликвидацию одной аварии на трубопроводах системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения составляют в среднем 25 тыс. руб. (в ценах 2002 г.), а количество разлившейся нефти достигает 5 т. Общий ущерб от аварий в период с 1995 по 2001 г.г. исчисляется 1,513 млн. руб. Ликвидация одной аварии на нефтепроводе Ватьеганского месторождения обходится в среднем в 60-70 тыс. руб. При этом разливается от 0,11

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Похожие рефераты: