Радакин Н.А.
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ПРИМЕРЕ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ *
Аннотация:
современная система сбора и подготовки скважинной продукции - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Унифицированной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и другие. Но есть ряд особенностей характерных для месторождений Западной Сибири которые определяют принципы формирования систем сбора и подготовки скважинной продукции в данном регионе. Автором в данной статье рассматриваются особенности эксплуатации систем сбора и подготовки скважинной продукции в условиях Западной Сибири на примере Самотлорского месторождения
Ключевые слова:
Западная Сибирь, Самотлорское месторождение, особенности эксплуатации, сбор, подготовка, скважинная продукция, оптимизация, промысловые нефтепроводы, напорные нефтепроводы, трубопроводный транспорт
УДК 1
Радакин Н.А.
магистрант, кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений»,
Институт геологии и нефтегазодобычи,
Тюменский индустриальный университет
(г. Тюмень, Россия)
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ
ПРОДУКЦИИ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ПРИМЕРЕ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Аннотация: современная система сбора и подготовки скважинной продукции - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Унифицированной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и другие. Но есть ряд особенностей характерных для месторождений Западной Сибири которые определяют принципы формирования систем сбора и подготовки скважинной продукции в данном регионе. Автором в данной статье рассматриваются особенности эксплуатации систем сбора и подготовки скважинной продукции в условиях Западной Сибири на примере Самотлорского месторождения.
Ключевые слова: Западная Сибирь, Самотлорское месторождение, особенности эксплуатации, сбор, подготовка, скважинная продукция, оптимизация, промысловые нефтепроводы, напорные нефтепроводы, трубопроводный транспорт.
Извлечение из залежи пластовой нефти на поверхность осуществляется через систему добывающих скважин. Вместе с нефтью из недр добываются значительные объёмы пластовой воды, как вытесняющего агента, попутный (нефтяной) газ, твёрдые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Поэтому скважинная продукция нефтяных месторождений всегда представляет собой сложную многофазную многокомпонентную дисперсную систему.
Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение систем сбора и транспорта продукции скважин. В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последовательных процесса, а единая система технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система сбора и подготовки скважинной продукции - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой.
Унифицированной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и другие. Но есть ряд особенностей характерных для месторождений Западной Сибири которые определяют принципы формирования систем сбора и подготовки скважинной продукции: высокие темпы роста добычи жидкости и обводненности нефти; заболоченность территории; кустовой способ бурения скважин; сравнительно невысокие давления на устье скважин; сосредоточивание всех объектов подготовки на единых площадочных объектах; большая протяженность нефтепромысловых трубопроводов; изношенностью систем сбора и трубопроводного транспорта до 50–80 %.
Максимальная добыча нефти, около 600 млн. тонн в год, на территории бывшего СССР, приходилась на период 1980 – 1990 гг., в основном, за счет ввода в эксплуатацию высокодебитных месторождений Западной Сибири. В разработку вводились только высокодебитные месторождения, проводилось максимальное укрупнение и централизация систем сбора и подготовки скважинной продукции. Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощала схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создала благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах, что позволило снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти.
К концу прошлого столетия объем добываемой нефти сократился и стабилизировался на отметке 303–305 млн. тонн в год. Эксплуатируемые крупные месторождения, определяющие объем добычи нефти, приближаются к последним стадиям разработки.
Одним из ярких примеров текущего состояния эксплуатации месторождений Западной Сибири является Самотлорское нефтегазовое месторождение. Разработка Самотлорского месторождения ведется с 1969 года. Большие размеры площадей нефтеносности объектов и, как следствие, длительность процесса их изучения и освоения, обусловили определенную стадийность в проектировании и трансформацию начальных систем разработки, что характерно для всех крупных месторождений.
Характерная особенность месторождений Западной Сибири по укрупнению и централизации систем сбора и подготовки скважинной продукции, так же свойственна и для Самотлорского месторождения. Так на промысле наблюдается высокая концентрация производственных мощностей, с созданием крупных площадок ДНС, КСП, ЦТП, с высоким коэффициентом износа оборудования. На месторождении функционирует 22 объекта подготовки нефти. Перечень площадочных объектов подготовки нефти в пределах Самотлорского лицензионного участка приведен в таблице 1.
Так же данная особенность отразилась на объектах поддержания пластового давления и сбору попутного нефтяного газа. Большинство Кустовых насосных станций (КНС) и вакуумных компрессорных станций ВКС расположенных на укрупненных объектах ДНС, КСП или на прилегающей к ним территории.
Таблица 1. Перечень площадочных объектов подготовки нефти в пределах Самотлорского лицензионного участка.
|
ДНС |
КСП |
ЦТП |
Объекты ликвидации (консервации) |
|
4, 39, 1, 28, 19, 27, ДНС «М» 13, 26, 32, 24; УПСВ-1 |
5, 21, 3, 9, 23, 6, 10, 11, 16 14 |
НЦТП, БЦТП |
ДНС 2, ДНС 17, ДНС 22, ДНС 33, ДНС 34, УПСВ-31.
|
Система ППД Самотлорского месторождения представлена 31 действующим объектом. Газосборная система Самотлорского месторождения представлена 17 вакуумными компрессорными станциями, а также 8 установками дополнительной сепарации (УДС). Нумерация ВКС соответствует номерам площадок КСП и ДНС на территории которых они расположены. Площадочные объекты системы ППД и газосборной системы в пределах Самотлорского лицензионного участка представлены в таблице 2.
Таблица 2. Площадочные объекты системы ППД и газосборной системы в пределах Самотлорского лицензионного участка.
|
Объекты ППД |
Газовые объекты |
Объекты ликвидации (консервации) |
|
КНС-1Е, КНС-19, КНС-1, КНС-2, КНС-28, КНС-4Р, КНС-5, КНС-39, КНС-21, КНС-9, |
УДС-1, УДС-2, УДС-3, УДС-4, УДС-14, ПСО-6, ПСО-11, ПСО-16, ВКС-3, ВКС-4, |
ВКС-ЦТП, ВКС-Мыхпай, КНС-17, КНС-22, КНС 18, КНС-4, КНС-3, КНС-5р, КНС-33, КНС-17. |
|
КНС-41, КНС-3Б, КНС-27, КНС-ЦТП, КНС-6, КНС-12, КНС-26, КНС-8, КНС-25, КНС-7, КНС-11, КНС 16, КНС 29, КНС 13, КНС-23, КНС-36, КНС-2, КНС-24, КНС-14, КНС-УПСВ-1, КНС-32. |
ВКС-9, ВКС-19, ВКС-5, ВКС-39,ВКС-28, ВКС-6, ВКС-10, ВКС-11, ВКС-13, ВКС-16, ВКС-26, ВКС-23, ВКС-32, ВКС-24, ВКС-14.
|
|
Еще одной характерной особенностью систем сбора и подготовки месторождений Западной Сибири является изношенность систем сбора и трубопроводного транспорта до 50–80 %. Данная особенность так же свойственна и для Самотлорского месторождения. Как видно из рисунка 1., большая часть всего технологического оборудования уже отработала свой нормативный срок эксплуатации, что так же негативно сказывается на увеличение отказов и аварийности.
.
Рисунок 1.1. Доля оборудования объектов подготовки Самотлорского месторождения отработавшего нормативный срок эксплуатации.
Данная особенность так же свойственна и для нефтепромысловых трубопроводов. В настоящее время в эксплуатации на Самотлорском месторождении находится 5126,9 км нефтепромысловых трубопроводов различного назначения. За последний период был осуществлен значительный объем замены аварийных трубопроводов, а также построены новые трубопроводы после обустройства новых кустов, поэтому возрастной состав трубопроводного парка неоднороден. Возрастной состав промысловых трубопроводов Самотлорского месторождения представлен на диаграмме рисунок 2.
Рисунок 2. Возрастной состав промысловых трубопроводов
Самотлорского месторождения.
Как видно из диаграммы, значительная часть трубопроводов выработала нормативные сроки эксплуатации (10 лет для нефтесборных трубопроводов, 7 лет для высоконапорных водоводов см. РД 39-132-94). Таким образом, дальнейшая эксплуатация системы трубопроводов будет осложнена высокими рисками отказов и аварий.
Кроме того существующие особенности сравнительно невысоких давлений на устьях скважин, высокая обводненность добываемой скважинной продукции более 90%, низкая производительности напорных нефтепроводов по выходу с объектов подготовки ДНС, КСП и низкая скорость потока приводят к возникновению еще одной особенности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов месторождений Заподной Сибири – аномально высокой скорости коррозии металла трубопроводов и оборудования.
Анализ особенности коррозионного разрушения промыслового транспорта в условиях Западной Сибири показал, что со стороны нефти и газа агрессивных составляющих к разрушительной коррозии не обнаружено:
Большинство исследователей считают, что коррозионный процесс разрушения металла в условиях Западной Сибири протекает по углекислотному механизму. Подтверждением этого является и процесс выпадение солей из водной фазы продукции скважин при их малой минерализации.
Предполагается следующий механизм. На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция (СаСО3). В некоторых местах защитная плёнка осадка СаСО3 может отслаиваться. Это происходит под действием механических факторов: абразивное действие взвешенных частиц, гидравлические удары, вибрации трубопроводов, вызванные прохождением газовых пробок и др., или в результате химического растворения плёнки в местах напряженного состояния трубопроводов. Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальванопару, где металл является анодом, а поверхность трубы - катодом. Скорость коррозии может достигать 5-8 мм/год. Приэлектродный слой обогащается ионами железа Fe2+ и создаются условия для осаждения карбоната железа (FeСО3), который блокирует коррозию. Участки, где произойдет отслоение FeСО 3 или растворение за счёт действия кислорода вновь превращаются в активные аноды.
Феномен локализации коррозионного разрушения по нижней образующей трубы может быть обусловлен особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков: трехфазных нефтяных эмульсий по трубопроводам. В условиях недостаточно высокой скорости потока (0,1-0,9 м/с) формируется расслоенная структура течения, с водой в виде свободной фазы.
Основные структурные формы двухфазного (многофазного) потока представлены на рисунке 3. Каждая форма влияет на характер коррозионного процесса.
Рисунок 3. Структуры газожиткостных потоков в горизонтальных трубах.
Относительные скорости течения фаз газа и жидкости в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами: плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и др., размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры потоков.
На сегодняшнее время известно, что кольцевая (дисперсно- кольцевая) структура снижает интенсивность коррозии. Снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионно- эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы.
Расслоенная (плавная расслоенная) – способствует развитию общей и питтинговой коррозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости, особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу.
На границе раздела жидких фаз могут возникнуть волны, в частности из-за разницы в вязкости соприкасающихся фаз. При перемещении этих волн вдоль течения транспортируемой смеси на границе раздела жидких фаз наблюдаются вторичные явления: отрыв капель воды и их вращение, что приводит к возникновению вихревых дорожек из множества капель воды строго вдоль нижней образующей трубы (рисунок 4.).
Рисунок 4. Схема образования вихрей на волновой поверхности
раздела фаз «нефть–вода».
В начальной стадии разрушение представляет собой следующие друг за другом язвенные углубления, которые в последующем сливаются в непрерывную канавку шириной 20-60 мм и длиной 5-20 м.
Часть присутствующих в водной фазе механических примесей: карбонатов, сульфидов железа, песка, глины попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной пленки.
Таким образом, обеспечивается постоянное функционирование гальванической макропары «металл–труба», покрытая осадком солей.
Аномально-высокие скорости коррозии (5–8 мм/год) объясняются соотношением площадей электродов: небольшой по площади анод в нижней части трубы в виде дорожки и катод, в десятки раз, превышающий по площади анодный электрод.
Методы предотвращения этого вида локальной коррозии также должны быть нетрадиционными и решения их должны исходить из рассмотренного механизма.
Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно, поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико- экономическим соображениям, поскольку протяженность сети нефтепроводов в Западной Сибири огромна.
Задача предупреждения коррозии по нижней образующей трубы может быть решена только при учёте гидравлических особенностей течения трехфазных потоков.
Прежде всего, уже на стадии проектирования обустройства таких месторождений (или в процессе их эксплуатации) необходимо заложить расчетно-уменьшенные диаметры нефтепроводных труб, в которых скорость движения нефтеводогазового потока поддерживалась бы на оптимальном уровне, то есть, чтобы из нефтяных эмульсий не выделялась вода в качестве отдельной фазы. Или активно развивать технологические способы защиты
Основная дальнейшая стратегия эксплуатации по объектам сбора и подготовки нефти Самотлорского месторождения направлена на формирование сбалансированного производственного процесса для поддержания оптимального и безаварийного технологического режима, нацеленного на достижение максимального уровня экономической отдачи.
Кроме того в связи с постоянным изминением объемов отбора жидкости и состава пластовых флюидов, требуется постоянный мониторинг и анализ эффективности системы подготовки и сбора сквавжинной продукции. При изменении условий эксплуатации на объектах систем сбора и подготовки нефти и газа возникает потенциал для оптимизации всей технологической системы в целом или отдельных единиц оборудования с целью повышения эффективности технологического процесса, что в результате позволяет сократить эксплуатационные затраты.
Список литературы:
Номер журнала Вестник науки №12 (57) том 3
Ссылка для цитирования:
Радакин Н.А. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ПРИМЕРЕ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Вестник науки №12 (57) том 3. С. 508 - 520. 2022 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/6816 (дата обращения: 25.04.2024 г.)
Вестник науки СМИ ЭЛ № ФС 77 - 84401 © 2022. 16+