Меню

Основные виды осложнений при эксплуатации сборных промысловых трубопроводов



Статья: Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

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.

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).

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 ).

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 Са 2+ 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.

Средняя концентрация компонентов в пластовых водах

Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

Пласт Химический состав, 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.

Читайте также:  Теплоотдача одного погонного метра трубы

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 10 5 -10 6 клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 0 С, 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.

Параметры пластов Ватьеганского месторождения

Наименование пласта Газовый фактор, м 3 /м 3 Плотность нефти, г/см 3 Плотность воды, г/см 3 Давление насыщения, МПа Вязкость нефти, МПа сек. Температура пласта, 0 С Содержание азота, % Плотность газа, г/см 3
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.

Источник

Виды осложнений при эксплуатации промысловых трубопроводов. Способы защиты трубопроводов от коррозии.

Основные виды — замораживание, отложения парафина, песка, окислов железа;

Основным условиями образования отложений являются: Снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы. Прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода. Перепад температур с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает). Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:

теплоизоляция трубопроводов; подогрев нефти; поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования; добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме; повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей; эффективные покрытия; электромагнитное поле или ультразвук; ингибиторы парафиноотложений.

Коррозия – это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз. Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают: Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла. Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности. Межкристаллитную коррозию – характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Избирательную коррозию – избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным. Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию: Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток. Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

В зависимости от коррозионных свойств скв продукции, условий экспл и коррозионной стойкости материалов рекомендуется предусматривать специальные способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:

Термобработка аппаратов, труб и сварных швов; Применение коррозионно-стойких материалов; Химическая нейтрализация агрессивной среды; Защита оборудования антикоррозионным покрытием; Применение ингибиторов коррозии.

Дата добавления: 2019-02-22 ; просмотров: 350 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Основные осложнения при работе промысловых нефтепроводов, их профилактика и борьба с осложнениями

Страницы работы

Содержание работы

7. Основные осложнения при работе промысловых нефтепроводов, их профилактика и борьба с осложнениями

1.АСПО->диаметр уменьшается, дебит уменьшается(перепад давления=соnst)->Lim Q=0.

2.соли ->d уменьшается, перепад давления увеличивается,(Q=соnst), ->порыв.

3.Коррозия -> толщина стенки уменьшается, Рдоп уменьшается->lim P=0(порыв).

4.Мех. примеси (то же самое)

Читайте также:  Твердые отложения в трубопроводах больших диаметров удаляют с применением

5.другие (режим работы, недостатки в проектировании и строительстве.)

АСПО приводит к уменьшению проходного диаметра,уменьшению расхода.

Режим работы связан со структурой потока. Существуют 2 вида потока

Слои:

Смесь неф- газ

ти,газа,во- нефть

ды,мех.при вода

месей мех.примеси

эмульсионная структура расслоенная структура

самоочищающий режим засоряющий режим

мех.пр.

Lim Q=0 – труба не работает

Методы профилактики и борьбы с :

— применение покрытие (лаки, стекло, керамика-это уменьшен. сила адгезии; хим.реагенты-могут быть применены хим.реагенты образ. пленку, влияют на структуру на парафин.среды)

-хим.реагенты влияют на структуру отложений.

-тепло(нагрев до t > tкр ) (подогр. поток до температуры кристаллизации парафина)

-физ.поля(магнитные, ультразвуковые, электромагнитные поля)

-шары,скребки(негермет.порш) механические методы

-Хим.раегенты – уменьшение отложения солей.

Борьбы нет.( (замена участка трубопровода))

С1 (от внутренней среды) (закачка хим.реагентов)

— С2 (от внешней среды) – покрытие или катодная защита

— применение труб из корр.-стойк. материалов

— отделение мех.примеси на начальном участке

Профилактика: Uф > Ucр(кр)

Борьба:установка на пути образования пробок продувные устройства.

Источник

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Для конструирования магнитных установок на постоянных магнитах предложен следующий концептуальный подход: с использованием экспериментального стенда производится подбор оптимальных параметров магнитного

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Другие курсовые по предмету

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.

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).

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).

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.

Средняя концентрация компонентов в пластовых водах

Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений

ПластХимический состав, мг/лМинерализация,

мг/лCl -SO4 2-HCO3-Ca 2+Mg 2+Na++K+АВ1/212309,3011,45218,39837,2793,237210,6020692,38БВ112390,247,98390,70899,9766,547292,1021072,24АВ813642,716,26447,371439,86159,167353,8423056,70АВ312153,1212,67176,63855,7280,237081,6019397,71ЮВ115865,3013,40567,30742,6288,489870,2527163,54БС10/111915,3310,91810,97533,5576,377567,2920930,36БС10/211021,399,56700,84432,0063,457068,8319311,21БС11/112084,946,52996,83468,5876,157842,0721484,07БС11/211038,598,45741,21427,0862,317108,0419397,71ЮС113307,1825,50861,47290,3663,838856,723418,33Воды 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.

Читайте также:  Выкопаем траншею для трубопровода

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.

Параметры пластов Ватьеганского месторождения

Наименование пластаГазовый фактор, м3/м3Плотность нефти, г/см3Плотность воды, г/см3Давление насыщения, МПаВязкость нефти, МПа сек.Температура пласта, 0ССодержание азота, %Плотность газа, г/см3АВ1/2400,8601,0138,42,47642,60,628АВ3400,8601,0138,42,47642,60,628АВ8/2430,8441,0148,02,90712,40,677БВ1330,8631,0137,62,07732,60,692ЮВ1780,8331,0199,91,75903,40,819С 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.

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».

Рис. 5 — Аварийность трубопроводов

Рис. 6 — Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения

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).

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 до 0,5 т. нефти. Общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001 г.г. составили 10346,833 тыс. руб.

Наибольшими являются затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах Ватьеганского месторождения диаметром 219 и 325 мм и водоводах диаметром 114 и 426 мм. Максимальные потери нефти (жидкости) происходят на нефтепроводах диаметром 219 и 426 мм и водоводах диаметром 114 и 273 мм (табл. 3).

Затраты на ликвидацию одной аварии и количество разлившейся нефти (жидкости) в зависимости от диаметра трубопровода

Диаметр, ммЗатраты, руб.Количество разлившейся

нефти, т / жидкости, м3нефтепроводыводоводынефтепроводыводоводыВатьеганское месторождение1

Источник