книги / Осложнения в нефтедобыче
..pdfроконичес^ким корпусом и тангенциальным подводом жидкости. Преимуществами гидроциклонов являются компактность, простота обслуживания и отсутствие вращающихся частей. К недостаткам относят то, что эти аппараты создают высокое гидравлическое сопротивление потоку жидкости, а также невысо кую эффективность удаления мелкодисперсных механических примесей, таи как скорость движения частиц в них гораздо мень
ше, чем в центрифугах.
Центрифуги относят к аппаратам, в которых центробежная сила возникает в результате вращения ротора, приводимого в движение от постороннего источника энергии (активный при вод) либо за счет энергии потока жидкости (реактивный привод). Конструкции центрифуг, применяемых для очистки жидкости от механических примесей, весьма разнообразны и различаются как принципиальными схемами устройства аппарата, так и компо новкой отдельных узлов.
Наиболее широкое распространение центрифуги получили в циркуляционных системах, так как после однократного цикла центробежной очистки не всегда обеспечивается достаточно пол ное удаление механических примесей из жидкости.
Большое влияние на эффективность работы центрифуги ока зывает конструкция устройства для удержания и удаления улов ленных примесей. В аппаратах, оборудованных постоянно откры тыми грязесборными камерами или не оборудованных ими вовсе, вероятность уноса задержанных частиц довольно велика. Этот недостаток устраняется при использовании автоматических грязесборных камер, открывающихся при вращении ротора цент рифуги и закрывающихся в момент его остановки.
Электроочистка. Принцип данного способа очистки заключа ется в осаждении под действием сил электростатического поля частиц механических примесей, заряд которых обусловлен трибоэлектризацией потока диэлектрической жидкости.
При движении частицы в жидкости на нее действуют силы гидравлического сопротивления, и если кулоновская сила больше них, то частица осаждается на электроде.
Основные типы электроочистителей, применяемых для удале ния механических примесей из диэлектрических жидкостей в од-
нородном и неоднородном электрических полях, описаны в рабо тах [143-146].
Преимуществами данного метода являются: меньшие габаритные размеры по сравнению с отстойниками; отсутствие движущихся частей, как у центрифуг; постоянство пропускной способности и гидравлического сопротивления, которые изменя ются в процессе эксплуатации фильтров. В то же время очистка жидкостей в электроочистителях не полностью отработана для широкого практического применения. Это связано с тем, что при описании механизма электроосаждения в большинстве случаев учитывается действие на частицу только кулоновской силы, что весьма приблизительно, так как не принимается во вни мание все многообразие процессов, происходящих в пространстве между электродами. Здесь будут наблюдаться: электрическая конвекция жидкости, т. е. ее перемещение между электродами под влиянием сильного электрического поля; частичная утечка электрического заряда, так как для большинства жидких диэлект риков характерна некоторая электропроводность; возможная перезарядка частиц на электродах из-за нарушения их изоля ции или в результате наведения в ее слое электростатического заряда.
Вибрационная очистка. Иногда для удаления механических примесей из перекачиваемых сред используют поле упругих колебаний, создаваемое вибрационными очистителями, в кото рых происходит коагуляция твердых частиц, облегчающая в дальнейшем их удаление из жидкости отстаиванием или фильт рованием. Вибрационные очистители могут быть высокочастот ными (ультразвуковые) и низкочастотными (механические). В высокочастотных в качестве источника упругих колебаний обычно применяют магнитострикционные или пьезоэлектриче ские преобразователи, соединенные с колебательными элементами, а в низкочастотных — электродинамические или электромагнит ные вибраторы.
Наиболее эффективны магнитострикционные преобразовате ли с частотой ультразвуковых колебаний в пределах 18-23 кГц, применение которых при кратковременном воздействии ультра звука на жидкость способствует агрегированию содержащихся
122
в ней мелкодисперсных частиц примесей. Упругие колебания при меняют в ряде случаев для разрушения имеющихся в жидкости ин креторных загрязнений.
Широкое применение вибрационной очистки в практике сдерживаете# рядом трудностей, связанных с недостаточной изу ченностью этого процесса. В частности, при некоторых условиях (продолжительное воздействие ультразвука, большая интенсив ность поля упругих колебаний и т. д.) в вибрационных очистите лях наблюдается не коагуляция частиц примесей, а обратный про цесс — их диспергирование.
Магнитная очистка. Процесс магнитной очистки в цилиндри ческом очистителе аналитически рассмотрен в работе [147]. Сле дует отметить, что хотя магнитная очистка до настоящего време ни теоретически изучена недостаточно, но накопленный опыт и имеющиеся экспериментальные данные позволяют применять этот метод на практике.
При установке магнитного очистителя направление силовых линий магнитного поля, которое можно создавать как постоян ными магнитами, так и электромагнитами, необходимо совме стить с направлением движения очищаемой жидкости, поток которой должен иметь ламинарный режим течения. Это обеспе чит наиболее полное улавливание ферромагнитных частиц. При меняют также аппараты, в которых механические примеси удер живаются специальными ферромагнитными элементами, поме щенными в силовом поле магнита.
Преимуществом метода является возможность улавливания ферромагнитных частиц размером менее 0,5 мкм, что практиче ски невозможно осуществить другими способами очистки. Необ ходимость удаления такого рода примесей вызвана их способно стью к активной катализации процесса окисления многих углево дородов и стабилизации нефтяных эмульсий. Магнитное поле по зволяет также производить коагуляцию твердых частиц, облегчая в дальнейшем их удаление из жидкости отстаиванием, циклонированием или фильтрованием.
Недостатком метода является возможность удаления из жид кости только ферромагнитных механических примесей или агрегатированных с ними частиц.
Самый распространенный в промысловой практике — это метод отстаивания как наиболее простой и дешевый, во многих случаях обеспечивающий необходимое качество подготовки неф тепромысловых сред. На большинстве объектов применяют толь ко этот метод, а на некоторых — в сочетании с фильтрацией и фи зико-химическими методами.
Для повышения производительности оборудования и глуби ны очистки были разработаны и разрабатываются такие сред ства, как отстойники тонкослойного отстаивания с коалесцирую щим фильтром, фильтры и гидроциклоны различных конструк ций [148].
Глава 5
ПРОБЛЕМЫ ПРОМЫСЛОВОЙ
ТРУБОПРОВОДНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКИ
5.1.СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ВАТЬЕГАНСКОГО
ИЮ Ж НО -ЯГУНСКОГО М ЕСТОРОЖ ДЕНИЙ
На Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях нахо дится в эксплуатации около 1800 км трубопроводов различного назначения и диаметра: 35,7 % — нефтесборные трубопроводы; 14,0 % — напорные нефтепроводы от дожимных насосных стан ций (ДНС) до магистрального нефтепровода; 6,1 % — внутриплощадочные нефтепроводы; 38,5 и 5,7 % — высоконапорные и низ конапорные водоводы соответственно.
Более 49% трубопроводов эксплуатируется свыше 10 лет (рис. 5.1).
Одним из важнейших факторов снижения надежности нефте промысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых жидкостей, содержа щих коррозионно-активные компоненты.
По трубопроводам системы нефтесбора Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений транспортируют продукцию следующих основных продуктивных пластов: АВ|/2, АВ8, АВ3 (Вартовский свод, Ачимовская свита); БВ], ЮВ) (меловая и юр ская системы, Вартовский свод); БСюд, БС|0/2, БСцд, БСц/2 (мело вая система, Сургутский свод) и ЮС( (юрская система, Сургут ский свод). Средняя глубина залегания пластов составляет 1935— 2831 и 2340-2870 м на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторож дениях соответственно. Наибольшей продуктивностью обладают пласты АВ|/2, БС|ор и БС||/2 (рис. 5.2).
Все пласты за исключением ЮВ|, БВ, и ЮС1 имеют обводнен ность более 60 %. В последнее десятилетие на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях наблюдается прогрессирую щий рост обводненности (рис. 5.3). На Ватьеганском месторождении она увеличилась в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском — на 30 %.
Степень минерализации этих вод определяют хлор-ионы (табл. 5.1).
В составе вод пластов БСю/i, BCi0/2, БСцд и БС11/2 присут ствуют ионы кальция в количестве 427,08-533,55 мг/л. Концентра ция ионов магния в водах этих пластов более чем в 6 раз ниже (62,31-76,37 мг/л). В водах пласта ЮС) содержание Са2+ составля ет 200-300 мг/л. Сравнение концентраций сульфат- и хлор-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта ЮС! существенно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БСю/!, БС10/2, БСц/1 и БСц/2 содержание SO4" не превышает 11 мг/л, го в водах ЮС! оно достигает 25,5 мг/л. Воды всех пластов содер жат большое количество бикарбонат-ионов (741,21-996,83 мг/л).
Годы
Рис. 5.3. Обводненность добываемой продукции из пластов Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений:
1 — АВ|/2; 2 — АВ8; 3 — БВ,; 4 — БСю/ь 5 БСю/2; 6 БС| 1/1 . 7 — БС||/2; 8 — ЮС,
Таблица 5.1
Средняя концентрация компонентов в пластовых водах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений
|
|
Химический состав, мг/л |
|
Минерализа- |
||||
Пласт |
|
|
|
|
|
Na+ + |
||
СГ |
s o l |
НСО3 |
Са2+ |
Mg2+ |
ция, мг/л |
|||
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
К+ |
|
|
а в 1/2 |
12309,30 |
11,45 |
218,39 |
837,27 |
93,23 |
7210,60 |
20692,38 |
|
БВ! |
12390,24 |
7,98 |
390,70 |
899,97 |
66,54 |
7292,10 |
21072,24 |
|
а в 8 |
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 |
|
ЮВ, |
15865,30 |
13,40 |
567,30 |
742,62 |
88,48 |
9870,25 |
27163,54 |
|
БСю/1 |
11915,33 |
10,91 |
810,97 |
533,55 |
76,37 |
7567,29 |
20930,36 |
|
БСю/2 |
11021,39 |
9,56 |
700,84 |
432,00 |
63,45 |
7068,83 |
19311,21 |
|
БСп/1 |
12084,94 |
6,52 |
996,83 |
468,58 |
76,15 |
7842,07 |
21484,07 |
|
БСц/2 |
11038,59 |
8,45 |
741,21 |
427,08 |
62,31 |
7108,04 |
19397,71 |
|
ЮС! |
13307,18 |
25,50 |
861,47 |
290,36 |
63,83 |
8856,7 |
23418,33 |
Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворен ного 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 ме талла и количество растворенного в жидкости С 0 2 пропорцио нальны его парциальному давлению. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекис лотной коррозии в системе ППД составляет от 30 до 70 % от скоро сти углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора.
С ростом концентрации С 02, а следовательно и НСО3, увели чивается коррозионная 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 корро-
зионную агрессивность. Согласно стандарту NACE RP0475-98 вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается
кводе, не содержащей сероводород.
Впоследние годы в сточной воде системы ППД обоих место рождений отмечается присутствие до 0,3 мг-экв/л ионов SO^~, что,
вчастности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.
Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе
впризабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержа ние СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторожде ний составляет 105-106клеток/мл. Считается, что наиболее благо приятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 °С, присутствие углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количе ства сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторож дения (табл. 5.2) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.
Сувеличением объемов закачки количество таких зон долж но возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. 5.4) в заводняемых пластах происходит интенсифика ция процесса сульфатредукции.
Таблица 5.2
Параметры пластов Ватьеганского месторождения
Газовый |
Плотность, г/см3 |
||
Пласт фактор, |
нефти воды |
газа |
|
м3/м3 |
|||
|
|
Давление
насыще ния, МПа
Вяз |
Темпе |
Содер |
кость |
ратура |
жание |
нефти, |
пласта, |
азота, |
мПа • с |
°С |
% |
а в 1/2 |
40 |
0,860 |
1,013 |
0,628 |
8,4 |
2,47 |
64 |
2,6 |
АВ3 |
40 |
0,860 |
1,013 |
0,628 |
8,4 |
2,47 |
64 |
2,6 |
АВ8/2 |
43 |
0,844 |
1,014 |
0,677 |
8,0 |
2,90 |
71 |
2,4 |
БВ, |
33 |
0,863 |
1,013 |
0,692 |
7,6 |
2,07 |
73 |
2,6 |
IOBJ |
78 |
0,833 |
1,019 |
0,819 |
9,9 |
1,75 |
90 |
3,4 |
25000
s 20000
О
3
^ 15000
л
ec
о
“10000
*
ST
| |
5000 |
го
0
1986 |
1988 |
1990 |
1992 |
1994 |
1996 |
1998 |
2000 |
Годы
Рис. 5.4. Изменение объема закачки воды по годам:
1 — всего; 2 — пресная; 3 — сточная; 4 — сеноманская
Сувеличением обводненности, содержания С 0 2 (а следова тельно и НСО3) и СВБ создаются благоприятные условия для рос та аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.
С1991 по 2001 гг. на Ватьеганском и Южно-Ягунском место рождениях произошло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 гг. — 71 порыв водоводов.
Впериод с 1997 по 2000 гг. отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах.
В2001 г. в динамике аварийности наблюдался незначитель ный спад (рис. 5.5). Аналогичная закономерность прослеживается
идля удельной аварийности трубопроводов (рис. 5.6, 5.7). Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов
инизконапорных водоводов по причине коррозии связана с ма лыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение нефтяных эмульсий с образова нием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Это приводит к язвенной коррозии. Для месторождений Западной Сибири характерны отказы трубопроводов по причине
коррозии, носящей локальный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (ручейковая коррозия).