Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

4.4 Рекомендации по борьбе с осложнениями в системе сбора нефти, воды и газа

Методы предотвращения солеобразовании.

Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в скважинах и на глубиннонасосном оборудовании. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - безреагентные и химические.

К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов, а также проведение специальных изоляционных работ, поддержание повышенных забойных давлений, использование хвостовиков, диспергаторов и других конструктивных изменений в глубиннонасосных установках.

К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми, что исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Поэтому одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка до 240 кг/м³.

Асфальтосмолопарафиновые отложения

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям: по предупреждению образования отложений и удалению уже образовавшихся (рисунок 4.4.1)

Опыт борьбы с АСПО определил несколько наиболее известных и активно применяемых методов. Но многообразие условий разработки нефтяных месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто

Рисунок 4.4.1 Классификация методов борьбы с АСПО

требует индивидуального подхода, и даже разработки новых технологий.

Борьба с коррозией

Для контроля коррозионной агрессивности добываемых и транспортируемый продукции, определения их воздействия на металл трубопроводов и емкостного оборудования, прогнозирования работоспособности объектов и определения эффективности противокоррозионных мероприятий, используют ряд методов, причем их оптимальное сочетание подбирается с учетом особенностей каждого конкретного месторождения.

- измерение мгновенной скорости коррозии методом линейной поляризации;

- измерение потока диффузионно-подвижного водорода;

- неразрушающий контроль ультразвуковыми и радиографическими методами;

- наблюдение за изменением химического состава продукции;

- обследование внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов при аварийных и предупредительных ремонтах;

- исследование состава отложений, выносимых скребками при очистке трубопроводов;

- наблюдение за изменением механических свойств и структуры металла.

Во 2 квартале 2001 года стали защищать трубу водорастворимым ингибитором коррозии Додикор - 5277, эффективность ингибиторной защиты незначительная. В 2002 году произвели замену этой трубы (ф114х5, Ст10сп, ТУ-14-157-54-94). В первом квартале 2004 года перешли на нефтерастворимый ингибитор коррозии Сонкор-9701. Эффективность применения ингибитора Сонкор-9701 равна 54%. В июле 2006г. начали закачивать вододиспергируемый ингибитор Сонкор-9510Б. Средняя дозировка за весь период ингибирования реагентом Сонкор составила 30 мг/л. Эффект защиты составил 89,8%. Высокий эффект защиты по конечному участку получен в ноябре - на 6 месяце от начала дозирования ингибитора. Это говорит о том, что только при довольно продолжительном дозировании происходит достаточное насыщение системы реагентом, при котором формируется надежная антикоррозионная защита.

Таким образом, информация, накопленная в течение двух лет позволила сделать вывод, что коррозионная обстановка на данном участке трубопровода стабильна, а реагент надежно защищает внутреннюю поверхность трубы от коррозии.

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА В СИСТЕМЕ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

1 Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)

, (1)

где - дебит нефти,

- процентное содержание нефти, %

- плотность воды,

2 Объемный расход жидкой фазы

, (2)

где - дебит скважины по жидкости,

3 Объемный расход газовой фазы

, (3)

где - объемный расход жидкой фазой,;

- расходное газосодержание смеси

4 Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы

, (4)

где - объемный расход жидкой фазой,;

- диаметр трубопровода,

- кинематическая вязкость,

С учетом, что

5 Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы

, (5)

где - m - коэффициенты характеризующие режим течения;

- объемный расход жидкой фазой,;

- длина трубопровода, ;

- диаметр трубопровода, ;

- плотность жидкой фазы в смеси(нефть + газ),

6 Истинное газосодержание

, (6)

где - расходное газосодержание смеси;

- динамическая вязкость газовой фазы, ;

- динамическая вязкость жидкой фазы, ;

7 Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке

, (7)

где - истинное газосодержание смеси;

- кинематическая вязкость,

С учетом что

8 Потери давления на сопротивление трения движения смеси

, (8)

где - потери давления при движении жидкой фазы, Па;

- приведенный коэффициент сопротивления;

- истинное газосодержание смеси;

Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика по значению числа Рейнольдса по относительной скорости или по выражению

Исходные данные:

- процентное содержание воды - 38,6 %;

- плотность нефти - 850 кг/м³;

- плотность газа - 1,174 кг/м³;

- плотность воды - 1009 кг/м³;

- расходное газосодержание смеси - 0,8;

- динамическая вязкость жидкой фазы - 13,9 мПа·с;

- динамическая вязкость газовой фазы - 0,0285 мПа·с;

Произведем расчет для участка трубопровода к.3 - т.55

1 Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)

2 Объемный расход жидкой фазы

3 Объемный расход газовой фазы

4 Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы

С учетом, что

5 Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы

6 Истинное газосодержание

7 Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке

С учетом что

8 Потери давления на сопротивление трения движения смеси

Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика (рис. 5.1) по значению числа Рейнольдса по относительной скорости.

Рисунок 5.1 - График для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса

Для остальных участков трубопровода производим аналогичный расчет. Результаты расчета приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1 - Результаты расчета по остальной части трубопровода

Как видим из результатов расчета, на участках к.3 - т.55, к.40 - т.22а, к.39 - т.60 имеем ламинарное течение, на данных участках трассы трубопровода наблюдается расслоенный режим течения газоводонефтяных смесей, что приводит к образованию ручейковой коррозии. Для того что бы перейти к турбулентному течению, я предлагаю на данных участках установить трубы с меньшим диаметром.

- на участке к.40 - т.22а трубу диаметром 114х6 заменим на трубу с диаметром 89х3,5, получим

Произведем расчет для участка трубопровода к.3 - т.55

1 Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ)

2 Объемный расход жидкой фазы

3 Объемный расход газовой фазы

4 Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы

5 Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы

6 Истинное газосодержание смеси

7 Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке

С учетом что

8 Потери давления на сопротивление трения движения смеси

Уменьшив диаметр трубопровода, мы получили турбулентный поток на данном участке, тем самым исключив образование ручейковой коррозий.

6. КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха необходимо предусмотреть ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу:

- полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

- стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

- защита оборудования от коррозии;

- оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов под давлением»;

- испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

- сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емкости;

- перед остановкой оборудования на ремонт предусмотреть сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость;

- проектирование объектов с высокой степенью автоматизации.

ОАО «Сургутнефтегаз» располагает одним из самых передовых в России оборудованием для локализации и ликвидации последствий аварий, включающим нефтесборщики-скиммеры разной конструкции с различными принципами сбора и откачке нефти, автономно работающие насосы высокого давления и легкосборные алюминиевые трубы для перекачки собранной нефти из труднодоступных районов; переносные быстро развертываемые боны из морозоустойчивого материала, переносные самоподнимающиеся емкости «Вайкотенк» для временного хранения нефти, сорбентобоноформирующие и сорбентобоноотжимающие машины, сорбентные материалы для формирования бонов многоразового использования, разбрызгиватели разной мощности для нанесения биореагентов и бакпрепаратов.

Также используются вакуумные самосвалы, вакуумные цистерны «КАС-11». Вездеходы «Хаска» с экскаватором и другим навесным оборудованием. Весь объем собранного нефтезагрязненного грунта и жидкости поступает на центры по отмывке нефтезагрязненного грунта для переработки с полной рекуперацией нефти и утилизацией очищенного грунта.

В НГДУ «Нижнесортымскнефть» имеется специальный цех по ремонту трубопроводов и ликвидации последствий аварий и рекультивации нефтезагрязненных земель. Цех оснащен всей необходимой техникой и оборудованием для ликвидации аварий.

Для рекультивации нефтезагрязненных земель используются бакпрепараты «Биоприн», «Файрзайм», «Дестройл». Снятие с учета нефтезагрязненных земель производится на основании результатов мониторинга остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах после проведения рекультивационных работ, а также сравнения полученных результатов с региональными нормативами остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах ХМАО, утвержденных Постановлением Правительства ХМАО-Югры от 10.12.2004 №466-п.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе мы рассмотрели систему сбора и подготовки нефти на Биттемском месторождении НГДУ «Нижнесортымскнефть». Проведенный гидравлически расчет трубопровода по методике Г.Г. Корнилова показал, что на участках к.3 - т.55, к.40 - т.22а, к.39 - т.60 трассы трубопровода имеет место ламинарное течение газожидкостной смеси. Опыт эксплуатации таких систем, собранных из труб с завышенным диаметром, показал, что значительная их часть подвержена специфическому разрушению по нижней образующей труб со скоростью 3 и более мм/год (ручейковая коррозия). Разрушение представляется в виде одно- или двухрядной канавки.

Для устранения данного вида коррозии я предлагаю на участке к.40 - т.22а, к.39 - т.60 установить трубы меньшим диаметром.

На участках к.3 - т.55 и к.39 - т.60 предлагаю заменить стальные трубы на гибкие полимерно-металлические трубы производства ЗАО «ОМСКВОДПРОМ», основными преимуществами которых являются надежность и долговечность в высокоагрессивных нефтепромысловых средах, высокая абразивостойкость, стойкость к биокоррозии, при замерзании жидкости трубы не разрушаются.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1979. - 320 с.

2 Отчет: «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Биттемского месторождения», ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2005 г.

3 Анализ разработки Битеммского месторождения, ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2005 г.

4 Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть» М.: Недра. - 1999. - 527 с.

5 Расчеты в добыче нефти. И.Т.Мищенко.,М., «Недра» 1989г

6 РД 5753490-028-2002. Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа (подготовительные, вышкомонтажные работы и строительство скважин). Сургут, 2002.

7 Подсчет запасов нефти и растворенного газа Биттемского месторождения, ТО «Сургут НИПИнефть», - г. Тюмень, 2006 г.

Размещено на Allbest.ru