Внутрішньопромисловий транспорт свердловинної продукції

Размещено на http://www.allbest.ru/

КОНТРОЛЬНА РОБОТА

Внутрішньопромисловий транспорт свердловинної продукції



Зміст

Вступ

1. Технологічний розрахунок трубопроводів при транспорті однорідної рідини

2. Технологічний розрахунок трубопроводів при транспорті газорідинних сумішей

3. Технологічний розрахунок трубопроводів при неізотермічному транспорті свердловинної продукції

4. Методи боротьби з ускладненнями при експлуатації промислових трубопроводів

5. Причини зменшення пропускної здатності трубопроводів та методи боротьби з ними

6. Корозія промислового обладнання та технологічні методи її попередження

Література



Вступ

Трубопровідні системи збору і підготовки нафти (нафтопроводи, водопроводи, газопроводи, продуктопроводи) складають основну частину витрат на облаштування нафтових промислів. Їх довжина складає сотні кілометрів на невеликих по площі родовищах, а для значних за розмірами досягає багатьох десятків тисяч кілометрів. Практично всі трубопроводи (викидні лінії, збірні та товарні колектори) являються підземними напірними системами з робочим тиском від 1...3 МПа в системах промислового збору, до 15...18 МПа в системах ППТ.

Особливістю експлуатації промислових трубопроводів є одночасний сумісний транспорт водонафтогазових сумішей, значна зміна в часі сумарних обємів їх транспорту. Розраховані на оптимальні умови транспорту в період максимального видобутку нафти, такі трубопровідні системи вимушені експлуатуватись в неоптимальних режимах при зменшенні обємів транспорту та зміні фізико-хімічних властивостей продукції свердловин. Наявність ускладнень при транспорті продукції свердловин, які призводять до зниження пропускної їх здатності, часто вимагає застосовувати завищені їх діаметри. Так, наприклад, всі сучасні викидні лінії свердловин прокладаються діаметром біля 100мм. З точки зору врахування втрат тиску в них, цей діаметр є значно завищений, оскільки, навіть при дебітах свердловин в 100...200 м³/добу, втрати тиску в цих лініях не перевищують 0,1...0,2 МПа на 1 км траси трубопроводу. Технологічні особливості транспорту нафтопромислової продукції змушують використовувати більший, ніж це слідує з результатів технологічних розрахунків, їх діаметр.



1. Технологічний розрахунок трубопроводів при транспорті однорідної рідини

В основі розрахунку однорідної рідини лежать класичні формули трубної гідравліки: Бернулі та Дарсі-Вейсбаха.

Остання визначає втрати тиску на подолання сил тертя на довжині трубопроводу при усталеному русі:

, (2.1)

де Р_тр - втрати тиску на тертя, Па; L - довжина трубопроводу, м; D - діаметр трубопроводу,м; v- швидкість руху рідини, м/с; - густина рідини,кг/м³; - коефіцієнт гідравлічного опору,який залежить від режиму руху рідини та відносної шорсткості внутрішніх стінок трубопроводу.

Режим руху рідини визначається значенням параметра Рейнольдса:

, (2.2)

де - кінематична вязкість, м²/с. При ламінарному русі (Re2320) коефіцієнт гідравлічного опору дорівнює:

(2.3)

При турбулентному розрізняють три зони:

Гідравлічно гладкі труби. В цій зоні коефіцієнт Re не залежить від шорсткості труб;

Перехідна зона, де залежить від режиму руху, тобто числа Рейнольдса,та від шорсткості труб;

Автомодельна зона, в якій залежить лише від шорсткості труб =2e/D , де e-абсолютна шорсткість, м.

Відповідно до кожної зони існують емпіричні формули по визначенню коефіцієнта .

Для практичних розрахунків в діапазоні зміни числа Рейнольдса 2320Re10⁵ можна користуватись формулою Блазіуса:

(2.4.)

В загальному випадку, перепад тиску між початковою та кінцевою точками трубопроводу дорівнює:

, (2.5)

де -перепад висот трубопроводу, м; Рм.о-втрати тиску в місцевих опорах, Па.

При транспорті обводненої нафти необхідно попередньо визначити густину водонафтової суміші _с.

(2.6)

тут n_в-доля води в суміші; _В-густина води, кг/м³. Аналогічно визначається і вязкістьводонафтової суміші, _с:

(2.7)



В звязку з утворенням водонафтових емульсій в процесі видобутку і транспорту свердловинної продукції, вязкість яких може бути значно більшою, ніж це виходить з рівняння (2.7), гідравлічні розрахунки значно ускладнюються. Докладніше про це розглядається в розділі 5.1.

визначення тиску в початкових і кінцевих точках трубопроводу, використовуючи рівняння (2.5), при заданих значеннях геометричних розмірів трубопроводів, витрати рідини та її властивостей не викликають труднощів.

Визначення пропускної здатності трубопроводів Q при заданому значенні перепаду тиску =Р₁-Р₂ дещо ускладнюється, оскільки коефіцієнт гідравлічного опору залежить від числа Рейнольдса, а отже, від невідомого значення витрати рідини.

Цю задачу можна розвязувати графо-аналітичним способом. Для цього задаються кількома (не менше 2-3-х) довільними значеннями витрати рідини Q і визначають втрати тиску так, як це розглянуто вище. Після цього будують графік залежності =Р₁-Р₂=f(Q). Оскільки допустимий перепад тиску відомий, то з графіка знаходять ту витрату рідини або максимально пропускну здатність трубопроводу, яка буде забезпечена при цьому перепаді тиску.

Аналогічно вирішується задача визначення необхідного діаметра трубопроводу при відомих значеннях витрати рідини, довжини трубопроводу та перепаду тиску. В цьому випадку задаються кількома значеннями діаметра трубопроводу і, відповідно, визначають втрати тиску та будують графік залежності цих втрат від діаметра, а вже із графіка знаходять необхідний діаметр.



2. Технологічний розрахунок трубопроводів при транспорті газорідинних сумішей

Практично завжди на шляху від гирла свердловин до кінцевих сепараційних установок в промислових трубопроводах рухається газорідинна суміш. Фізичні властивості таких сумішей (густина , вязкість) в залежності від співвідношення витрат рідини та газу , тиску та температури транспорту змінюються в широких межах. Це ускладнює гідравлічні розрахунки трубопроводів, особливо, визначення коефіцієнта гідравлічного опору і втрат тиску на тертя.

Характерною особливістю транспорту газорідинних сумішей є існування різних структурних форм потоку, під якими розуміють взаємне розміщення рідкої та газової фаз.

Перша із приведених структур може існувати при відносно невеликому витратному газовмісті

, (2.8)

де V_r і Q_р-відповідно, обємні витрати газу та рідини, м³/с.



1 2 3

4 5 6

Рисунок 1. - Основні структурні форми руху газорідинних сумішей (ГРС)

1- початок утворення газової фази; 2- розшарована; 3-емульсійна; 4- хвильова; 5- снарядна (пробкова); 6- плівочно-дисперсійна (кільцева).

межі існування тих чи інших структур, крім газовмісту, визначає також і швидкість руху суміші V_c або безрозмірний критерій ФрудаF_r.c.

(2.9)

При збільшенні газовмісту та при порівняно невеликому значенні параметра Фруда (1-10) створюється безперервна газова фаза та розшарована структура руху. При всіх структурах потоку швидкість руху газової фази в горизонтальних трубах більша швидкості руху рідкої фази, тобто існує відносний рух фаз. Подальше збільшення параметра Фруда призводить спочатку до зникнення чіткого розділу фаз (хвильова структура ), а потім і до появи снарядної і емульсійної структур.

Снарядна структура характеризується відносно великими розмірами газових зєднань, співставимими із розмірами трубопроводу. Емульсійна структура має місце при великих значеннях параметра Фруда (25-100) і характеризується значною кількістю пухирців газу відносно малих розмірів, більш-менш рівномірно розподілених в потоці рідини .

При ще більших швидкостях руху газорідинної суміші і значному вмісті газової фази структура їх руху стає плівково-диспергованою або кільцевою. При цьому частина рідини рухається в трубопроводі у вигляді плівки по його внутрішній стінці, а решта - у вигляді подріблених крапель в газовому потоці.

Наявність багатьох структур руху газорідинних сумішей, які характеризуються різною відносною швидкістю руху рідкої та газової фаз, істотно впливають на їх дійсний газовміст , який є відношенням площі поперечного перетину трубопроводу, зайнятої газом, до загальної її площі. При відсутності відносної швидкості руху двох фаз дійсний газовміст дорівнює витратному (=). Оскільки витратний газовміст є, як правило, завжди відомий або заданий, то наступні гідродинамічні розрахунки (визначення густини та вязкості ГРС) не викликають затруднень.

При транспорті реальних газорідинних сумішей дійсний газовміст не дорівнює витратному і залежить від великої кількості факторів: структури потоку, фізико-хімічних властивостей нафти та газу, співвідношення їх витрат. Крім того, звязок між та є різним для горизонтального або похилого трубопроводу з висхідним та нисхідним участками руху.

Існує значна кількість методик та емпіричних формул для визначення дійсного газовмісту , які отримані на основі обробки результатів лабораторних та промислових досліджень руху газорідинних сумішей в вертикальних (свердловина) та горизонтальних трубопроводах.

Найпростіші з них враховують тільки швидкість руху суміші V_c або параметр ФрудаF_r.

Наприклад, по формулі А. Гужова та інш. дійсний газовміст для горизонтальних трубопроводів та їх висхідних ділянок дорівнює:



в

ц = . (2.10)

1

1 +

V_c

Для нисхідних ділянок:

(2.11)

промисловий трубопровід свердловинний обладнання

Формула Уолліса для горизонтальних та висхідних ділянок і для снарядної та емульсійної структур руху має вигляд:

(2.12)

Для таких же умов запропонована і формула В. Мамаєва:

(2.13)

Технологічні розрахунки при транспорті ГРС проводяться в цілому аналогічно , як і для однорідної рідини. В їх основі лежить та ж формула:

(2.14)

Індекс “С” означає необхідність врахування і визначення властивостей газорідинної суміші.

При відомому (заданому) значенні тиску, наприклад, в початковій точці трубопроводу, витрати рідини та газу, його довжині та діаметра порядок розрахунку втрат тиску проводяться в такому порядку:

1. Визначають швидкість руху суміші V_c

(2.15)

Обємна витрата газу Q_r залежить від термодинамічних умов його транспорту. Якщо обємну витрату газу визначити через відомий газовий фактор G, то

, (2.16)

де Р - середньоарифметичне значення тиску в трубопроводі. . Оскільки значення Р₂ невідоме, то ним необхідно задатись. Очевидно Р₂<P₁. Т-середня температура по довжині трубопроводу, К, -коефіцієнт розчинності газу в нафті, м³/м³*Па.

2. Вираховують витратний газовміст та параметр Фруда.

3. По одній з вищеприведених методик (2.11-2.14) знаходять дійсний газовміст.

4. Знаходять густину газорідинної суміші

. (2.17)

При цьому необхідно памятати, що густина газу _г теж залежить від тиску та температури.

5. Знаходять вязкість суміші _с або _с



. (2.18)

6. Обраховують параметр Рейнольдса суміші

, (2.19)

і за відповідними формулами визначають коефіцієнт _с і остаточно втрати тиску на тертя.

Розрахункове значення тиску в кінці трубопроводу Р_.р таким чином буде дорівнювати

. (2.20)

Якщо різниця між наперед заданим значенням Р₂ та розрахунковим менше прийнятої допустимої похибки с Р₂-Р_.р С, то розрахунок на цьому закінчується. Якщо ні, то приймають Р₂=Р_.р і розрахунок повторюють (метод ітерації).

Задачі визначення пропускної здатності трубопроводів при транспорті газорідинної суміші та їх діаметра розвязують аналогічно, з врахуванням особливостей, відмічених в розділі 2.1.

Розглянута методика гідравлічних розрахунків транспорту газорідинних сумішей є спрощеною і може використовуватись для наближених розрахунків порівняно коротких трубопроводів, наприклад, викидних ліній свердловин. При розрахунку промислових колекторів та у випадку транспорту газорідинної суміші з віддалених родовищ до установок сепарації та підготовки нафти необхідно проводити більш детальні розрахунки, які враховують велику кількість факторів: зміну фізико-хімічних властивостей продукції по довжині трубопроводу, наявність нисхідних та висхідних ділянок по його трасі та багато інш.

Сучасна достатньо точна методика розрахунку втрат тиску в елементарному участку трубопровода приведена в додатку 1. При використанні цієї методики всю довжину трубопровода необхідно розбивати на окремі участки з врахуванням рельєфу, його траси, кожен з яких в свою чергу для збільшення точності розрахунків поділяється на більш елементарні (10 - 100 м). Сумуючи розрахункові втрати тиску на всіх ділянках, визначають тиск в кінці чи на початку трубопроводу. З додатку 1 також видно, що для проведення розрахунків необхідна підготовка і обгрунтування значної кількості вихідних даних.

3. Розрахунок трубопроводів при неізотермічному транспорті свердловинної продукції

Транспорт свердловинної продукції практично завжди є неізотермічним. Переважно, при русі рідини та газу в промислових системах відбувається їх охолодження. Це призводить до зміни фізико-хімічних властивостей продукції (густини, вязкості) та до появи значних ускладнень в вигляді інтенсивного парафіно- та гідратоутворення. Тому на стадії проектування нафтогазозбірних систем , виборі глибини прокладки трубопроводів та при їх експлуатації потрібно розрахувати характер розподілу температури по довжині трубопроводу.

Закон розподілу температури при транспорті будь-якої продукції має вигляд:

, (2.21)

де Т_х- середня по перерізу температура продукції на відстані х від початку трубопроводу, К;



Т_п, Т_к, та Т_о - відповідно початкова , кінцева та температура навколишнього середовища; а- параметр В.Шухова:

, (2.22)

де D₃ - зовнішній діаметр трубопроводу, м; Q - обємна витрата, м³/с; - густина кг/м³ ; с - кінцевий коефіцієнт теплоємності, Дж/(кг*К); К- повний коефіцієнт тeплопередач від рідини в навколишнє середовище.

Теплоємність нафти залежить від густини та температури і може визначатись за емпіричними формулами /3/, а при наближених розрахунках прийматись С_H=2,09 кДж/кг·К. Теплолємність води С_B=4,19 кДж/кг*К. Теплоємність газу залежить від тиску та температури. Тому спочатку за емпіричними формулами визначають молярну теплоємність газу С_P, а потім і масову С_Г :

, (2.23)

де М - молекулярна маса газу, кг/кмоль.

Повний коефіцієнт теплопередачі К (Вт/м²К) залежить від багатьох факторів і визначається за формулою:

, (2.24)

тут D₃ - внутрішній діаметр трубопроводу; _ст - коефіцієнт теплопровідності стінки труби. Для сталевих труб =45-55 Вт/м·К; основну складність викликає визначення коефіцієнта теплопередачі від транспортної продукції до стінки труби (₁) та від стінки в навколишнє середовище (₂). Залежить коефіцієнт не тільки від фізичних властивостей продукції, але й режиму її транспорту і може визначатись в залежності від числа Рейнольдса:

для Re10⁵ , (2.25)

для Re10⁵ ,

Зовнішній коефіцієнт тепловіддачі ₂ від трубопроводу до ґрунту залежить від наявності та властивостей матеріалу ізоляції трубопроводу, теплопровідності грунту, глибини закладання трубопроводу. Для підземного трубопроводу

, (2.26)

де h - глибина закладання трубопроводу від його осі, м; _Г - коефіцієнт теплопровідності грунту, який в залежності від його складу, щільності та вологості може коливатись в межах 0,4-3,4 Вт/м·К.

Тому в наближених розрахунках для грунту, який складається із сухого піску, К1,16Вт/м²К, а для вологого К=3,5 Вт/м²К.

4. Методи боротьби з ускладненями при експлуатації промислових трубопроводів

Все нафтопромислове обладнання, включаючи і трубопроводи, повинно надійно і з мінімальними експлуатаційними витратами працювати тривалий час, теоретично співставимий з періодом розробки даного родовища. На практиці це далеко не так. І основні ускладнення в роботі обладнання, включаючи аварії і вихід з ладу, стосуються в першу чергу трубопроводів.

Пояснюється це рядом причин: низька якість матеріалу труб; помилки, допущені в період проектування та будівництва трубопроводів; недосконала технологія збору, транспорту та їх експлуатації.

В даному розділі розглядаються сучасні технології боротьби з ускладненнями при експлуатації промислових трубопроводів, хоча в значній мірі вони застосовуються і для іншого нафтопромислового обладнання, включаючи вимірні та сепараційні установки , обєкти систем підготовки нафти і закачки води в пласт.

Основними ускладненнями при транспорті промислової продукції практично на всіх нафтових родовищах являються зниження пропускної здатності трубопроводу, його корозія, пульсації тиску.

5. Причини зменшення пропускної здатності трубопроводів та методи боротьби з ними

Головною причиною значного зменшення пропускної здатності нафтопроводів є відкладення на їх внутрішніх стінках асфальто-смолистих та парафінових речовин (АСПР), неорганічних солей та скупчення в нижній частині різноманітних механічних домішок. Проблема боротьби з відкладенням АСПР або скорочено парафінізація нафтопромислового обладнання є найбільш поширеною і завжди викликає значні труднощі та витрати на попередження або їх ліквідацію.

Тверді складові компоненти нафти - парафіни - являють собою високомолекулярні вуглеводні від С₁₇Н₃₆ до С₇₁Н₁₄₄ і в пластових умовах вони розчинені в нафті, а при підйомі на поверхню здатні утворювати кристали. Основна причина цього є зниження температури. Початок утворення перших відкладів парафіну коливається в межах 30-45 ⁰С. Виділення газу із нафти при зниженні тиску інтенсифікує процес парафіноутворення.

Парафіноутворення починається , як правило, в свердловинах на глибині 1200-1500 м і продовжується в промисловій системі збору, а інколи і за її межами.

Зона інтенсивного парафіноутворення може носити локальний характер в кілька десятків метрів, а здебільшого розповсюджується на значну відстань, особливо в зимово-осінній період. Без застосування заходів по боротьбі з парафіноутворенням повна закупорка трубопроводів може відбутись на протязі кількох діб, а то й годин.

Основним методом ліквідації парафінових видкладів є тепловий з використанням мобільних парогенераторних установок, змонтованих на шасі автомобілів високої прохідності типу КрАЗ-225Б. Парові котли таких установок (ППУА-1200/100) дозволяють доводити температуру пари до 310?С при максимальному тиску 10 МПа.. Підєднуючись до стояків викидних ліній , розміщених безпосередньо біля свердловини і далі по трасі трубопроводів, вони здатні на протязі кількох годин розплавити парафінові відклади. Недоліком такої технології є значні економічні витрати, в першу чергу дизельного палива, яке використовується для виробництва пари та в двигунах автомобілів.

Певне поширення набули і механічні методи ліквідації АСПР в горизонтальних трубопроводах. Для цього використовуються скребки різних конструкцій та гумові кулі. Для їх використання в початкових та кінцевих точках трубопроводу монтуються пристрої для запуску та вловлювання гумових куль. В промислових умовах цей метод ліквідації парафіноутворень не знаходить значного застосування . Низька якість зварювальних швів, звивистість трубопроводів, їх корозія та наявність механічних домішок призводить часто до закупорки механічних пристроїв очистки трубопроводів від АСПР і значних труднощів в їх пошуку та вилучення з трубопроводу.

Завжди найбільш доцільним методом боротьби з будь-якими ускладненнями є їх попередження. В останній час розроблено широкий спектр хімічних зєднань, які є інгібіторами парафіноутворення. Подача розчинів їх в відносно невеликій кількості (0,01-1,0%) в систему нафтогазозбору призводить до значного зниження адгезійних звязків АСПР з металевою поверхнею труб або в результаті їх дії створюються легко руйновані відклади.

В залежності від характеру взаємодії інгібіторів парафіноутворення з кристалами парафіну, вони спричиняють на них диспергуючий , модифікуючий або депресуючий вплив.

Хімічні речовини - диспергатори (солі металів, вищих жирних синтетичних кислот, силікатно-сульфанольні розчини) значно обмежують кристалізацію парафіну на металічній поверхні. В результаті їх дії, утворення основної кількості кристалів парафіну відбувається в масі рідини.

Модифікатори (поліпропілен, сополімери етилену та складного ефіру, поліетилен) входять в хімічну дію з кристалами парафіну і перешкоджають створенню великої щільності їх упаковки. Крім того, вони мають і значну розчинну здатність і можуть руйнувати вже створені відклади АСПР. Депресуючі зєднання, наприклад, присадка ПАРАФЛОУ, володіють властивостями модифікаторів і, крім того, загальмовують процес структуроутворення твердо плавких парафінів. Інгібіторами парафіноутворення можуть бути і інші типи хімічних сполук - поліакриламід, кислі органічні фосфати, водні розчини поверхнево-активних речовин. Вони теж здатні створювати гідрофільну плівку на поверхні нафтопромислового обладнання і перешкоджують появі міцних адгезій них звязків АСПР з нею.

Зменшення цих звязків можна досягнути і шляхом створення гладких захисних покрить на стінках трубопроводів. Склянні, епоксидні та емалеві покриття внутрішньої поверхні труб, які давно, хоча і в невеликому обємі, використовуються в процесах нафтовидобутку, головним чином при експлуатації свердловин, показали високу ефективність захисту нафтопромислового обладнання від запарафінування. Використання таких покрить в системі нафтогазозбору доцільно з точки зору боротьби з внутрішньою корозією.

Часто в системах збору і транспорту продукції свердловин та підтримання пластового тиску відбувається відкладання неорганічних солей (карбонатні та гіпсові відклади). Їх відкладення на стінках труб пояснюється випаданням в осад малорозчинних солей лужноземельних металів типу СаSO₄, CaCO₃, Mg(OH)₂, BaSO₄. Основною причиною солеутворення є зміна термодинамічних умов збору і транспорту, перенасичення водного розчину тією чи іншою сіллю. Велика механічна міцність солевих відкладів створює значні труднощі у їх ліквідації.

В практиці боротьби з соляними відкладами в промислових системах підігріву теплообмінної апаратури, охолодження та інших використовується значна кількість інгібіторів: похідні карбонових кислот типу поліакрилова та поліметакрилова, інгібітори сульфанольної групи (лінігін), неорганічні поліфосфати (триполіфосфат натрію) та інші фосфорорганічні зєднання.

Високоефективними є багатокомпонентні композиції, які разом з інгібіторами солеутворення вміщають поверхнево-активні речовини, що являються деемульгаторами і руйнують водонафтові емульсії. Такими композиціями можуть бути суміші: поліфосфат+поліакрилат, поліакрилат+фосфонат і багато інших.

Суміші кількох інгібіторних зєднань разом із ПАР можуть володіти синергетичним ефектом, тобто позитивна дія одного із них може підсилювати таку дію другого.

Витрата інгібіторів солеутворення складає різну величину, від 2-10 до 100 мг/л, в залежності від якості нафтопромислової продукції. велике значення має правильний вибір концентрації інгібіторів солеутворення, як і інших хімічно-активних речовин.

При збільшенні їх концентрації вище певної величини можливе повторне створення осаду солей або утворення малорозчинних зєднань інгібіторів парафіносолеутворень з осадковостворюючими катіонами солей.

6. Корозія промислового обладнання та технологічні методи її попередження

Корозія металу є найскладнішою і до кінця не вирішеною проблемою як промисловості в цілому, так і при видобутку нафти і газу. Наявність агресивних компонентів в їх складі (мінералізована вода, сірководень, рештки хімічних речовин, які використовуються при бурінні свердловин, їх експлуатації та ремонті) призводить до значної внутрішньої корозії трубопровідних систем та всього іншого нафтопромислового обладнання . Загальна доля виходу з ладу промислових трубопроводів від внутрішньої корозії може досягати 80%. В особливо складних умовах транспорту повний вихід з ладу промислових трубопроводів може відбуватись на протязі 1-3 років.

Однією із причин інтенсивної корозії є низька якість металу. Особливо придатними антикорозійними є труби, виготовлені із низьколегованої, повністю розкисленої сталі і з добавками рідкоземельних металів.

Найбільш ефективним методом захисту нафтопромислового обладнання від внутрішньої корозії залишається хімічний, з використанням інгібіторів корозії. Захисна дія цих речовин грунтується на їх здатності до адсорбції на металевій поверхні. Молекули інгібіторів корозії повинні мати дифільну структуру, тобто полярну гідрофільну групу та достатньо довгий гідрофобний радикал (вуглеводнева група). В склад полярних груп входять переважно азот, сірка та фосфорні складові.

При зборі і транспорті нафтопромислової продукції доцільно використовувати комплексні інгібітори солеутворення та корозії. Такі властивості мають фосфатні або амінофосфатні з'єднання (комплексони типу НТФ, ДПФ, ОЕДФ).

Важливе значення має і технологія застосування хімічних методів боротьби з корозією та парафіно- і солеутворенням. Місця і спосіб подачі реагента, принцип його підготовки та дозування повинні бути досліджені і обгрунтовані в кожному конкретному випадку. Одна із можливих схем установки приготування розчину різних хімреагентів показана на рис.2.3

Інтенсивна внутрішня корозія трубопроводів може відбуватися раптово, наприклад, при появі сірководневих сполук в продукції свердловин на пізній стадії розробки нафтових родовищ. Тому доцільно з метою контролю за станом промислових систем збору використовувати спеціальні вставки, періодичний огляд яких дозволяє виявити момент різкого збільшення інтенсивності внутрішньої корозії.

Зовнішня корозія трубопроводів виникає внаслідок руйнування захисних покрить, їх низької якості. Сучасні методи ізоляції трубопроводів грунтуються, в основному, на використанні бітумних та бітумно-гумових мастил із наступною обгорткою поліхлорвініловою чи склополотняною плівкою. У випадку механічного пошкодження ізоляції чи ії старіння може виникати інтенсивна електролітична корозія. Велика енергонасиченість нафтових промислів викликає появу блукаючих підземних струмів, які посилюють інтенсивність зовнішньої корозії нафтопромислового обладнання.

Існуючі активні методи захисту від корозії (катодний та протекторний захист) в промислових умовах нафтогазовидобутку застосовується дуже рідко. В той же час велика концентрація об'єктів збору і підготовки нафти, наявність резервуарних парків, велика щільність розміщення їх між собою створюють всі передумови для широкого застосування електрохімічного захисту як промислових трубопроводів, так і всіх інших об'єктів нафтогазозбору, включаючи і експлуатаційні колони свердловин.

Надійність роботи трубопроводів та безпечна експлуатація має надзвичайне значення, враховуючи велику загальну довжину нафтогазотрубопровідних систем і ті важкі наслідки, які можуть виникати при їх аваріях. Причинами таких аварій можуть бути помилки, допущені на всіх етапах проектування, будівництва та їх експлуатації. На стадії проектування необхідно передбачати застосування труб необхідної якості, з заводською їх ізоляцією, відповідної глибини іх прокладки. Потрібно також передбачити можливість контролю та діагностики стану як трубопроводів, так і всіх інших основних об'єктів нафтогазовидобутку.

При будівництві трубопроводів необхідно піддавати їх неруйнуючим методам контролю, вести контроль зварних з'єднань радіографічним методом. Всі земляні роботи повинні проводитися у відповідності з існуючими вимогами якості та з обов'язковим післяопераційним контролем всіх технологічних процесів.

Висока надійність в період експлуатації нафтопродуктопроводів досягається в результаті: суворого дотримання технологічних режимів експлуатації і відповідних регламентних інструкцій, періодичного або постійного контролю за фактичним станом обладнання, своєчасним проведенням його планово-технологічного обслуговування.

Особливо важливим є швидке виявлення розгерметизації трубопроводів та інших технологічних об'єктів систем збору і підготовки і появи значної втечі нафтопродуктів. Значну аварію при транспорті нафти можна легко виявити по різкій зміні показів манометрів, появи грифутворень, помітному виході нафти на поверхню.

При неповних (малозначних) руйнуваннях технологічних систем збору втечі нафти можуть бути виявлені із значним запізненням. Відомі надзвичайно складні і екологічно небезпечні аварії трубопроводів, які призвели до великого забрудення величезної території і водних систем ( республіка Комі). Під сніговим покривом втрати нафти довгий час були непомітними. Ще мають місце і трагічні наслідки аварій нафтогазопроводів, які відбувалися в різних нафтогазовидобувних регіонах (трагедія двох пасажирських поїздів в Свердловській губернії з численними людськими жертвами внаслідок розгерметизації продуктопровода).

Світова практика будівництва транспортних систем, чинне законодавство багатьох країн зобовязує застосувати при експлуатації будь-яких трубопроводів технологію оперативного виявлення появи незначної втечі вуглеводнів.

Одна із таких технологій полягає в тому, що при будівництві нафтогазопроводів рядом із ним прокладають тонку синтетичну трубку, виготовлену із спеціального матеріалу, який здатний пропускати пари вуглеводнів зовні трубопроводу вони дифундують всередину цієї трубки.

Періодично продуваючи трубку будь-яким невуглеводневим газом і аналізуючи хімічний склад на її виході, можна швидко встановити наявність втечі вуглеводнів із трубопроводу і приблизне місце його пошкодження.



Література

Геология, разведка, бурение и добича нефти: Норман Дж. Хайн -- Москва, Олимп-Бизнес, 2008 г.- 752 с.

Глубоководная разведка и добича нефти: Уильям Леффлер, Ричард Паттароззи, Гордон Стерлинг -- Санкт-Петербург, Олимп-Бизнес, 2008 г.- 252 с.

Добыча нефти: ФорестГрей -- Москва, Олимп-Бизнес, 2007 г.- 416 с.

Подготовка нефти и газа к транспортировке: Ю. А. Закожурников -- Санкт-Петербург, ИнФолио, 2010 г.- 176 с.

Правовое регулирование налогообложения разработки месторождений нефти и газа в Российской Федерации и зарубежных странах: И. А. Гончаренко -- Санкт-Петербург, Статут, 2009 г.- 208 с.

Скважинная добича нефти Изд.2, доп. и перераб.: Мищенко И.Т. -- Санкт-Петербург, 2007 г.- 826 с.

Размещено на Allbest.ru