книги / Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при эксплуатации нефтегазопромысловых систем

Решение задачи в динамической постановке предполагает разработку модели функционирования трубопроводной сети, на которой в дальнейшем проводится оптимизация перераспределения потоков. Построение такой модели определяется необходимостью учета фактора времени в течение всего периода функционирования трубопровода и сложностью характера изменения расходов на отдельных участках сети вследствие особенностей эксплуатации рассматриваемой трубопроводной системы. На первом этапе строится модель процесса, на втором – решается задача оптимизации на предварительно построенной модели.

Заданная пропускная способность трубопроводов поддерживается за счет периодической очистки их от грязепарафиновых отложений с помощью различных очистных устройств (ОУ). Согласно [54] пропуск ОУ по трубопроводу проводят при снижении его производительности на 2 %. Использование для очистки нефтепроводов механических ОУ (металлических или полиуретановых поршней, резиновых шаров и др.) возможно лишь при наличии камер пуска-приема ОУ и отсутствии в нефтепроводе сужений и крутых поворотов. Одним из существенных недостатков механических ОУ является опасность застревания их в трубе, особенно при очистке подводных нефтепроводов, так как при этом сложно определить местоположение застрявшего ОУ, а извлечение его из трубы является дорогостоящим и экологически опасным мероприятием. Встречаются ситуации, при которых невозможно извлечь механическое ОУ из подводного трубопровода.

В последние годы для очистки нефтепроводов от нефти иопрессовочной воды широко применяются вязкоупругие гелевые поршни на базе водорастворимых полимеров, использование которых рекомендовано в ряде нормативных документов [18]. Такие поршни позволяют проводить очистку нефтепроводов, не оснащенных камерами пуска-приема ОУ, а также нефтепроводов переменного диаметра и имеющих местные линейные сопротивления (частично открытые задвижки, резкие повороты и др.). За счет своих специфических свойств гелевые разделительные поршни пол-

91

ностью перекрывают живое сечение нефтепроводов и, в то же время, не застревают в них. При толщине отложений в трубопроводе более 10 мм и в условиях низкой температуры стенки трубы, при которой резко возрастает прочность отложений, даже одноразовый пропуск гелевого поршня показал высокую эффективность этого способа очистки трубопровода.

В последние годы на нефтепромыслах России активно внедряются многофазные насосные станции (МНС). Такие станции способны перекачивать жидкость практически любой вязкости

ис очень высоким содержанием свободного газа, т.е. могут работать одновременно как высоконапорные жидкостные насосы

игазовые компрессоры и перекачивать многофазную смесь (нефть, вода, газ) с промысловых пунктов сбора по одному трубопроводу на центральные пункты сбора (ЦПС). Внедрение подобных систем имеет следующие преимущества []:

–значительно сокращается число единиц технологического оборудования и сооружений на дожимных насосных станциях;

–совместная перекачка жидкости и газа по одному трубопроводу с промыслового пункта сбора до ЦПС исключает необходимость строительства газопровода, что значительно сокращает металлоемкость и эксплуатационные затраты;

–значительно снижается количество вредных выбросов в атмосферу в связи с уменьшением числа единиц оборудования и сооружений;

–существенно сокращается изымание земель в постоянное пользование;

–многофазные насосные станции позволяют снизить давление в системе сбора, что уменьшает давление на устье добывающих скважин и в конечном счете увеличивает их производительность;

–снижение числа единиц оборудования и сооружений на промысловых пунктах сбора уменьшает степень риска эксплуатируемых объектов;

–появляется возможность ввода в эксплуатацию удаленных, небольших по запасам нефтяных месторождений в сжатые сроки;

92

–значительно сокращаются сроки строительства;

–решается вопрос утилизации нефтяного газа, поскольку он совместно с нефтью транспортируется на более крупные промысловые пункты сбора.

В настоящее время как в России, так и за рубежом разработаны различные по исполнению многофазные станции. В основном это винтовой перекачивающий агрегат, который представляет собой многофазный двухвинтовой насос объемного действия в комплекте с электродвигателем.

Из отечественных производителей многофазные насосные станции разрабатываются фирмами ОАО «ТатНИИнефтемаш»,

ООО«Ливгидромаш», «Турбонасос». В ОАО «ТатНИИнефтемаш» разработан типоразмерный ряд, состоящий из девяти базовых винтовых насосов, обеспечивающих подачу перекачиваемой нефтегазовой смеси от 5 до 1600 м3/ч и напор до 5 МПа. В ООО «Ливгидромаш» разработан ряд насосов, состоящий из шести базовых винтовых насосов с максимальным дифференциальным давлением 2 МПа, максимальным давлением на выходе 4 МПа и подачей от 10 до 320 м3/ч.

Многофазная насосная станция состоит из нескольких мо-

дульных блок-боксов (в зависимости от мощности станции и числа насосных агрегатов) и делится на две части: технологический блок и станцию управления. Элементы технологического управления изготавливаются во взрывобезопасном, а электрооборудование и средства КИПиА во взрывозащищенном исполнении. В качестве ограждающих конструкций технологического блока используются утепленные помещения с трехслойными панелями.

Станция управления многофазными насосами предназначена для автоматического или ручного управления насосными агрегатами и выполнена в отдельном блок-боксе. Применение компактных, точных и простых в эксплуатации многофазных измеряющих устройств и автоматизированных многофазных насосных станций позволит более эффективно осуществлять сбор, транспорт продукции скважин и экономить значительные материальные и финансовые ресурсы.

93

Однако пока МНС не нашли широкого применения при обустройстве нефтяных месторождений главным образом из-за отсутствия достаточно надежных многофазных насосных агрегатов отечественного производства.

Рациональное использование нефтяного газа является неотъемлемой составляющей общей проблемы разработки нефтяных месторождений. Являясь ценным энергоносителем и углеводородным сырьем для выработки химической продукции, нефтяной газ может также использоваться для удовлетворения собственных потребностей нефтедобывающего предприятия в качестве топлива, рабочего агента в системе поддержания пластового давления, товарной продукции для реализации сторонним потребителям. Вместе с тем значительная его часть не используется и продолжает сгорать в факелах, усугубляя и без того порой сложную экологическую обстановку в районах нефтедобычи [33].

Изучение причин неудовлетворительного использования ресурсов нефтяного газа показало, что в его основе лежит несовершенство принятой в отечественной нефтяной промышленности системы газового хозяйства, с помощью которой реализуется нефтяной газ [1].

До середины 1980-х гг., когда вводились в разработку и обустраивались уникальные и крупные месторождения, принятая система в основном себя оправдывала. Были построены газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), компрессорные станции (КС), тысячи километров газопроводов, уровень использования газа был доведен до 70–80 %. В то же время данная система имеет ряд недостатков, а именно:

–включает в себя большие и сложные технологические объекты (газопроводные сети, компрессорные станции, ГПЗ, продуктопроводы, электростанцию, магистральные и промысловые линии электропередачи, промысловые электроустановки), и ее протяженность достигает сотен километров;

–требует крупных капитальных вложений;

–сроки строительства системы составляют до10 лет иболее;

94

–объекты системы не могут поставляться в блочномодульном исполнении полной заводской готовности, в связи с чем возникают сложности при ее строительстве в отдаленных северных районах, характеризующихся тяжелыми и суровыми почвенно-климатическими условиями;

–большие прямые потери газа, вызванные низким энергетическим КПД большинства процессов, которые осуществляются системой, обусловливают ее низкую эффективность.

Достоинствами показанной на рис. 8 системы использования нефтяного газа для централизованной выработки электроэнергии являются: высокая эффективность использования установленной мощности (более 94 %); экономичность (на уровне лучших электростанций отрасли); относительно низкая себестоимость выработки электроэнергии [34].

Рис. 8. Система использования ресурсов нефтяного газа

Для месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, существует проблема: во время создания традиционной системы утилизации газа на протяжении нескольких (до 6…8) лет он

95

практически не используется, вследствие чего половина запасов сжигается на факелах. Однако и после ввода системы в действие оставшаяся половина запасов используется с очень низким КПД. Следовательно, при этой системе эффективно могут быть использованы только 7 % запасов газа, а остальные 93 % запасов сначала сжигаются на факелах (видимые потери), а затем списываются как расходы насобственные нуждысистемы (скрытые потери) [1].

В связи с ограниченными временными возможностями рациональной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) в настоящее время все большее внимание уделяют вопросам, связанным с рациональным и экологически безопасным использованием ПНГ. Разработано и опробовано в промышленном масштабе несколько технологических способов воздействия на продуктивные пласты с применением закачки углеводородного газа.

5. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ

Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин на нефтяных месторождениях являются следующие сооружения и объекты нефтепромыслов:

–устья скважин и прискважинные участки, где разлив нефти, пластовых и сточных вод происходит из-за нарушений герметичности устьевой арматуры, а также при проведении работ по освоению скважин, капитальному и профилактическому ремонту;

–трубопроводная система сбора и транспорта добытой жидкости из пласта и закачки сточных вод в нагнетательные скважины из-за неплотностей в оборудовании, промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводах;

–дожимные сборные пункты и резервуарные парки, где разлив добытой жидкости происходит при спуске из резервуаров сточных вод, загрязненных осадками парафиносмолистых отложений, переливах нефти через верх резервуаров;

96

– земляные амбары, шламонакопители и специальные площадки, в которые сбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений, представляющие отложения тяжелых фракций нефти, парафиносмолистых веществ и всевозможных примесей, насыщенных нефтью, нефтепродуктами и химреагентами, а также твердых минеральных примесей. В этих шламах может содержаться до 80–85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 70 % минеральных солей и до 5 % поверхностно-активных веществ [70].

Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды. При применении герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования можно все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено: большой протяженностью трубопроводной сети; невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов; невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие. В итоге объемы разлитой нефти могут превышать объем остальных загрязнений.

Трубопроводы необходимо проектировать с уклонами, обеспечивающими их опорожнение при остановке. Уклоны трубопроводов следует принимать не менее:

0,002 – для легкоподвижных жидких веществ и газообразных веществ по ходу среды;

0,003 – для газообразных веществ против хода среды;

0,005 – для кислот и щелочей.

Для трубопроводов с высоковязкими и застывающими веществами величины уклонов принимаются, исходя из конкретных свойств и особенностей веществ, протяженности трубопроводов и условий их прокладки (в пределах до 0,02).

Вобоснованныхслучаяхдопускаетсяпрокладкатрубопроводов

сменьшим уклоном или без уклона, но при этом должны быть предусмотренымероприятия, обеспечивающиеихопорожнение[53].

97

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти в значительной степени снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти

иводы герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.

Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотностей в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т.д.).

Основная причина аварий на водоводах в районах добычи нефти – коррозия металлов.

Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.

Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора и транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяется в общую систему.

При эксплуатации этих установок источниками загрязнения могут быть переливы и продукты, накапливающиеся в отстойной аппаратуре, в том числе резервуарах.

Остатки подготовки нефти (нефтяные шламы) значительно отличаются по физико-химическим свойствам от самой нефти

итребуют периодического удаления из аппаратуры, что осуществляется при чистке аппаратов и может сопровождаться загрязнением территории.

Для интенсификации процессов разрушения эмульсий на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) – деэмульгаторы.

98

Деэмульгаторы – химические реагенты с большой поверхностной активностью. Они могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование), термических (подогрев, промывка горячей водой), электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т. д.

Эти вещества – основное средство разрушения эмульсий и интенсификации любого способа разрушения эмульсий. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти, упростить технологический процесс, сократить время отстоя, осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.

При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и пропилена, оксиэтилированные амины, высшие жирные спирты и алкилфенолы.

Образующиеся сточные воды нефтепромыслов практически полностью используются или должны использоваться повторно в процессах нефтедобычи. Отрасль не относится к производству, технологические процессы которого обязательно должны приводить к загрязнению окружающей среды. Если и происходит загрязнение окружающей среды, то оно является результатом аварий, нарушения технологической дисциплины и невыполнения требований мер безопасности.

Нефтепромысловые сточные воды, в зависимости от химического состава, обладают различной агрессивностью по отношению к металлу, бетону и другим материалам. Основными коррозионными агентами сточной воды являются растворенные соли различного состава, кислород, сероводород и др. Скорость коррозии труб и оборудования изменяется в широких пределах. Стальные трубопроводы для сточных вод с высокой температурой (до 70 °С), содержащих более 100 мг/л сероводорода, выходят из строя через один-два года. Коррозия приводит к сквозным поражениям труб, причем наиболее интенсивному разрушению подвергаются сварные швы.

99

Содержание кислорода усиливает коррозионную агрессивность вод.

Ежегодный ущерб от коррозии в нефтяной промышленности составляет многие сотни миллионов рублей, плюс большая потеря металла и добычи нефти в результате аварий, а также загрязнение объектов окружающей среды. Разлитая пластовая вода засолоняет почву и приводит к гибели растительности, а утечка ее через обсадные колонны добывающих и нагнетательных скважин вызывает нежелательное загрязнение подземных водоносных горизонтов.

На большинстве нефтяных месторождений способы очистки и утилизации сточных вод на промыслах предусматривают выделение основной массы нефтепродуктов и твердых примесей, содержащихся в сточных водах, в резервуарах-отстойниках.

В зависимости от свойств сточных вод основными рекомендованными способами очистки служат механический, химический, физико-химический и биохимический.

Качество промысловых сточных вод различных нефтяных месторождений имеет чрезвычайно разнообразный характер, изменяется в широких пределах и зависит от геологической характеристики месторождения нефти, времени его разработки, технической оснащенности и метода очистки стоков на очистных сооружениях.

Основную массу сточных вод (до 85 %) нефтепромыслов составляют пластовые (добываемые с нефтью) воды. Количество пластовой воды, отделяемой от нефти, зависит от обводненности нефти в продуктивном пласте. На старых, давно разрабатываемых нефтепромыслах обводненность нефти может достигать 70–80 % и более.

От 2 до 10 % сточных вод нефтепромыслов составляют ливневые воды, которые в большинстве случаев состоят из пресных технических и дождевых вод. Эти воды загрязнены в основном нефтепродуктами и механическими примесями.

При закачке сточных вод в нефтяные пласты под высоким давлением они могут просачиваться в верхние пресноводные горизонты по затрубному пространству обсадных колонн из-за

100