книги / Осложнения в нефтедобыче

роконичес^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-

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

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-

25000

s 20000

О

3

^ 15000

л

ec

о

“10000

*

ST

го

0

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).