Обустройство месторождений с высоковязкими и высокозастывающими нефтями

Основная проблема сбора и первичной обработки высоковязкой и высокозастывающей продукции состоит не столько в их высокой исходной вязкости в условиях устья скважин, сколько в их способности в десятки раз увеличивать её при остывании, часто весьма незначительном, вплоть до полного застывания, что делает невозможным её транспортирование по трубопроводам и ведёт к срыву технологического процесса.

Кроме того, высокая вязкость очень существенно осложняет сепарирование нефти от газа и отстой свободной воды.

К этому в условиях Крайнего Севера добавляется ещё и растопление вечной мерзлоты при подземной прокладке коммуникаций со всеми многочисленными отрицательными последствиями вплоть до разрыва трубопровода.

Поэтому, при обустройстве таких месторождений основная задача сводится, с одной стороны, к нагреву продукции до необходимой температуры и как можно более долгому удержанию этой температуры; с другой стороны, должны приниматься все возможные меры к понижению вязкости и температуры застывания нефти.

Нагрев продукции, как правило, осуществляется либо с помощью передвижных пароподогревающих установок (ППУ), либо с помощью различных печей. В резервуарных парках подогрев осуществляют в основном с помощью парового змеевика, проложенного по дну резервуара. Все виды подогревающего оборудования могут быть установлены при необходимости в любом месте системы сбора. Иногда используют совместную прокладку (под одним слоем теплоизоляции) нефтепровода и паропровода – так называемого «пароспутника», причём, паропровод может проходить и внутри нефтепровода. В опытном порядке иногда применяют электрические гибкие нагревательные элементы, наносимые на трубу под слоем изоляции. В резервуарных парках подогрев осуществляют с помощью парового змеевика, проложенного по дну резервуара.

Удержание достигнутой температуры максимально продолжительное время, как правило, осуществляют применяя теплоизоляцию трубопроводов, прокладывая их преимущественно подземным способом, хотя в связи с высокой трудоёмкостью работ по устройству траншей в вечномерзлотных грунтах и с учётом особенностей их поведения в условиях Крайнего Севера, всё чаще применяют надземную (эстакадную) прокладку промысловых трубопроводов.

В качестве теплоизоляционных материалов в настоящее время применяют: стекловату, битумокерамзит, битумоперлит, армопенобетон, асфальтокерамзитобетон, засыпку траншей торфом, опилками, а так же полиуретановые, полифенольные и полистирольные пенопласты. Будущее безусловно принадлежит пенопластам не только имеющим коэффициент теплопроводности менее 0,05 Вт/м^.К, но и позволяющим формировать тепловую защиту непосредственно на трубе.

Решающее значение при выборе теплоизоляционной конструкции имеет способ прокладки трубопровода.

При надземной прокладке применяют трудносгораемые полифенольные пенопласты. Подземные трубопроводы изолируют пенополиуретановыми или пенополистирольными покрытиями.

Основной недостаток пенопласта – большое водопоглощение – можно устранить пропитывая поверхностный слой теплозащиты водоотталкивающим составом, например, битумом или липкой поливинилхлоридной плёнкой (ПХВ) или плёнкой из экструдированного полиэтилена,

При надземной прокладке для усиления противопожарной безопасности поверх водоотталкивающей плёнки трубопровод на всю длину заключают в кожух из металлических листов, либо в кожух из специальной спиральной навивки «нокия», а так же, через каждые 10 – 12 км сооружают огнепреградительные перемычки из стеклохолста, так называемые брандмауэры.

Что касается способов понижения вязкости и температуры застывания, то используемый круг методов намного шире, хотя применяются они гораздо реже тепловых. Во – первых, это перекачка в газонасыщенном состоянии на предельно допустимое расстояние, вплоть до УКПН, т.к. лёгкие предельные углеводороды являются прекрасным природным растворителем высокозастывающего парафина. Во – вторых, разбавление продукции (чаще всего на ДНС) лёгкими нефтями, конденсатами или газовыми бензинами, если это не ведёт к выпадению осадка. В – третьих, передвижение продукции по системе сбора с максимально возможным перепадом давления, вызывающем разрушение структуры продукции, а, значит, снижающем её вязкость. В – четвёртых, добавка в продукцию специальных веществ, так называемых депрессаторов, способных существенно снижать вязкость и температуру застывания жидкости. В – пятых, разрушение структуры жидкости с помощью различных вибровоздействий на продукцию. Наконец, в – шестых, использование гидротранспорта; т.е.не только отделение воды лишь на УКПН, но даже её добавка в продукцию для замены трения нефть – стенка трубопровода на вода – стенка трубопровода, которое существенно ниже.

Описанные принципы обустройства подобных месторождений продемонстрированы на рис.4.

Продукция эксплуатационных скважин (1) месторождения «А» по выкидным линиям (2), проложенным подземно, подаётся на ГЗУ (4). Выкидные линии теплоизолированы пенополистиролом с битумной пропиткой поверхностного слоя (3). В результате, падение температуры на ГЗУ по сравнению с устьем скважин не превышает 5⁰С, что обеспечивает необходимую пропускную способность и отсутствие отложений на стенках выкидных линий. Расчеты показали, что при снижении вязкости продукции ~ на 30 % она может быть доставлена на ЦПС для подготовки без ДНС за счёт давления, развиваемого скважинными насосами. Поэтому, на протяжении сборного коллектора (5), проложенного подземно, предусмотрен подогрев продукции в печи (6) до необходимого снижения вязкости. В качестве теплоизоляции сборного коллектора выбрано более совершенное пенополиуретановое покрытие (9) с водоотталкивающим слоем на основе ПХВ.

Рис.4. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с высоковязкими и высокозастывающими нефтями.

При переходе через реку сборный коллектор проложен надводно по эстакаде (7). В этом случае в качестве теплоизоляции используется пенополифенольное покрытие с полиэтиленовым водоотталкивающим слоем, заключённым в металлический кожух (8). На ЦПС для сокращения времени сепарации продукция предварительно подогревается в теплообменнике (10) горячей сточной водой и лишь затем проходит три ступени сепарирования в сепараторах (11, 14. 15).

Все сепараторы в качестве теплоизоляции покрыты армопенобетоном. Теплоизолирована и линия подачи воды в теплообменник (10) – поток IV. Все остальные коммуникационные линии вследствии незначительности их протяженности теплоизолированы стекловатой с металлическим защитным кожухом (13). Разгазированная жидкость накапливается в сырьевых резервуарах (35) УКПН (16), так же теплоизолированных стекловатой с металлической облицовкой и паровым змеевиком, проложенным по днищу – поток V.

После достижения на УКПН необходимой кондиции нефть накапливается в резервуарах товарного парка УКПН (36), оборудованных аналогично сырьевым, а затем, по мере надобности откачивается в сырьевые резервуары (37) ГСМН (20), теплоизолированные аналогично предыдущим. Перед ГСМН подогревание товарной нефти осуществляется в печах (6). Товарная нефть потоком I направляется потребителю; её качество непрерывно контролируется на установке «Рубин» (17) и распределяется с помощью задвижек (18 и 19).

Сточная вода с УКПН, отдав своё тепло в теплообменнике (10), поступает на УКПВ (30), а затем на КНС (31) по водоводам низкого давления, проложенным подземно и не нуждающимся в теплоизоляции. Поскольку закачка остывшей воды для целей ППД на месторождении «А» может привести к резкому возрастанию вязкости нефти в пластовых условиях, на КНС предусмотрен подогрев воды в печах (6) до 90 – 98⁰С. Водоводы высокого давления (32), проложенные подземно и подводно, теплоизолированы вплоть до нагнетательных скважин (34) теплоизоляцией (33).

Подготовка газа на ЦПС организована по варианту, согласно которого газы последних ступеней сепарации поджимаются до необходимого давления КС (21, 22) и готовятся на УКПГ (23) совместно с газом первой ступени сепарации. Подготовленный газ поступает на ГСМГ (24) и потоком II направляется потребителю.

Продукция эксплуатационных скважин (1) месторождения «В» по выкидным линиям (2), проложенным подземно, подаётся на ГЗУ (4). На ней кроме замера дебита в продукцию непрерывно дозируется депрессатор (поток III). В результате снижения вязкости газожидкостная смесь после ГЗУ приобретает возможность без ДНС за счёт собственного давления транспортироваться до сборного коллектора (5) месторождения «А», куда и сбрасывается.

Небольшое месторождение «Б» обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которому первая ступень сепарации осуществляется непосредственно на месторождении в трёхфазном сепараторе (25). Отделённый газ под собственным давлением транспортируется по трубопроводу на УКПГ (23); отделившаяся вода забирается насосом (26) и без дополнительной подготовки сбрасывается в водяной коллектор подготовленной сточной воды с УКПВ (30) без существенного изменения её качества вследствии незначительных её количеств. Оставшаяся водо – нефтяная смесь после ДНС (27) сбрасывается в коллектор (5). Для снижения энергозатрат на транспортирование эта эмульсия подвергается непрерывному вибровоздействию с помощью вибратора (28), благодаря которому её вязкость существенно понижается.

Небольшое месторождение «Г» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы, но добываемая продукция, незначительная по объёму, содержит 70 – 72 % воды, что обеспечивает ей высокую вязкость, делающую её транспортирование практически невозможным. Поэтому, на специальном узле (29) в добываемую смесь дозируют 6 – 8 % сточной воды, приводящей к инверсии фаз, а значит, к резкому падению вязкости системы, получающей возможность самостоятельного транспортирования под собственным давлением в сборный коллектор (5). Поступления небольших объёмов сильно обводнённой продукции в данный коллектор не вызывает заметного возрастания вязкости смеси в трубопроводе. Для инверсии фаз используется подготовленная сточная вода после УКПВ (30).

Продукция небольшого месторождения «Д» практически безводна, но имеет такую высокую вязкость, что не смотря на основной вариант обустройства её транспортирование возможно только с помощью ДНС (27). Для снижения энергоёмкости перекачки (в сборный коллектор 5) из резервуара (37) в продукцию подмешивается газовый бензин с УКПГ.

2.5. Обустройство месторождений с повышенным содержанием сероводорода

Выделение систем сбора продукции скважин на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода в отдельную группу напрямую связано с вопросами защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и охраны окружающей среды.

Несмотря на колоссальную коррозионную активность сероводорода (особенно при наличии в продукции свободной воды) действующие нормативные документы, в частности ГОСТ 9965 – 76 не предусматривают каких бы то ни было ограничений по содержанию сероводорода в товарной нефти. В результате, потребителю сдаётся нефть, содержащая до 2000 и даже 3000 мг/л сероводорода при средней международной норме 60 – 70 мг/л. При попадании такой продукции в окружающую среду, утверждённая в России санитарная норма по содержанию сероводорода (20 мг/л) в приземной слое воздуха, многократно перекрывается.

Более того, при существующих на сегодня способах разработки месторождений с применением для целей ППД пресных вод, содержание сероводорода в продукции скважин, как правило, непрерывно увеличивается, что указывает на его биогенную природу. В результате, в старых нефтедобывающих регионах, например, в Волго – Уральской провинции, содержание сероводорода в системе сбора уже достигло 400 – 800 мг/л. Среди новых месторождений, вводящихся в эксплуатацию, доля залежей с повышенным содержанием сероводорода так же непрерывно увеличивается. На сегодняшний день в России находится в разработке порядка 400 месторождений, зараженных сероводородом.

Вторым компонентом, после сероводорода, по величине коррозионной активности является углекислый газ. Причём, их обоюдное присутствие в значительных количествах делает продукцию скважин особо коррозионно опасной.

Анализ всех существующих на сегодня отечественных и подавляющего большинства зарубежных средств механизированной добычи нефти показывает их полную непригодность для работы в условиях высокого содержания сероводорода и углекислого газа, а особенно, при высоких газовых факторах и значительных глубинах.

Таким образом, обустройство подобных месторождений должно опираться на фонтанный или газлифтный способ добычи нефти.

В связи с вышеизложенным, с одной стороны, при создании системы сбора на подобных месторождениях предпочтительна однотрубная лучевая схема (являющаяся разновидностью основного варианта унифицированной схемы), при которой продукция от каждого ГЗУ под собственным давлением поступает на ЦПС по отдельному трубопроводу, не смешиваясь с незараженным агрессивными компонентами сырьём, двигающимся по обычному сборному коллектору. Создавать для сероводородных нефтей сборный коллектор допускается только в виде исключения, да и то, число подключённых к нему ГЗУ не должно превышать трёх.

Разумеется, и подготовка нефтей, содержащих агрессивные компоненты, должна осуществляться на отдельной технологической линии.

С другой стороны, при недостатке давления для самостоятельного транспортирования продукции на ЦПС, предпочтительна двухтрубная лучевая схема, так же являющаяся разновидностью унифицированной схемы, но уже её дополнительного варианта. В этом случае, на первой ступени сепарации, расположенной на месторождении, кроме отделения газа обязательно осуществляют максимально возможный сброс основного балласта пластовой воды. Причём, все операции осуществляют при минимально возможной температуре. Разумеется, вся система сбора, подготовки и утилизации сточных вод должна быть полностью герметичной, причём, протяженность высоконапорных водоводов должна быть сведена к минимуму. Для уменьшения объёма зараженных вод сброс в них промливневых стоков запрещается. А утилизация подготовленной сточной воды разрешается только в соответствующие горизонты.

Кроме технологических особенностей обустройство месторождений с повышенным содержанием агрессивных компонентов немыслимо и без ряда технических мероприятий. К ним прежде всего относят применение ингибиторов коррозии различных типов, обеспечивающих защитный эффект на 80 – 90 %; покрытие антикоррозионными составами внутренних поверхностей трубопроводов и аппаратов и изготовление оборудования из коррозионно стойких марок стали или на неметаллической основе. Например, в России для перекачивания подобной продукции рекомендуются трубы из стали марки 20 юч или котельной стали марки 20.

Особо следует упомянуть о уровне автоматизации подобных объектов, обычно выполняемом в следующем объёме:

1. Автоматическая блокировка скважины по высокому и низкому давлениям в выкидном трубопроводе и затрубном пространстве;

2. Дистанционное управление клапанами – отсекателями со щита станции управления скважиной;

3. Контроль за положением клапанов – отсекателей;

4. Контроль за содержанием сероводорода в воздухе на устье скважины с сигнализацией о повышенной концентрации и передачей сигнала в блок управления замерной установки и диспетчерский пункт про

мысла;

5. Контроль за работой автоматизированной блочной установки по подаче ингибитора коррозии в скважину и выкидные трубопроводы;

6. Сигнализация аварийного отключения скважины на щит управления фонтанной арматурой, на замерную установку и диспетчерский пункт;

7. Сигнализация аварии блока подачи ингибитора коррозии на замерную установку и диспетчерский пункт.

Кроме того, может предусматриваться периодическая проверка стенок труб ультразвуковым толщиномером наряду со 100 % обязательным контролем сварных швов рентгеновской дефектоскопией. На сборном коллекторе автоматическая запорная арматура способна отсекать отдельные ГЗУ без нарушения работы остальной системы или отдельные участки коллектора и даже выкидных линий со сливом продукции либо в специальные герметичные подземные ёмкости, либо в передвижные бойлеры. На наиболее ответственных участках запорная арматура дублируется. Иногда дублируется и сам опасный участок трубопровода, например, при подземном переходе через водную преграду с тройной блокировкой по расходу, давлению и скорости продукции. При надводном переходе предпочтение отдаётся схеме «труба в трубе». Ну и, наконец, для целей ППД следует использовать воду с подавленной биологической активностью для недопущения повышения концентрации биогенного сероводорода в случае закачки пресных вод. Сточная вода, содержащая сероводород, должна закачиваться для целей ППД только в те же пласты, откуда была добыта. Все сбросы с клапанов и продувочных устройств, не говоря уже о аварийных выбросах, должны сжигаться на факелах, запитанных бессернистым газом.

Описанные принципы обустройства месторождений продемонстрированы на схеме, изображенной на рис.5.

Рис.5. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода

Крупное месторождение «А», на территории которого расположен ЦПС, эксплуатируется фонтанным методом и оборудовано по основному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого, продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на ГЗУ (3), откуда по отдельным лучевым трубопроводам (4) под собственным давлением движется на ЦПС, где после последовательной трёхступенчатой сепарации в сепараторах 5, 6 и 7 поступает на УКПН (8).

На каждой ГЗУ в продукцию непрерывно дозируется ингибитор коррозии – поток III. Подготовленная нефть накапливается в товарных резервуарах (9), откуда по мере надобности откачивается через автоматический анализатор качества (10) в сырьевые резервуары (13) ГСМН (14), а оттуда потоком I направляется потребителю. Задвижки (11 и 12) служат для возврата товарной нефти на УКПН в случае её несоответствия требованиям нормативных документов.

Газ первой ступени сепарации поступает непосредственно на УКПГ, совмещённую с ГСМГ (20), а затем потоком II потребителю. Газы сепарации второй и третьей ступени после поджатия в тех или иных устройствах (21 и 22) так же подаются на УКПГ.

Сточная вода с УКПН после подготовки на УКПВ (15) подаётся по водоводам низкого давления из неметаллических материалов (17) на КНС (16), расположенную непосредственно на месторождении «А», а оттуда по водоводам высокого давления (18), также выполненным из неметаллических материалов, в нагнетательные скважины (19).

Месторождение «Б» также разрабатываемое фонтанным способом, свою продукцию поставляет на ЦПС по отдельному протяженному трубопроводу, выполненному из специальных марок стали, т.е.месторождение «А» по отношению к месторождению «Б» обустроено по лучевому принципу, хотя на самом месторождении «Б» в следствии незначительности его размеров и отдалённости от ЦПС, продукция от трёх ГЗУ собирается в сборный

коллектор. На данном месторождении ингибитор коррозии дозируется специальным дозирующим устройством на

устье каждой скважины (поток III).

Месторождение «В», разрабатываемое газлифтным способом, свою продукцию поставляет на ЦПС по двум отдельным трубопроводам, т.е. принцип лучевидности сохраняется и в данном случае. Само месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы, согласно которого первая ступень сепарации осуществляется непосредственно на месторождении в сепараторе (5). Отделённый газ дожимается на КС (24) и направляется частично на УКПГ (21), а частично на газораспределительную станцию - ГРС(25) на которой распределяется (и поджимается в случае необходимости) между скважинами для организации газлифта.

Жидкая фаза с помощью ДНС (23) откачивается на ЦПС на вторую ступень сепарации. Подача ингибитора коррозии осуществляется в затрубное пространство каждой скважины с помощью групповой дозирующей установки ГДУ – ГДУ (26), соединённой с ингибиторной ёмкостью (27). При достаточно большом обводнении продукции в сепараторе (5) будет осуществляться предварительный сброс пластовых вод, которые без всякой подготовки после подачи в них ингибитора коррозии будут подаваться на сооруженную к этому времени КНС.

Лекция № 4

Поиск по сайту: