ВВЕДЕНИЕ
В соответствии с Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. трубопроводы систем поддержания пластового давления (ГШД) и сбора скважин-ной продукции относятся к опасным производственным объектам. Опыт эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии разработки показывает, что одним из негативных факторов, существенно снижающих промышленную безопасность этих объектов, является отложение на внутренней поверхности труб неорганических солей и механических примесей. Оно наблюдается как при добыче и транспортировке нефти и газа, так и при их дальнейшей подготовке.
Мероприятия, направленные на устранение или снижение пагубного воздействия этого фактора, как правило, малоэффективны, не решают проблему в целом, а также требуют значительных материально-технических затрат. В результате имеют место удорожание добычи нефти и нарушение экологического равновесия в окружающей среде.
Несмотря на повышенный интерес ученых к данной проблеме, до настоящего времени не найдено ее приемлемого решения, так как наиболее пристальное внимание обращается на вопросы совершенствования уже существующих достижений, а не на поиск инновационных альтернатив.
Выходом из сложившегося положения может служить разработка новых принципов, способов и средств, позволяющих более рационально и эффективно предотвращать указанные осложнения.
В диссертации исследуется возможность повышения безопасности и ресурса промыслового оборудования путем удаления из флюидов механических примесей и уменьшения солеотложения, достигаемых воздействием на промысловые жидкости магнитным полем, которое создается техническими устройствами принципиально новой конструкции.
6 Цель работы
Разработка и техническая реализация новых принципов, позволяющих посредством воздействия магнитного поля на промысловые жидкости существенно интенсифицировать удаление из них механических примесей и снижение солеотложения на металле, повышая тем самым промышленную безопасность и ресурс добывающих скважин и трубопроводов.
В диссертации решались следующие задачи:
1. Оценка агрессивности промысловых сред ряда месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжского региона, а также анализ статистических данных по аварийности трубопроводов, масштабам, особенностям и последствиям их разрушения.
2. Исследование влияния состава и свойств натурных сред, состава и концентрации механических примесей, а также особенностей структуры сформированных ими отложений на характер коррозии металла внутренней поверхности труб.
3. Обоснование целесообразности применения магнитной обработки промысловых жидкостей с целью коагуляции и последующего удаления ферромагнитных частиц механических примесей, а также разработка соответствующего технического устройства и его внедрение в нефтегазовой отрасли.
4. Определение режимов магнитной обработки скважинной продукции, при которых достигается значительный эффект снижения солеотложения на металле.
5. Разработка устройства для магнитной обработки промысловых жидкостей, расчет его параметров и внедрение на нефтяном и газовом месторождениях с целью снижения интенсивности солеотложения.
Научная новизна
1. Установлено, что основным фактором, негативно влияющим на промышленную безопасность трубопроводов из стали 20 месторождений Урало-Поволжского региона, является вызываемая механическими примесями локальная коррозия металла, поскольку при наличии в промысловых средах не
1
2+
менее 250 г/л ионов СГ, Са , Mg , К"1", Na+, не более 20 и ОД мг/л сероводорода и кислорода соответственно скорость общей коррозии не превышает значений, регламентируемых ГОСТ 9.908-90 (сталь стойкая). Показано, что стойкость стали 20 к общей коррозии обеспечивается экранирующим эффектом, проявляемым образующейся на поверхности фазовой пленкой хлорида натрия.
2. Для случая движущихся в расслоенном режиме промысловых сред с минерализацией не более 30 мг/л и содержанием менее 0,5 мг/л сероводорода (условия месторождений Западной Сибири) получен критерий концентрации механических примесей (Смп < 58,5 мг/л), позволяющий проводить диагностику вида коррозии металла и ее интенсивности без вскрытия трубопровода и, тем самым, определять превентивные меры по повышению его промышленной безопасности.
3. Предложен принцип повышения эффективности очистки промысловых сред от компонентов, вызывающих локальную коррозию металла труб и забивание призабойной зоны пласта, заключающийся в коагуляции ферромагнитных частиц механических примесей на поверхности постоянных магнитов.
4. Показано, что в нефтяных и газовых скважинах существенное снижение (в 1,8-1,9 раза) количества сульфатных и хлоридных отложений наблюдается при непродолжительном (не более 0,5 с) воздействии на продукцию постоянного магнитного поля напряженностью не менее 40 кА/м.
Практическая ценность
1. С целью повышения эффективности существующих методов удаления механических примесей из промысловых флюидов разработано и внедрено в ООО «Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Уфанефть» устройство для коагуляции ферромагнитных частиц механических примесей (Пат. № 32485, Б.И. № 26, 2003), позволившее в случае фильтров тонкой очистки уве- личить среднее значение коэффициента фильтрации на 19,0 %.
2. Разработана и внедрена в газопромысловом управлении (ГПУ) ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Инжиниринговая компания (ИК) «Инкомп-Нефть» методика «Оценка эффективности воздействия магнитного поля на образование отложений хлористого натрия». Методика используется в ООО
«Оренбурггазпром» и ООО «ИК «Инкомп-Нефть» при проведении исследований влияния магнитного поля на солеотложение в промысловом оборудовании.
3. Разработано и внедрено в ООО «НГДУ «Арланнефть» и ГПУ ООО «Оренбурггазпром» устройство для магнитной обработки промысловой жидкости, снижающее интенсивность солеотложения в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Его установка в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арланнефть» позволила увеличить ее межочистной период в среднем в 2 раза.
Апробация работы и публикация результатов
Основные результаты работы доложены и обсуждались на производственных совещаниях ОАО «Белкамнефть» (Ижевск, 2001, 2002); 1-й научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001); Международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ИжГТУ (Ижевск, 2002); 53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2002); Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 2002); IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003).
По результатам работы опубликовано 12 трудов: 7 статей и 4 тезиса докладов; получен 1 патент РФ.
Объем и структура диссертации
Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и приложений. Объем диссертации 176 с. машинописного текста; приводятся 32 таблицы, 69 иллюстраций, 14 приложений. Список литературы содержит 118 наименований.
9
1 УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1 Ватьеганское и Южно-Ягунское месторождения (Западная Сибирь)
На Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях в эксплуатации находится около 1800 км трубопроводов различного назначения и диаметра: 35,7 % - нефтесборные трубопроводы; 14,0 % - напорные нефтепроводы от дожимных насосных станций (ДНС) до магистрального нефтепровода; 6,1 % - внутриплощадочные нефтепроводы; 38,5 % и 5,7 % - высоконапорные и низконапорные водоводы соответственно. Более 49,0 % всех трубопроводов эксплуатируется свыше 10 лет.
Одним из важнейших факторов снижения надежности нефтепромысловых трубопроводов является воздействие на металл их внутренней поверхности перекачиваемых жидкостей, содержащих коррозионно-активные компоненты.
По трубопроводам системы нефтесбора Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений транспортируется продукция следующих основных продуктивных пластов: ABi/2, AB8, АВ3 (Вартовский свод, Ачсимовская свита), БВЬ ЮВ] (меловая и юрская системы, Вартовский свод); БСю/ь БСю/?, БСц/ь БСц/2 (меловая система, Сургутский свод) и K)Ci (юрская система, Сургутский свод). Средняя глубина залегания пластов на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях составляет 1935-2831 и 2340-2870 м соответственно. Наибольшей продуктивностью обладают пласты ABi/2, БСю/2 и БСц/2 (рис. 1.1). Все пласты за исключением ЮВЬ EBj и ЮС( имеют обводненность более 60 % (рис. 1.2).
10
87.9
38,3
5,1
3,2
4,1
1.7
1.8
2.7 3.7
0,20,7
АВ1/2 БС10/2 БС11/2 БС10/1 БВ1 ЮС1 АБ8/1 БС11/1 ЮВ1 АВЗ
Продуктивные пласты ¦ Нефть ШЗ Жидкость
Рис. 1.1. Отношение дебитов пластов к общему объему добычи
80-70-60-
о4-
jf 50-
о О
§ 304
ю
О
20-' 10-'
о-
/ 1 ¦| | 1 1 1 1 Н 71,67 ..лва— --- 70,73 70,32
!¦ - '; 1 1 1 65,1 3
1 1 1 ¦ 1 1 1 1 1 57,1
~ ., в 1 1 1 1 1 ЯП
_ ИМ' к, 1 1 1 1 1 1 1 ¦¦¦¦ Г ! !; I 1 1 1 ЛЯ 1 1 1 1 1 1 1 1 I j -.- ¦.; I • ' : ¦В
/ 1
2089 15,42
: -f
БС11/1 БС11/2 АВ1/2 АВЗ БС10/2 БС10/1 АВ8/2 БВ1 ЮС1 ЮВ1
Продуктивные пласты Рис. 1.2. Средняя обводненность жидкости
В последнее десятилетие на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 1.3). На Ватьеганском месторождении она увеличилась в среднем на 50 %, на Южно-Ягунском - на 30 %, достигнув на обоих месторождениях около 74 %.
11
1991
1993
1995 1997 годы
1999
2001
-АВ1/2 -БС10/2
-АВ8 -БС11/1
-БВ1 --¦--БС10/1
-БС11/2 --¦— ЮС1
Рис. 1.3. Обводненность пластов
С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод возрастает с 19,31 (БС10/2) и 19,39 г/л (АВ3) до 23,42 (ЮС,) и 27,16 г/л (ЮВ,). Степень минерализации этих вод определяют хлорид-ионы (табл. 1.1).
Таблица 1.1 Средняя концентрация компонентов в пластовых водах
Пласт Химический состав, мг/л Минерализация, мг/л
СГ SO42* НСОз" Caz+ Mg2+ Na++K+
АВ,/2 12309,30 11,45 218,39 837,27 93,23 7210,60 20692,38
БВ, 12390,24 7,98 390,70 899,97 66,54 7292,10 21072,24
АВ8 13642,71 6,26 447,37 1439,86 159,16 7353,84 23056,70
АВ3 12153,12 12,67 176,63 855,72 80,23 7081,60 19397,71
ЮВ, 15865,30 13,40 567,30 742,62 88,48 9870,25 27163,54
БСю/i 11915,33 10,91 810,97 533,55 76,37 7567,29 20930,36
БСю/2 11021,39 9,56 700,84 432,00 63,45 7068,83 19311.21
БСц/i 12084,94 6,52 996,83 468,58 76,15 7842,07 21484,07
БСц/2 11038,59 8,45 741,21 427,08 62,31 7108,04 19397,71
ЮС, 13307,18 25.50 861,47 290,36 63,83 8856,7 23418,33
-1
12
В составе вод пластов БСю/i, БСю/2, БСц/i и БСц/2 присутствуют ионы кальция в количестве 427-534 мг/л. Концентрация ионов магния в водах этих пластов более чем в шесть раз ниже (62-76 мг/л). В водах пласта ЮС) содержание Са2+ составляет 200-300 мг/л. Сравнение концентраций сульфат- и хлорид-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта fOCi существенно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БСю/ь БСю/2, БСц/ч и БСц/2 содержание SO4 2" не превышает 11 мг/л, то в водах K)Ci оно достигает 26 мг/л. Воды всех пластов содержат большое количество бикарбонат-ионов (741-997 мг/л). Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворенного в водах углекислого газа, поскольку поступление ионов НСО3" в раствор происходит вследствие диссоциации угольной кислоты. Трудно усмотреть какую-либо закономерность в изменении среднегодовой концентрации НСО3" в сточной воде, поступавшей на блочные кустовые насосные станции (БКНС) системы ППД Южно-Ягунского месторождения последние десять лет (рис. 1.4). На некоторых БКНС отмечено снижение концентрации НСО3", в то время как на других наблюдается ее рост.
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
годы
Рис. 1.4. Концентрации бикарбонат-ионов в сточной воде Южно-Ягунского месторождения
13
Поскольку промысловые данные о содержании углекислого газа в средах системы нефтесбора отсутствуют, проведем его теоретический расчет. В соответствии с законом Генри
(1.1) (1.2) (1.3)
Ран = 0>
*со2 = ™СОг ¦ Рраб , Ссо =2,44-l06-Nco -PpaJK,
где PCOi - парциальное давление углекислого газа в газовой фазе, МПа; Сса - концентрация углекислого газа в водной фазе, мг/л; tVCOi - объемная доля углекислого газа в нефтяном газе, д.ед.;
Рраб. - рабочее давление, МПа;
К - константа равновесия Генри, МПа.
Зависимость К от температуры приведена в табл. 1.2.
Таблица 1.2 Зависимость константы равновесия от температуры (Р < 1 МПа) [ 1 ]
Температура, °С Константа равновесия, МПа
20 141
30 184
40 231
50 280
В условиях, характерных для системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения (давление - ~ 1 МПа, температура - плюс 30 °С, объемная концентрация СО2 в газе - 0,005 д. ед.), расчетная концентрация углекислого газа в водной фазе равна 66 мг/л.
Таким образом, концентрация углекислого газа в системе ППД составляет примерно 15-20 % его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Известно [2, 3], что скорость углекислотной коррозии металла и количество растворенного в жидкости ССЬ пропорциональны его парци-
14
альному давлению. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии в системе ППД составляет от 25 до 30 % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора.
Рост концентрации СО2, а, следовательно, и НСОз" увеличивает коррозионную агрессивность добываемой жидкости. Это, в первую очередь, должно отразиться на работоспособности оборудования системы нефтесбора.
В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается от 0,1 до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность, так как, согласно [4], вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается к воде, не содержащей сероводород.
В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 14 мг/л ионов SO42", что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.
Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) обнаружены во всей технологической цепи добычи, подготовки и транспортировки нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Юж-но-Ягунского месторождений составляет 105-106 клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температуры 35-40 °С, присутствие углеводородокис-ляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. 1.3) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи с чем сульфатре-дукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.
15 Таблица 1.3
Параметры пластов Ватьеганского месторождения
Пласт Газовый фактор, м3/м* Плотность, г/см3 Вязкость нефти, МПас Температура пласта, °С Давление насыщения, МПа
нефти воды газа
ABi/2 40 0,860 1,013 0,628 2,47 64 8,4
АВ3 40 0,860 1,013 0,628 2,47 64 8,4
АВ8/2 43 0,844 1,014 0,677 2,90 71 8,0
БВ, 33 0,863 1,013 0,692 2,07 73 7,6
ЮВ( 78 0,833 1,019 0,819 1,75 90 9,9
С увеличением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. 1.5) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфатредукции.
25000
0
1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000
годы • всего —¦—пресная —±—сточная —X—сеноман
Рис. 1.5. Объем закачки воды на Ватьеганском месторождении
С увеличением обводненности, содержания СОг (а, следовательно, и НСОз") и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД.
16
С 1991 по 2001 гг. на нефтепроводах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений произошло 455 порывов, а на водоводах с 1997 по 2001 гг. -71 порыв. В период с 1995 по 2001 гг. отмечено резкое увеличение удельной аварийности как на нефтепроводах, так и на водоводах. В 2001 г. в динамике аварийности трубопроводов Ватьеганского месторождения, а в 1999 г. - Южно-Ягунского наблюдался незначительный спад (рис. 1.6, 1.7).
0,3- __-__-• ^^-,—-* ^^ ^* Е —- ^^ ^--^
0,25- ^^ —---_
1 1 0,2-8- ч S 2 0,15- ]\ \ 1 ^^ ^^
Удельная шт., о Ъ Р ll Г
il / ^^^^^^^^ 19
0- *? «СГ^-^^-^^ 1993 -?*Z^*^ 1995
з | ^---' 1997
X О 0. J ^г 1999
— 03 о о 5 з 2001 годы о ^
if X h с б 9 i г водово;
Рис. 1.6. Ватьеганское месторождение
0,16
1997
998
годы
Рис. 1.7. Южно-Ягунское месторождение
17
Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов (табл. 1.4) по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Имеет место усиление коррозии за счет возникновения и функционирования макрогальванопар «металл трубы - отложения».
Таблица 1.4 Средние значения удельной аварийности трубопроводов
Назначение трубопровода Удельная аварийность по месторождению, шт./год-км
Ватьеганское Южно-Ягунское
нефтесборные 0,070 0,074
напорные нефтепроводы 0,020 0,026
низконапорные водоводы 0,060 0,084
высоконапорные водоводы 0,010 0,017
Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Так, затраты на ликвидацию одной аварии на трубопроводах системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения составляют в среднем 25 тыс. руб. (в ценах 2002 г.), а количество разлившейся нефти достигает 5 т. Общий ущерб от аварий в период с 1995 по 2001 г.г. превысил 1,5 млн. руб. Ликвидация одной аварии на нефтепроводе Ватьеганского месторождения обходится в среднем в 60-70 тыс. руб. При этом разливается от 0,11 до 0,5 т нефти. Общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001 г.г. составили 10,3 млн. руб.
Для Ватьеганского месторождения наибольшими являются затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах диаметром 219 и 325 мм и водоводах диаметром 114 и 426 мм. Максимальные потери нефти (жидкости) происхо- |
