автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях

Совместное российско-вьетнамское предприятие СП "ВЬЕТСОВПЕТРО"

На правах рукописи

Бадиков Фанис Идрисович

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ТРУБОПРОВОДОВ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ (на примере месторождений СРВ)

УДК 622.692.4(204.1):620.197

Специальность 05.15.13 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор А.Г.Гумеров

Москва - 1999 г.

СОДЕРЖАНИЕ

С.

ВВЕДЕНИЕ.............................................................................. 5

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ................ 18

1.1. Технологические системы обустройства и эксплуатации................ 18

1.2. Осложнения, возникающие при эксплуатации трубопроводов.......... 23

1.2.1. Конструктивные особенности трубопроводов............................ 23

1.2.2. Физико-химические свойства транспортируемых сред. Окружающая среда............................................................. 26

1.2.3. Основные осложнения при эксплуатации трубопроводов............. 31

1.3. Методы контроля параметров эксплуатации трубопроводов............ 34

1.3.1. Методы и средства контроля тепловых и гидродинамических процессов......................................................................... 34

1.3.2. Методы и средства контроля коррозионной ситуации.................. 36

1.4. Выводы по разделу................................................................ 40

2. КОНТРОЛЬ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕЙ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УЛУЧШЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ........................ 42

2.1. Лабораторные исследования реологических свойств нефтей............ 43

2.2. Исследование методов воздействия на реологические свойства

нефтей............................................................................... 47

2.2.1. Применение депрессаторов................................................... 47

2.2.2. Влияние вибрационной обработки на реологические

свойства нефти.................................................................. 54

2.2.3. Внедрение полученных результатов........................................ 63

2.3. Выводы по разделу................................................................ 65

3. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ АСФАЛБТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ В РАБОЧЕМ

СОСТОЯНИИ........................................................................ 66

3.1. Эксплуатация нефтепроводов, транспортирующих парафинистые нефти................................................................................. 66

3.2. Экспериментальные исследования формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности нефтепроводов.................................................... 78

3.3. Оценка режима течения нефти и состояния внутренней

полости трубопровода............................................................ 84

3.4. Методы снижения интенсивности запарафинивания внутренней поверхности нефтепроводов, проложенных в море........................ 93

3.4.1. Применение ингибиторов парафиноотложений......................... 93

3.4.2. Исследование физических методов воздействия на структуры асфальтосмолопарафиновых отложений на стенках трубопроводов.................................................................. 98

3.4.3. Применение растворителей для удаления мягких отложений........ 99

3.5. Выводы по разделу...............................................................103

4. СИСТЕМА КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА ТРУБОПРОВОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ............... 105

4.1. Причины коррозии трубопроводов и оборудования системы поддержания пластового давления.......................................... 105

4.2. Защита трубопроводов и оборудования системы поддержания пластового давления от коррозии........................................... 113

4.2.1. Подготовка воды для системы поддержания

пластового давления..........................................................113

4.3. Оценка коррозионной ситуации в системе сбора, подготовки

и транспорта нефти на месторождении.................................... 117

4.4. Выбор методов защиты подводных трубопроводов от коррозии..... 121

4.4.1. Химический метод защиты трубопроводов от коррозионных повреждений................................................................... 122

4.4.2. Технологический метод защиты трубопроводов системы

транспорта дегазированной нефти месторождения "Белый

Тигр"............................................................................. 129

4.5. Разработка и внедрение системы коррозионного мониторинга....... 139

4.6. Выводы по разделу...............................................................146

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.............................................................147

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................ 150

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В последнее время значительно увеличиваются объемы добычи нефти на шельфовых месторождениях. Так на шельфах СРВ совместное предприятие "Вьетсовпетро" разрабатывает два крупных месторождения "Белый Тигр" и "Дракон", на которых ежегодно добывается до 13 млн. т нефти. Эксплуатация всех систем на таких месторождениях требует особого подхода для обеспечения нормальных условий работы и предупреждения аварийных ситуаций. В частности, эксплуатация промысловых подводных трубопроводов сопряжена с серьезными осложнениями ввиду перекачки продукции скважин вблизи температур их застывания. Кроме того, в трубопроводах поддержания пластового давления, по которым проводится закачка морской воды, особенно интенсивно протекают коррозионные процессы. Накопленный опыт по диагностированию таких осложнений и методам борьбы с ними на магистральных и промысловых нефтепроводах на суше не может быть непосредственно перенесен на подводные трубопроводы шельфовых месторождений ввиду их конструктивных особенностей и специфических условий перекачки. Все это требует адаптации известных и разработки специальных методов контроля процессов в подводных трубопроводах, диагностирования возможных осложнений по доступной информации и организации технологических мероприятий по борьбе с ними. Эти проблемы могут быть решены путем создания мониторинга, включающего в себя систему постоянного контроля за эксплуатацией действующих подводных трубопроводов, позволяющую диагностировать возможные осложнения, и систему поддержания параметров трубопроводов в рабочем диапазоне.

Целью данной диссертационной работы является создание системы мониторинга морских подводных трубопроводов на основе оценки и регулирования фактического состояния внутренней поверхности труб и реальных характеристик перекачиваемых сред для поддержания пропускной способности действующих нефтепроводов.

Основные задачи исследования.

1. Определение основных видов и причин осложнений при эксплуатации подводных трубопроводов.

2. Разработка методов улучшения реологических характеристик нефтей и системы их контроля.

3. Разработка методов диагностирования степени запарафинивания и способов снижения интенсивности образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) для поддержания основных параметров эксплуатации трубопроводов в рабочем диапазоне.

4. Разработка способов контроля коррозионных процессов и методов защиты.

5. Создание системы мониторинга трубопроводов шельфовых месторождений СРВ.

На защиту выносятся теоретические обобщения и практические рекомендации по разработке системы мониторинга морских подводных трубопроводов и, как составные части этой системы, метод улучшения реологических характеристик высокопарафинистой нефти с применением депрессато-ров и вибровоздействий, конструкция виброструйного электромагнитного перемешивателя, метод диагностирования асфальтосмолопарафиновых отложений и поддержания основных параметров эксплуатации в заданном диапазоне, методы борьбы с коррозией подводных трубопроводов.

Научная новизна результатов, полученных в работе.

1. На основе известных методов контроля реологических параметров в процессе перекачки нефти подобран комбинированный метод воздействия на нефть с целью улучшения ее реологических характеристик, заключающийся в применении депрессатора и виброобработки.

2. На основе постановки и решения обратной задачи введен диагностический параметр, который позволяет оценивать степень запарафинивания трубопровода по измерению перепада давления, температуры и производительности перекачки в начале и в конце трубопровода.

3. Разработана концепция системы контроля коррозионных процессов в подводных трубопроводах и выбора наиболее эффективного варианта защиты в зависимости от оперативной информации о параметрах коррозии.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Создана организационно-техническая система мониторинга подводных трубопроводов, позволяющая выбирать методы борьбы с осложнениями, наиболее эффективные для складывающейся на месторождении ситуации.

Па основе материалов диссертации разработаны технологические регламенты эксплуатации подводных нефтепроводов месторождений "Белый Тигр" и "Дракон".

Использование технологических регламентов защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, регламента химической обработки воды при закачке ее в систему поддержания пластового давления позволило получить экономический эффект в размере 4131,91 тыс. долларов США в 1998 году.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались:

- на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа, 26-27 марта 1997 г.);

- на научном семинаре "Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте" (г. Уфа, 9-10 сентября 1997 г.);

- на Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 21-24 апреля 1998 г.);

- на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (г. Уфа, 30 ноября - 1 декабря 1998 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 18 работ.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, четырех разделов, выводов и списка литературы, включающего 145 наименований. Она содержит 164 страницы машинописного текста, включая 25 рисунков, 30 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение содержит обоснование актуальности, цель и основные задачи исследований, основные положения, выносимые на защиту, характеристики научной новизны, практической ценности и апробации научных результатов.

В первом разделе рассмотрены особенности эксплуатации подводных трубопроводов шельфовых месторождений на примере месторождений "Белый Тигр" и "Дракон", расположенных на континентальном шельфе СРВ. Специфичным для данных месторождений является то, что весь технологический цикл от добычи продукции скважин, ее сбора, подготовки и отгрузки товарной нефти потребителям осуществляется на морских стационарных платформах (МСП) и установках беспричального налива (УБН), расположенных на расстоянии 120-150 км от берега.

Объекты обустройства месторождений связаны между собой подводными трубопроводами, к конструктивным особенностям которых можно отнести следующее. Трубопроводы не имеют тепловой изоляции, уложены на морское дно без заглубления, не имеют камер пуска-приема очистных устройств и диагностических приборов, имеют малые радиусы отводов, соединяющих вертикальные и горизонтальные участки, построены из труб разного диаметра, что исключает использование указанных устройств и приборов в будущем. Трубопроводы имеют завышенные, по отношению к расчетным, диаметры, что является причиной низких (до 0,25 м/сек) скоростей движения нефти и создает возможность выделения воды в свободную фазу. На подводных участках не установлено измерительной аппаратуры и датчиков, позволяющих контролировать параметры перекачки продукции скважин.

С другой стороны, перекачиваемая по трубопроводам нефть и вода системы поддержания пластового давления также имеют свои особенности, которые, в сочетании с конструктивными особенностями трубопроводов, приводят к значительным осложнениям в процессе эксплуатации.

Отличительной особенностью добываемых нефтей является высокое содержание парафина (от 14,1 до 27,0%), что является причиной высокой температуры застывания (от 29 до 35°С). Температура насыщения нефти парафином изменяется от 55 до 61 °С. Возможность появления осложнений при перекачке нефтей по трубопроводам связана и с температурными условиями их эксплуатации. На тепловые и гидравлические параметры перекачки пара-финистой нефти по нетеплоизолированным подводным трубопроводам большое влияние оказывают температура воды, окружающей трубопровод, и скорость течения. Минимальная температура морской воды на ниже температуры застывания нефти. Вследствие интенсивного теплообмена температура на внутренней поверхности стенки трубопровода близка к температуре морской воды. У стенки происходит быстрое охлаждение потока до температуры ниже температуры насыщения нефти парафином, создаются условия для появления кристаллической фазы и формирования асфальтосмоло-парафиновых отложений, уменьшающих проходное сечение трубопровода. При температурах ниже 40°С происходит массовая кристаллизация парафина с образованием прочной структуры, что грозит "замораживанием" трубопровода при остановке перекачки.

Для системы поддержания пластового давления (1111Д) на месторождении "Белый Тигр" используется морская вода, содержащая до 6,8 мг/л растворенного кислорода и сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) в количестве 10 кл/мл. Несмотря на предварительную химическую обработку закачиваемой в пласт морской воды, на месторождении развиваются процессы микробиологического заражения и сульфатредукции, что приводит к внутренней коррозии оборудования и трубопроводов.

Попадание СВБ в трубопроводы и технологическое оборудование происходит при проведении гидравлических испытаний, для которых используется морская вода, не прошедшая микробиологической подготовки. Закачка в пласт морской воды приводит к повышению обводненности добываемой нефти, что при выделении воды в свободную фазу вызывает внутреннюю коррозию трубопроводов.

Исследования по определению коррозионного разрушения оборудования и трубопроводов на месторождении показали, что средняя скорость внутренней коррозии трубопроводов достигает 0,7-1,0 мм/год, танков УБН -1,3-1,5 мм/год.

Таким образом, основными осложнениями при эксплуатации морских подводных трубопроводов являются внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования, сульфатредукция, высокие перепады давления и образование на внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений разного типа. Коррозионный износ и сульфатредукция приводят к кратному сокращению срока службы скважин, трубопроводов и технологического оборудования. Накопление АСПО приводит к уменьшению рабочего диаметра, снижению пропускной способности, а, в отдельных случаях, и к остановкам нефтепровода.

Приводятся известные методы борьбы с указанными осложнениями и показано, что ни один из отдельно взятых методов не может решить возникающие проблемы. На основе проведенного анализа обосновывается необходимость разработки системы мониторинга трубопроводов, которая должна содержать комплекс организационно-технических мероприятий, методических и программных средств, позволяющих выбирать наиболее приемлемые для складывающейся на месторождении ситуации из разработанных и научно обоснованных решений.

Приведенный в разделе анализ особенностей эксплуатации подводных трубопроводов шельфовых месторождений позволил сформулировать основные задачи исследования.

Во втором разделе приведены результаты лабораторных исследований реологических свойств парафинистых нефтей и методов улучшения гидродинамических условий эксплуатации трубопроводов. Реологические исследования выполнялись по известным методикам на компьютеризованной установке "Rotovisco" RY-20 с программным обеспечением Software Rotation Version 3.0. Зависимости начального напряжения сдвига от времени, позволяющие определить предельную прочность структуры нефти, получены на лабораторном трубопроводном стенде "Pipeline Restart Simulator Oilfield Production Analysts" с программным обеспечением "Windmill software Ltd.".

Результаты проведенных исследований показывают, что в области ньютоновского поведения добываемые нефти имеют невысокую вязкость. При температуре 50°С динамическая вязкость нефтей нижнего миоцена месторождения "Белый Тигр" составляет 6,8-И4,8 мПа-с, нижнего олигоцена -3,5-f4,6 мПа-с, фундамента - 3-^5 мПа-с. Нефти нижнего миоцена месторождения "Дракон" имеют вязкость от 13,3^-15,6 мПа-с до 61,6-^73,8 мПа-с, фундамента - 5,5-^9,2 мПа-с.

Показано, что в диапазоне рабочих температур трубопроводов реологические свойства нефтей изменяются. С уменьшением температуры резко увеличивается вязкости вплоть до появлении у нефтей неньютоновских свойств, что приводит к большим потерям давления при их перекачке. В состоянии покоя при температуре 22°С в нефтях за одни сутки образуется структура с прочностью 350-690 Па. Это делает невозможным повторный пуск трубопровода после остановки, так как необходим пусковой градиент