Анализ и совершенствование системы сбора нефти и газа на Убинском месторождении

   При перекачке газожидкостной смеси  с использованием многофазных насосов  технологическая схема ДНС значительно  упрощается. Практически она состоит  из насосных блоков, приемного и  выходного коллекторов. Транспорт газожидкостной смеси многофазными насосами с ДНС Убинской будет в этом случае осуществляться  по существующему нефтепроводу на ТХУ г. Урая. При дальнейшем повышении обводненности скважин в условиях проектируемого форсированного (на отдельных участках)  отбора и вывода скважин из консервации, применение многофазных насосов, исключающее использование УПСВ, будет нерациональным, значительные объемы пластовой воды будут транспортироваться на расстояние свыше 70 км. Это приведет к дополнительным затратам на электроэнергию и коррозионную защиту.

   -  по существующей сейчас схеме  обустройства, но с транспортом   газа  давлением первой ступени  сепарации  на Ловинскую компрессорную  станцию,  далее на проектируемую  АГРС г. Урая. Повышение давления  первой ступени сепарации приведет к повышению устьевых давлений и снижению дебитов скважин. 

     Защита нефтесборов и напорных  нефтепроводов на месторождении  будет вестись согласно целевой  программе по борьбе с коррозией  и повышению надежности нефтепромысловых  трубопроводов с использованием опыта борьбы с коррозией в Шаимском районе.

   Так же, как и для системы ППД, одним  из основных способов защиты системы  нефтесбора от коррозии  является ингибирование. С сентября 1982 и в течение 1983 года производилась промышленная закачка “Виско-938” для защиты нефтесборных коллекторов Толумского месторождения. Реагент технологически эффективен, однако из-за больших эксплуатационных расходов на ингибитор и дозировочную установку и малого срока применения экономического эффекта не получено.    На Толумском месторождении также велась закачка “Коррексита-7755” до 1990 года. С 1991 года применялся отечественный ингибитор СНПХ-6301, который по своим защитным свойствам не уступал импортным реагентам.  В настоящее время по данной технологии обрабатывается 146 км трубопроводов, общий расход реагента составляет 157 т в год.

   Ввиду наличия большого количества напорных трубопроводов, работающих в недозагруженных  режимах, остро стоит проблема их защиты. Особое место в ряду таких  нефтепроводов занимает напорный нефтепровод диаметром 530 мм, протяженностью 142 км, ЦПС Ловинка - ТХУ, по которому транспортируется продукция всех месторождений. Трубопровод эксплуатируется как в режиме недогрузки, так и в режиме, близком к эксплуатационному, поэтому на пониженных участках возможно отделение попутно добываемой воды, что приводит к локальной коррозии. Для решения задачи защиты данного трубопровода совместно с ВНПО “Сибнефть” в 1992 году было рекомендовано проводить гелеингибиторные обработки, которые позволяют удалить из трубопроводов водные скопления и защитить трубу  ингибитором коррозии.

   Гелеингибиторные  обработки проводились 3 раза в год  с 1993 года, но  из-за отсутствия необходимых  составляющих (ПАА, сульфанола) в 1996 году обработки не проводились. Для защиты других напорных нефтепроводов с 1996 года применяется ингибитор коррозии РОККОР С403, который закачивается по технологии постоянного дозирования. Защитой охвачено 545 км, но эффективность не определена из-за малого времени применения.

   Кроме традиционно применяемых  методов защиты оборудования от коррозии - ингибирования, на двух кустах Западно-Толумского месторождения  применялись  магнитные камеры, которые путем воздействия магнитного поля на транспортируемую продукцию (ее коррозионно-опасные компоненты), должны были снизить аварийность. В дальнейшем от магнитных камер отказались, так как аварийность  не только не снизилась, а увеличилась.

   В 1984 году совместно с Уральским  политехническим  институтом на нефтепроводах  испытывались образцы труб с металлонаполненными покрытиями, которые находились в среде около двух лет. После визуального осмотра состояние образцов было хорошее, однако из-за отсутствия финансирования работы были прекращены.

   В 1989 году, а затем  в 1995 году в системе  нефтесбора использовали гибкие полимерные трубы, которые хорошо себя зарекомендовали.

   Для борьбы с коррозией системы сбора  могут быть использованы разработки Научно-производственного центра ОАО  “РИТЭК”. На базе перспективных технологий в Российской Федерации разработаны  высокодисперсные материалы “Вахсид” и сорбент “Сорбограф”, которые обладают совокупностью свойств, выдвигающих их в число  наиболее перспективных и экологически чистых материалов. Эти материалы обладают гидрофобными, кислотоотталкивающими, огнезащитными и противогрибковыми свойствами. Кроме того, их применение позволяет резко замедлить процессы коррозии металлов, снизить гидродинамическое сопротивление пористых пород при протекании через них углеводородов, а также способствует разделению прямых и обратных водомасляных эмульсий. Материалы и основные способы их применения защищены патентами Российской Федерации, на них имеются технические условия и технологические рекомендации по применению. Они представляют собой химически инертные порошки с низкой насыпной плотностью и не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

   На  основе материала “Вахсид” созданы  защитные покрытия, повышающие жизнестойкость нефтегазовых комплексов в 4-5 раз.

   Так опытная обработка двух километров внутренней поверхности трубопровода в системе оборотного водоснабжения в г. Приозерске (Джезказганской области Казахстана)позволила без ремонтов проводить эксплуатацию обработанного участка в течении 4-х лет, в то время как необработанный участок  (контрольный) за 1 год подвергался 17 раз восстановлению методом электросварки мест, в которых происходил разрыв трубы из-за сквозной коррозии. Кроме того, через год пришлось заменить 60 % прокорродированных труб. Покрытие производилось методом закачки в трубопровод расчетного количества  гидрофобного порошка “Вахсид” в органическом растворителе и в виде “пробки” 3-х кратно прогонялось под давлением воздуха по всей трассе.

   В целях защиты от коррозии нефтепроводов  и других объектов нефтегазовых предприятий  разработаны “Технологические рекомендации по нанесению антикоррозионного защитного покрытия на металлическую поверхность”. Технология включает  последовательное нанесение двух видов лакокрасочных материалов. Первый представляет собой смесь расширенного графита “Сорбограф” и материала  “Вахсид”. В качестве связующего могут использоваться  каменноугольный лак, жидкое стекло, акриловый и эпоксидный лаки. Второй вид  представляет собой смесь наполнителя “Вахсид” и связующего, например, АК-113 в ацетоне или другом летучем органическом растворителе. Для набора необходимой толщины покрытия  (0.6-0.8 мм) количество слоев составляет от 3 до 6 в зависимости от пневматического или безвоздушного способа напыления.    

6. ОСНОВНЫЕ ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ 

   Нефть является легковоспламеняющимся горючим  веществом. Особенно опасны её пары и попутный газ, поступающий совместно с нефтью.

   Поскольку температура вспышки нефти ниже 45^оС (28^оС), то характеристика производств оценивается как взрывоопасная.

   Пары  нефти взрывоопасны при 1% объемного  содержания в воздухе, так как предел её взрываемости 1-15% объемных.

   Кроме того, пары нефти и газа, находящиеся  в воздухе, содержание которых выше установленной санитарной нормы 300 мг/л, могут вызвать отравление, а  длительное воздействие нефти на кожу вызывает заболевание кожи – дерматит.

   Наиболее  опасными местами являются:

   А) подземные канализационные емкости

   Б) насосные блоки

   В) площадка газосепараторов

   Основные  причины приводящие к аварии:

   А) повышение давления выше допустимых норм в результате нарушения технологий или отключение электроэнергии (нарушение герметичности, взрыв, пожар);

   Б) неисправность взрывозащищенного  оборудования ( взрыв, пожар);

   В) неисправность заземления, молниезащиты (опасность взрыва, пожар);

   Г) загазованность на открытых площадках (опасность отправления, взрыва, пожара);

   Установка ДНС-УПСВ – Убинка снабжена пожарной насосной, двумя резервуарами с технической водой, 7-ми пожарными гидрантами, сигнализацией оповещения при возможном возгорании. Насосные внешнего тр-та, внутренней перекачки, БПНС – связаны с пожаронасосной сухотрубами для подачи пенного раствора и пеногенераторами ГПС-600. Все резервуары оборудованы пеногенераторами ГПСС-2000,ГПСС-600. В работе постоянно находится водовод на циркуляции, который связан с резервуарами на кольца орошения резервуаров ,для их охлаждения. По территории выведены пожарные краны ПК-12 штук по секторам, для возможности подключения и подачи пенного раствора.

   Система пожаротушения пожарной насосной автоматическая, пульт управления выведен в операторное  помещение. При возникновении пожара какого-либо объекта звуковой и световой сигнал поступает в операторную, оператор производит включение с пульта управления необходимых агрегатов и по направлениям распределяет поток пенного раствора на объекты, где произошло возгорание.

   Основной задачей обслуживающего персонала является соблюдение технологического режима работы установки, согласно норм. Персонал, обслуживающий установку обязан знать схему и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры и средств КИПиА. 

   Заключение 

1. На Убинском месторождении реализована напорная герметизированная система с раздельным сбором и транспортом  безводной и обводненной нефти с осуществлением первой ступени сепарации на дожимных насосных станциях и дальнейшей сепарации на Шаимском ЦПС.
2. Целесообразно применение многофазных насосов, которые позволят при минимальных затратах  электроэнергии перекачивать стопроцентные жидкость, газ и газожидкостные смеси любой концентрации.
3. Возможен транспорт  газа  давлением первой ступени сепарации на Ловинскую компрессорную станцию,  далее на проектируемую АГРС г. Урая.
4. Защита нефтесборов и напорных нефтепроводов на месторождении будет вестись согласно целевой программе по борьбе с коррозией и повышению надежности нефтепромысловых трубопроводов с использованием опыта борьбы с коррозией в Шаимском районе.
5. Для борьбы с коррозией системы сбора могут быть использованы разработки Научно-производственного центра ОАО “РИТЭК”.

 Список литературы 

   1. Проект разработки Убинского месторождения, СибНИИНП 1999 г.

   2. Дополнение к проекту разработки Убинского месторождения, СибНИИНП 2004 г.

   3. Технологический регламент установки предварительного сброса воды ЦДНГ-8 Убинского месторождения

   4. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды», Лутошкин Г.С., М., Недра 1974г.