7.1 Методы борьбы с отложением парафина

При разработке месторождения Песчаный-море накоплен также разнообразный опыт борьбы с отложениями парафина в подъемных и выкидных линиях фонтанных скважин.

Предупреждение отложения парафина и очистка от него подъемных труб, выкидных линий и нефтепроводов – одна из важнейших задач работников промыслов при освоении скважин. Как показала практика, на морских месторождениях борьба с парафином в фонтанных и газлифтных скважинах не представляет особых затруднений. В этих случаях методы де-парафинизации не отличаются от соответствующих методов, применяемых на суше, так как температура воздуха не сказывает заметного влияния на запарафинирование оборудования в скважине.

Наиболее универсальный метод очистки труб – применение скребков, в основном автоматического действия, которые позволяют очищать трубы без участия оператора.

Первые такие автоматические депарафинизационные уста^:новки были смонтированы на фонтанных скв. 25 и 34 расположенных на отдельных основаниях. В настоящее время автоматические депарафинизационные установки (АДУ) действуют на многих фонтанных и газлифтных скважинах морских промыслов. На месторождении Песчаный-море парафин начинает откладываться в зависимости от забойного давления примерно с глубины 600 – 800 м (от устья скважины) в основном в скважинах с забойным давлением ниже давления насыщения. При подъеме насосно-компрессорных труб было установлено, что наибольшее количество парафина откладывается на глубине 300 – 500 м от устья, ниже отложения парафина уменьшаются.

Для безаварийной работы скважин скребки спускают через 70 час в зависимости от характера работы скважин. В отдельные скважины – через 12 – 24 ч. Глубина спуска скребков колеблется в пределах 300 – 500 м от устья скважины.

При кустовом расположении скважин целесообразно в морских условиях очищать подъемные трубы централизованно. В настоящее время проходит промышленные испытания групповая автоматическая установка (ГАДУ) для депарафинизации подъемных труб четырех скважин, расположенных в отдельном кусте.

Предотвратить отложение парафина в нефтепроводах, особенно проложенных по дну моря, очень сложно. Выпадение парафина в выкидных линиях наблюдается по опыту морской добычи нефти в Каспморнефтегазпроме в различные времена года, даже летом.

В НГДУ им. А. П. Серебровского сбор и транспортирование нефти и газа осуществляются по закрытой (напорной) системе. Нефть вместе с газом из отдельных скважин транспортируется к групповым замерным установкам (ГЗУ), откуда нефть попадает на нефтесборный пункт (НСП), а газ – на газораспределительную станцию (ГРС). Диаметр выкидных линий всех скважин от устья до ГЗУ равен 100 мм, нефтяных коллекторов от ГЗУ до НСП – 150 мм. Проложены они по дну моря.

Для выявления наиболее эффективных и надежных методов борьбы с отложениями парафина были изучены ряд скважин месторождения Песчаный-море и характер парафинизации их выкидных линий.

Прежде всего, был выявлен общий характер парафинизации выкидных линий при совместном транспортировании нефти и газа. В начальный период разработки месторождения выкидные линии прокладывали по дну моря от скважин, расположенных на отдельных морских основаниях, до острова, где их подключали к ГЗУ.

Специфические условия подводных трубопроводов не позволяли применять методы борьбы с отложением парафина, используемые на суше. Существующие механические скребки не были приспособлены для морских условий. Пропаривание выкидных линий при постоянном охлаждении их морской водой результатов не дало.

Начиная от скважины, отложения возрастают, достигая максимума, а затем уменьшаются. Исследования показывают, что отложений парафина нет в выкидных линиях скважин, работающих со значительной пульсацией устьевого давления.

Проскальзывание газа в движущийся поток продукции скважины в значительных объемах создало условия для интенсивного смыва отложений парафина, начиная с устья скважины до групповой замерной установки.

Содержание парафина в скважинах было одинаковым и составляло 22 – 24 %. Однако в выкидной линии скв. 41 совершенно не было отложений парафина, а скв. 34 периодически интенсивно забивалась парафином при одинаковой протяженности трубопроводов (5500 – 6000 м). Одним из факторов, влияющих на интенсивность отложения парафина при движении его по трубам, является скорость течения жидкости по трубопроводу. Об этом свидетельствует опыт эксплуатации скв, 41, а также скв. 22 и 120, работающих с пульсациями. При изменении устьевых давлений в этих скважинах на 1,47 МПа давление в выкидной линии колебалось в пределах 2,45 – 3,63 МПа. Период колебания устьевых давления и давления на линии составляет 2 – 15 мин.

В результате колебаний движущиеся по трубопроводу компоненты газожидкостной смеси чередуются. При падении давления из скважины в линию поступала жидкость, а при возрастании давления в выкидную линию прорывался газ. Такое чередование, а следовательно, и изменение скорости движения струи обусловливает отсутствие парафина в выкидных линиях скв. 22, 41, 120. Основываясь на этом, на промысле стали практиковать подключение выкидных линий фонтанных скважин с пульсирующим потоком продукции к выкидным линиям скважин с постоянным устьевым давлением. Внедрение редукционного клапана, автоматически создающего перепад давления на устье скважины, позволило свести до минимума отложения парафина в морских трубопроводах. Кроме того, было исследовано действие растворителя на образец парафинистой пробы. В качестве растворителя использовали легкую, застывающую при низкой температуре нефть (конденсат) из скв. 9 с плотностью 767 кг/м³, с потенциальным содержанием бензина − 46,5 %.

Была предложена и осуществлена система сбора нефти в условиях морского месторождения, при которой все скважины куста присоединяются к общему сборному коллектору через групповые замерные установки. При этом нефтепроводная линия соответствующего диаметра располагается непосредственно на эстакаде, на которой предусмотрены консольные элементы для монтажа трубопроводов.

Внедрению новой системы сбора нефти способствовало широкое распрос-транение кустового способа бурения.

При кустовом расположении скважин система сбора стала компактной, индивидуальные выкидные линии имеют незначительную Протяженность и располагаются только на площадке от скважины до групповой замерной установки. Новая система позволила обеспечить все скважины индивидуаль-ными замерами дебита воды, нефти, газа.

С внедрением новой системы сбора нефти, совершенно не подверженной воздействию штормовой волны, открылись широкие перспективы для внедрения комплексной автоматизации и диспетчеризации нефтепромыслового хозяйства. Благодаря компактности расположения оборудования повышается надежность автоматических систем.

Топливный газ для привода компрессора и нагревателя-деэмульсатора берут от газовой линии первой ступени, он проходит дополнительную очистку в газовом скруббере. При использовании газа для приборов КИП и автоматики он может быть отобран также из этого скруббера. Отделившиеся конденсат и влагу из скрубберов направляют в нагреватель-деэмульсатор и из скруббера – в товарный резервуар.

При недостаточной глубине осушки газа на первой ступени после скруббера может быть предусмотрена осушка газа с использованием гликоля.

Нефть в нагревателе-деэмульсаторе только обезвоживают. Обессоливание нефти можно вести с использованием электродегидраторов. При этом для подогрева нефти могут быть использованы печи. В условиях морских платформ более рационально для подготовки нефти применять электростатические дегидраторы, которые по производительности до 40 % выше, чем широко применяемые электродегидраторы.

Сточные воды, сбрасываемые из нагревателя-деэмульсатора, поступают в закрытую нефтеловушку, и далее их закачивают в продуктивный пласт. Если необходима более глубокая подготовка сточных вод, обычно применяют флотационную очистку воды. В качестве флотоагента рекомендуется применять газ.

Аварийный сброс продукции скважин с предохранительных клапанов выкидных линий, а также сброс с газа при аварийной остановке компрессора осуществляют через скруббер на факел. Жидкость, отделившуюся в этом скруббере, направляют в емкость сброса стоков.

Подготовку газа к транспортированию по магистральному трубопро-воду с использованием многоступенчатой сепарации нефти и газа ведут в четыре ступени, при этом давления на ступенях выбирают из расчета максимального увеличения выхода нефти при соответствующем снижении содержания компонентов С Н₈ – C₅H ₂ в газе. Газ отбирают со всех ступе­ ней сепарации. Для компримирования установлены компрессоры, которые увеличивают давление газа второй, третьей и последней ступеней до давле-ния первой ступени сепарации и закачивают в газовую линию первой сту-пени. Промежуточные (межступенчатые) компрессоры имеют две ступени сжатия, при этом первая ступень приема газа из сепаратора рассчитана на небольшое избыточное давление, чтобы обеспечить минимальную упругость паров нефти, поступающей в нефтепровод. Газ третьей и второй ступеней сепарации охлаждается в холодильниках.

Основная угроза безопасной работы всего технологического комплекса может быть вызвана внезапной или постепенной утечкой углеводородов. Поэтому при компоновке технологических схем оборудованием необходимо исключить все дефекты, которые могут вызвать утечку углеводородов. Для этого следует иметь: оборудование и системы, полностью предотвращающие утечки или переполнения аппарата; оборудование по сбору разлитой нефти и рассеянию высвобожденных газов; средства по предотвращению воспламенения высвободившихся углеводородов; возможность остановить технологический процесс в случае пожара и устранить нежелательные дефекты, которые могут вызвать утечку углеводородов из оборудования, находящегося за пределами аварийной площадки.

Такие аварийные ситуации могут быть предотвращены или сведены к минимуму при использовании совершенных конструкций инструмента и оборудования, безопасных приемов труда и высокой профессиональной подготовки обслуживающего персонала. Для обеспечения надежной работы технологического оборудования при проектировании морских платформ необходимо учитывать основные положения.

1. Основным критерием выбора технологического оборудования должна быть возможность обеспечения безопасной работы и привязки его на высоком техническом уровне. Площадки под оборудование различного назначения необходимо выбирать из расчета наибольшего спрямления технологического по- тока, чтобы упростить прокладку меж площадочных трубопроводов.

2. Для предотвращения или сведения к минимуму возможных последствий, связанных с аварией оборудования.

Системы, обеспечивающие безопасную работу его, должны иметь два уровня защиты. Уровни защиты должны быть независимыми друг от друга с использованием разных функциональных элементов.

3. Каждый отдельный вид оборудования должен быть обеспечен надежны-ми средствами безопасности, исходя из наиболее неблагоприятных условий его работы.

Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации морских месторождений в большинстве случаев аналогичны способам, применяемым на месторождениях суши, однако техническое исполнение их на морских месторождениях во многом зависит от принятых конкретных схем обвязки устьев скважин, систем сбора и транспортирования нефти. Все они, как правило, сводятся к применению ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений, использованию футерованных труб, применению скребков и других известных способов, обеспечивающих повышение надежности эксплуатации оборудования.

Большая роль в повышении надежности и безопасности ведения работ по добыче нефти и газа на морских месторождениях возлагается на комплексную автоматизацию, телемеханизацию и автоматизированные системы управления технологическими процессами, способствующие значительному сокращению водолазных и подводно-технических работ при обслуживании объектов добычи. Наряду с этим основными направлениями деятельности ведущих зарубежных фирм в области безопасности труда являются такие, как разработка и осуществление мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий на объектах бурения и добычи в море, обеспечение безопасности водолазных работ, разработка контрольно-измерительных систем обеспечения безопасности, разработка средств спасения персонала, работающего на морских установках и др.

Одним из наиболее важных вопросов, решаемых при освоении морских месторождений, является разработка и внедрение эффективных технических средств и методов, предотвращающих загрязнение морской среды.

Наряду с совершенствованием существующих и разработкой новых конструкций противовыбросовых устройств особое внимание зарубежными фирмами уделяется разработке средств и систем локализации и ликвидации нефтяного загрязнения моря.

Одним из способов локализации распространения разливов нефти на морской поверхности является установка боковых заграждений вокруг буровых и эксплуатационных платформ, способных обеспечить предотвращение разливов нефти при высоте волн до 3,5 – 4 м. Для сбора разлитой нефти с поверхности воды существуют различные устройства. Наиболее эффективным является механический сбор и удаление нефти с поверхности воды специальными судами – нефтесборщиками. В то же время определенный интерес для ликвидации нефтяного загрязнения с поверхности моря представляет применение нефтепоглощающих материалов (сорбентов), а также химических и биологических препаратов.

ЛЕКЦИЯ 8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (проект) строительства. На основании утвержденного в установленном порядке ТЭО (проекта) строительства разрабатывается рабочая документация.

Для технически и экологически сложных объектов и при особых природных условиях, к которым относятся и морские сооружения, по решению заказчика (инвестора) или заключению государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с разработкой рабочей документации и осуществлением строительства могут выполняться дополнительные детальные проработки проектных решений по отдельным объектам, разделам и вопросам.

Разработка проектной документации осуществляется при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта, на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство или иных предпроектных материалов договора, задания на проектирование и материалов инженерных изысканий.

Проект на строительство сооружений морского трубопровода состоит из следующих разделов:

• Общая пояснительная записка.

• Генеральный план и транспорт.

• Технологические решения.

• Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.

• Архитектурно-строительные решения.

• Инженерное оборудование, сети и системы.

• Организация строительства.

• Охрана окружающей среды.

• Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

• Сметная документация.

• Эффективность инвестиций.

Рабочий проект разрабатывается в сокращенном объеме и составе, определяемом в зависимости от вида строительства и функционального назначения объекта, применительно к составу и содержанию проекта.

В состав рабочего проекта включается рабочая документация.

В процессе строительства и последующей эксплуатации морские трубопроводы подвергаются воздействию различных групп факторов.

Основные из них, подлежащие учету при проектировании:

• ветровые воздействия;

• волновые воздействия;

• приливы;

• течения;

• ледовые условия;

• сейсмические воздействия;

• геологические опасности;

• грунтовые условия;

•особенности влияния течений на трубопровод в траншее. Перечисленные факторы подлежат детальному изучению и анализу в ходе проектирования.

Для управления проектами морских трубопроводов широко при­меняется геоинформационные системы (ГИС).