2.5 Схема сбора продукции добывающих скважин

Архангельское месторождение находится в поздней стадии разработки, средняя обводненность продукции скважин составляет 97,3 %. Месторождение обладает развитой нефтепромысловой инфраструктурой по сбору, транспорту, подготовке нефти и закачке агента для поддержания пластового давления: обустроенные кусты, ГЗУ, система нефтесборных трубопроводов, установка подготовки нефти, система водоводов и кустовая насосная станция.

На месторождении в соответствии с технологической схемой разработки внедрен механизированный способ добычи нефти. По состоянию на 01.01.2013 года фонд добывающих скважин составляет 35 ед., из них 34 -в работе, 1-остановлена.

На месторождении реализована напорная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа. Продукция нефтяных скважин по выкидным линиям под давлением, развиваемым глубинными насосами, поступает на пять групповых замерных установок типа «Спутник АМ-40», откуда под давлением 0,7-3,2 МПа - в нефтесборные трубопроводы. Схема нефтесбора приведена на рисунке 2.3.

По нефтесборным трубопроводам продукция Архангельского месторождения транспортируется на установку подготовки нефти, технологическая схема которой приведена на рисунке 2.4.

Поступающая на УПН жидкость, пройдя депульсатор, подается в блок автоматической сепарации БАС-2 для сепарации газа и предварительного сброса воды. Затем нефть направляется на вторую ступень сепарации и обезвоживания в аппарат БАС-1, из которого частично обезвоженная нефть поступает в буферную емкость ОГ-200П. Из буферной емкости нефть сырьевыми насосами ЦНС 60-66 прокачивается через подогреватель ПП-1,6, нагревается до 40-50оС и поступает в отстойник ОГ-200 для глубокого обезвоживания и в электродегидратор ЭД-80 для обессоливания.

Обессоленная (до 20-50 мг/л) и обезвоженная (до 0,03%-0,1% масс.) нефть, пройдя теплообменник и горячую ступень сепарации при давлении 0,05 МПа в КСУ, направляется в резервуары товарной нефти РВС-2000. Товарная нефть насосами внешней откачки ЦНС 105-441 подается в напорный нефтепровод «Архангельское - Малая Пурга».

Газ высокого давления (Р=0,25 МПа) из аппаратов БАС-1,2 через газоосушитель НГСП-0,6-1600 поступает на подогреватели ПП-1,6 в качестве топлива для подогрева нефти. Его избыток, а также газ низкого давления (Р=0,05 МПа) из буферной емкости ОГ-200П, отстойников ОГЖФ №1,2 и предохранительных клапанов сбрасывается на факельную свечу для сжигания.

Отделившаяся в БАС-2, БАС-1 и ОГ-200 пластовая вода поступает на I ступень очистки в два параллельно работающих отстойника с гидрофобным фильтром ОГЖФ-1,2 (V=100 м3) , а затем - на II ступень в РВС-2000. Содержание нефтепродуктов на выходе из ОГЖФ составляет 400-700 мг/л (в среднем 560 мг/л), на выходе с РВС - 70-200 мг/л (в среднем 120 мг/л).

Система подготовка нефти на УПН позволяет получить продукцию, соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858-2002 с качеством не хуже 3 группы по степени подготовки.

Для предотвращения образования стойких водонефтяных эмульсий в систему нефтесбора подается деэмульгатор в районе ГЗУ-5.

Для предупреждения коррозии нефтепромыслового оборудования в системы сбора и ППД подается ингибитор коррозии Сонкор-9701.

Таким образом, существующая система сбора и подготовки нефти Архангельского месторождения выполнена в соответствии с требованиями к системам сбора и подготовки продукции скважин и обеспечивает своей производительностью и пропускной способностью максимальную проектную добычу нефти, жидкости и газа, но не обеспечивает качество подготовки подтоварной воды.

Рисунок 2.3 Схема сбора нефти Архангельского месторождения

Рисунок 2.4 Технологическая схема УПН "Архангельская"

19

69

2.6 Перспектива развития наземной инфраструктуры

Производственная мощность УПН по приему жидкости, по подготовке и утилизации воды, по откачке жидкости на УПН приведена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 Производственная мощность УПН «Архангельское»

Существующих мощностей УПН достаточно для приема проектных объемов жидкости.

Добыча нефти, жидкости и существующая производственная мощность УПН «Архангельское» приведены на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 Добыча нефти, жидкости и производственная мощность УПН «Архангельское»

Для оценки пропускной способности существующих нефтесборных сетей на максимальные проектные объемы добычи жидкости в ПК «Pipesim» проведены гидравлические расчеты системы трубопроводов. Гидравлическая модель нефтесборных трубопроводов в ПК «Pipesim» приведена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 Гидравлическая модель нефтесборных трубопроводов

Результаты гидравлического расчета показаны в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора

Максимальные проектные объемы добычи жидкости отличаются от фактических (по состоянию на 01.01.2013 г.) на 501 м³/сут, поэтому увеличение давления на устьях добывающих скважин несущественно. Результаты расчета показывают, что существующие нефтесборные сети пропустят перспективные объемы жидкости. Максимальные давления на дальних кустах составят 3,4 МПа, при этом увеличение давления (ДР ) на ряде скважин ожидается всего на 0,1-0,2 МПа.

Таким образом, пропускной способности системы нефтесборных трубопроводов достаточно для транспортировки жидкости на прием УПН «Архангельская».

2.7 Анализ технологического состояния нефтесборных трубопроводов

На состояние построенных нефтесборных трубопроводов влияют сроки службы с момента их ввода в эксплуатацию. Длительная эксплуатация снижает прочностные характеристики трубной стали, происходит постоянное уменьшение толщины стенок труб из-за коррозии, проявляется усталостное разрушение труб. В таблице 2.6 дана раскладка нефтесборных трубопроводов по срокам эксплуатации Архангельского месторождения.

По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые:

-до трех лет - новые;

-до десяти лет - средней продолжительности;

-более десяти лет- старые.

Следуя данной классификации, из таблицы видно, что 65 % протяженности действующей системы нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94).

Таблица 2.6 Сроки эксплуатации и протяженность нефтесборных трубопроводов Архангельского месторождения

В системе сбора и транспорта нефти Архангельского месторождения не реализована внутренняя защита трубопроводов. С учетом, значительных сроков эксплуатации трубопроводов, высокой обводненности перекачиваемой продукции и, следовательно, значительной степени агрессивности перекачиваемой среды, существующая система нефтесбора требует обследования трубопроводов с целью выявления коррозионно-опасных участков и при необходимости замены аварийных участков нефтесборов.

В разделе 2 приведены географическое расположение Архангельского месторождения , геолого-физические характеристики разрабатываемых пластов, физико-химические свойства добываемой продукции (нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа).

Описана существующая схема сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции.

Проведен анализ пропускной способности нефтесборных трубопроводов и технологического оборудования УПН «Архангельская».

Анализ технологического состояния системы нефтесборных трубопроводов выявил высокую степень выработки ресурсов трубопроводов согласно нормативных документов.

Отсутствие противокоррозионных покрытий и долгий срок эксплуатаций приводят к значительному росту аварийных ситуаций.

Необходимо разработать ряд мероприятий, направленных на повышение надежности эксплуатации системы нефтесборных трубопроводов.

3. Нововведение

ВАРИАНТ 1

Развитие по нулевому варианту не предполагает вовлечение инвестиций на реконструкцию системы трубопроводов. При этом, в связи с увеличением порывности предприятие несет экономические потери за счет снижения добычи нефти и роста эксплуатационных затрат на увеличение дозировки ингибиторов коррозии.

Вариант 2

По варианту № 2 предполагается проведение реконструкции системы нефтесборных трубопроводов в требуемых объемах . За 7 лет парк трубопроводов меняется на гибкие полимерно-металлические трубы, расчетный срок эксплуатации которых достигает 50 лет. За счет этого сокращается количество порывов и снижается дозировка подаваемых ингибиторов коррозии.

В разделе 4 приведены расчеты требуемых объемов реконструкции системы нефтесборных трубопроводов.

Предложены два варианта развития инфраструктуры.

5. Автоматизация

Создание и внедрение устройств для автоматических измерений параметров коррозионных процессов позволит контролировать процессы коррозии во время эксплуатации оборудования, внедрить методы защиты от коррозии воздействием на среду, дозированием ингибиторов коррозии, автоматически регулировать параметры электрохимической защиты и др.

Для выработки управляющих воздействий и дальнейшего совершенствования технического обслуживания и ремонта составлена структурная схема автоматизированной системы управления (АСУ) надежностью трубопроводов (рисунок 6.1), включающая следующие подсистемы:

1) ТО и Р - система, планирующая, контролирующая и производящая техническое обслуживание и ремонт. На выходе этой системы имеем вектор управляющих воздействий u, включающий вид, объем, сроки и периодичность ремонтов;

2) Кинетика КС трубопровода - объект управления системы. На входы поступает управляющий случайный вектор возмущений f, вызванный изменением агрессивности среды и транспортируемого газа. На выходе имеем вектор КС - х.

3) Снаряд - дефектоскоп типа «Ультраскан» фирмы Pipetronics - ультразвуковой прибор, регистрирующий локальные дефекты, в виде сканов. На выходе имеем вектор ур, содержащий информацию в виде сканов.

4) База данных локальных дефектов - содержит распознанные дефекты и их параметры, включающие длину, ширину, высоту и месторасположение по длине трубопровода. Имеет два выходных вектора: уд1 - дефекты внутри стенки типа водородных и сероводородных растрескиваний и расслоений; уд2 - дефекты внешней и внутренней поверхности трубопровода типа язв, питтингов и общей коррозии.

Рисунок 6.1 Структурная схема автоматизированными системами управления трубопроводами

Снаряд-дефектоскоп и база данных локальных дефектов образуют модуль внутритрубной инспекции - современный метод диагностики, активно используемый на ОГКМ.

Блоки 5, 6 являются одноуровневыми, но решают разные задачи.

5) Блок локальной диагностики - определяет потенциально-опасные дефекты, требующие вырезки. На его вход подается уд1. Работы в этом направлении также ведутся в лаборатории «Надежность» ОГУ.

6) Программный комплекс содержит три основных модуля: идентификацию, прогнозирование и эффективность функционирования потенциальноопасных участков. На его вход подается уд2. В основу ПК положена методика и результаты, полученные в ходе данного исследования.

На выходе блоков 5, 6 имеем вектора хк1 и хк2 с соответствующей информацией о потенциально-опасных дефектах и участках. В сумматорах 7, 8 эта информация сопоставляется с эталонными значениями, полученными из нормативно-технической документации - ш1, ш2 и на выходе снимаются вектора ц1, ц2, позволяющие корректировать организацию, содержание и стратегию обслуживания и ремонта в блоке ТО и Р.

Построенная система замкнута, т.к. блоки 3, 4, 5 образуют канал отрицательной обратной связи, поэтому является более совершенной, чем существующая. Предлагаемая АСУ надежностью ТП работает не в режиме реального времени, а периодически после проведения ВТИ и при необходимости идентификации и прогнозирования КС ТП.

В разделе 5 приведено описание автоматической диагностики состояния системы нефтесборных трубопроводов.

Внедренная система диагонстирования позволит увеличить срок эксплуатации трубопроводов за счет своевременного выявления коррозионных процессов.

6. Технико-экономическое обоснование проекта

Сравнение экономических показателей по предлагаемым вариантам реконструкции проведено на основании потерь нефти, повышения затрат на подачу ингибиторов коррозии, ликвидацию разливов нефти при порывах по варианту 1 и стоимости строительства гибких полимерно-металлических труб взамен существующих стальных по варианту 2.

Стоимость ГПМТ с учетом ПИР, МТР, СМР приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Стоимость ГПМТ

При реконструкции системы нефтесборов стальные металлические трубопроводы будут меняться на полимерно-металлические аналогичного типоразмера. Суммарные капитальные затраты на реконструкцию составляют 112 млн. руб.

На рисунке 6.1 приведена динамика денежных потоков по сравнению с вариантом 1 (отказ от реконструкции нефтесборных трубопроводов).

Рисунок 6.1 Динамика денежных потоков по варианту 2

Таблица 6.2 Экономическая эффективность реализации варианта 2

Таким образом, с экономической точки зрения наиболее целесообразна реализация варианта 2 (реконструкция нефтесборных трубопроводов).

К реализации рекомендуется вариант 2, как более экономически эффективный по сравнению с базовым вариантом. Срок окупаемости реконструкции системы нефтесборных трубопроводов составляет 7 лет, при этом NPV составляет 27,7 млн. руб.

7.Безопасность и экологичность проекта

7.1 Обеспечение безопасности работ при строительстве трубопроводов

При монтаже и эксплуатации гибких труб следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденными Госгортехнадзором России 14.12.92г.

Проведение ремонтных работ осуществляется с учетом правил техники безопасности, действующих в нефтегазодобывающей промышленности и РД 39-132-94.

К работе с гибкими трубопроводами допускаются, обученные правилам их монтажа, ремонта, эксплуатации и соответственно аттестованные рабочие и инженерно-технические работники.

Работы по монтажу и ремонту гибкого трубопровода выполняет группа из двух-трех человек, руководит которой назначенный в ней старший.

Старший группы определяет состояние гибких труб, концевых соединений и их комплектность, следит за показаниями КИП при вытяжке и опрессовке трубопровода, отвечает за качество монтажных работ в целом и соблюдение правил техники безопасности, участвует в составлении приемочного акта и т.п.

Запрещается производить какие-либо работы на трубопроводе при наличии в нем избыточного давления.

Учитывая горючесть полимерных материалов, используемых в конструкции гибких труб, не допускается их разогрев открытым огнем, а также разведение огня вблизи трубопроводов.

Запрещается прокладка трубопроводов из гибких труб при температуре атмосферного воздуха ниже 00С, без предварительного прогрева, путем пропускания, через готовящуюся к укладке секцию трубы, подогретого воздуха.

Перед началом работ старший по монтажу и ремонту гибких труб должен проверить исправность штатных инструментов и контрольно-измерительных приборов. Слесарный инструмент должен быть заточен и исправен, а контрольно-измерительные приборы - иметь аттестаты.

В процессе ремонтных работ старший обязан обеспечить соблюдение мер пожарной безопасности. Все работы осуществлять с использованием механизированных такелажных устройств и инструментов.

При подъеме и выдержке испытательного давления члены бригады должны быть отведены на безопасное расстояние от принимаемого после монтажа или ремонта трубопровода.

По окончании выдержки под испытательным давлением, старший должен осуществить контрольный обход трубопровода.

По завершении работ старший обязан сделать соответствующие записи в рабочем журнале и доложить об этом ближайшему руководителю

7.2 Безопасность ведения изоляционных работ

К производству работ по нанесению защитного покрытия на трубы допускают рабочих, прошедших медицинский осмотр и соответствующую подготовку в объеме техминимума.

Погрузку, транспортировку, разгрузку и подготовку изоляционных материалов производят в строгом соответствии с правилами техники безопасности по этим видам работ.

Котлы для варки и разогрева изоляционных составов должны закрепляться и иметь плотно закрывающиеся несгораемые крышки. Котлы заполняют не более, чем на ѕ их объема. Загружаемый в кател наполнитель должен быть сухим. Места варки и разогрева мастик следует располагать на расстоянии не менее 50 м от деревянных строений и складов. Возле каждого варочного котла должен постоянно находиться комплект противопожарных средств (пенные огнетушители, лопаты, сухой песок). При установке битумного котла на открытом воздухе над ним обязательно устраивают несгораемый навес.

Внутри помещений изоляционные составы подогревают в электрических бачках. Запрещается применять для этой цели открытый огонь.

При приготовлении грунтовки битум с бензином смешивают на расстоянии не менее 50 м от места разогрева битума. При смешивании разогретый битум выливают в бензин (а не бензин в битум). Перемешивать бензин с битумом допускается только деревянными мешалками. Не разрешается приготовлять грунтовку на этилированном бензине или бензоле из-за высокой токсичности их.

Баки, бочки и бидоны, в которых приготовляют, транспортируют и хранят грунтовку или бензин, должны плотно закрываться. Нельзя вывинчивать пробки из бочек из-под грунтовки или бензина при помощи зубила или молотка. Для этой цели следует использовать специальный ключ.

Хранить заготовленную грунтовку, а также тару из-под грунтовки или бензина следует в помещениях, безопасных в пожарном отношении и имеющих хорошую вентиляцию.

Запрещается сбрасывать тару с грунтовкой или бензином при погрузке или разгрузке.

Битумную мастику приготовляют на специальных площадках. Котлы с битумной мастикой должны быть установлены не ближе 15 м от траншеи.

При появлении в котле течи необходимо прекратить работу, очистить котел и отремонтировать его.

Рабочие, занятые засыпкой наполнителя в котел с расплавленным битумом, должны быть обеспечены защитными очками и респираторами; занятые приготовлением горячей битумной мастики и лаков -- защитными очками и резиновыми сапогами; оклейкой рулонными материалами на горячем битуме -- защитными очками.

Мелкий инвентарь (ведра, черпаки, лейки и др.), предназначенный для изоляционных работ, должен быть исправным. Перед началом работ его следует проверять.

Горячую мастику подают в траншею с непрогибающейся опоры только по вертикали в цилиндрическом ведре, наполненном не более чем на ³/4 объема. Рабочие не должны находиться под опускаемым ведром. Брать ведро разрешается только после того, как оно будет поставлено на дно траншеи.

Временные помещения на строительных площадках для приготовления изоляционных материалов и изделий с применением битума и вредных для здоровья людей веществ следует оборудовать необходимой вентиляцией.

Для работы со стекловолокнистым холстом рабочие должны иметь спецодежду и защитные очки. При переносе и укладке рулонов стеклохолста надо следить за тем, чтобы не нарушалась целостность упаковочной бумаги. Распаковывать рулоны разрешается только перед насадкой их на шпули изоляционной машины. Запрещается прикасаться к стеклохолсту голыми руками, так как это может вызвать раздражение кожного покрова. Приклеивать конец холста к трубопроводу следует в рукавицах. Запрещается садиться или ложиться на стеклохолст, а также принимать пищу и пить воду непосредственно на месте работы.

При изоляции стыков и ремонте дефектных мест покрытия у трубопровода необходимо устраивать удобные для работы котлованы с пологими стенками.

Лица, контролирующие качество изоляционных покрытий, должны пройти проверку знаний в квалификационной комиссии. Работающим с электроприборами должна быть присвоена I квалификационная группа, а лицам, занимающимся проверкой качества изоляции способом катодной поляризации,--III квалификационная группа электротехнического персонала.

При работе с дефектоскопом запрещается:

· работать без диэлектрических перчаток и резиновых сапог;

· прикасаться к щупу и заземлителям, не отключив их от источника электропитания;

· подключать аккумуляторные батареи при включенном тумблере питания;

· оставлять искровой дефектоскоп без наблюдения;

· отсоединять от генератора щуп и заземление при включенном приборе.

Корпус дефектоскопа при работе должен быть заземлен. Контролеры во время проверки битумного изоляционного покрытия должны находиться не ближе 10 м от шланга битумовоза и ванны изоляционной машины при ее заправке. Запрещается также находиться под стрелами трубоукладчиков, между траншеей и укладываемым трубопроводом, подлезать под трубопроводы. При измерении толщины покрытия нижней части трубопровода пользуются индукционным толщиномером.

При контроле изоляции методом катодной поляризации включение в работу генератора или другого источника электропитания производят после монтажа всей схемы. Демонтаж схемы производится только при отключенном источнике электропитания. [1]

7.3 Экологичность проектируемого объекта

Проблема окружающей среды - одна из наиболее актуальных во всем мире. В связи с этим возникла настоятельная необходимость в контроле за рациональным использованием природных ресурсов.

Защита природы рассматривается как важная составная часть планового социально-экономического развития.

Специфика влияния трубопроводного транспорта нефти заключается в том, что в случае отказа линейной части трубопровода вредному воздействию в той или иной мере подвергаются практически все компоненты окружающей среды. Так при растекании нефти по дневной поверхности в результате утечки из нефтепровода загрязняется почвенно-растительный комплекс, при этом растительный покров уничтожается, что может привести к смене пастбищ животными или путей их миграции. Самовозгорание или сжигание разлившейся нефти с целью удаления ее с поверхности земли загрязняет приземный слой атмосферы. Стекание нефти в пониженные участки местности, сопровождаются инфильтрацией ее в грунтовую среду, способствует загрязнению грунтовых вод, рек и водоемов. Высокая токсичность и пожароопасность нефти и нефтепродуктов значительно усугубляет последствия нефтяного загрязнения и тем самым предопределяют необходимость детального изучения причин утечек и характера загрязнений.

Под отказом линейной части магистрального нефтепровода принято понимать полное или частичное прекращение перекачки продукта, вызванное нарушением герметичности трубопровода или линейной арматуры. При этом из рассмотрения исключаются повреждения при испытании в пусковой период, массовые коррозионные повреждения на электрически незащищенном трубопроводе в зоне действия блуждающих токов или повреждения в процессе капиталь...