Формирование и развитие трубопроводной системы при обустройстве месторождения должно соответствовать динамически меняющимся показателям добычи нефти. При этом в процессе разработки могут значительно измениться технологические показатели, и соответственно существующую систему обустройства и внешнего транспорта необходимо оптимизировать под изменяющиеся условия. Для этого, как правило проводят прогнозирование пропускной способности трубопроводной системы и разрабатывают план оптимизации ее работы.
На примере Салымской группы месторождений рассмотрена методика оценки трубопроводной системы внешнего транспорта.
Трубопровод внешнего транспорта проходит по обезлесенной трассе и заболоченной территории в пойме реки Обь. Данный трубопровод заглублен в землю (как правило, на 0,8 м от верха трубы) и рассчитан на максимальное давление в 6,2 МПа.
На участках трубопровода, расположенных на отметках в 0, 17, 41, 63, 85 и 88 км имеются линейные задвижки, которые управляются дистанционно. В случае возникновения аварийной ситуации, их можно закрыть в целях изолирования участков трубопровода, проложенных через заболоченную местность и через реку.
Технические характеристики трубопровода приведены ниже:
– протяженность 87,458 км;
– условный диаметр 530 мм;
– толщина стенки: 10 мм — 62,846 км, 12 мм — 24,612 км;
– марка стали — Х-60 стандарт APL 5L;
– испытательное давление на прочность — 116,625 бар (11,66 МПа); испытательное давление на плотность — 69,0 бар (6,9 МПа).
Максимальная пропускная способность трубопровода внешнего транспорта составляет 9,0 млн т/год или 24657 т/сутки (из расчета 365 рабочих дней в году).
Диаграммы рабочих диапазонов оборудования и предельная диаграмма
Предельная диаграмма представлен на рисунке 1.
Рис. 1. Сравнение пропускной способности трубопровода внешнего транспорта и объема добываемой нефти
Рис. 2. Рабочий диапазон экспортного насоса нефти УПН и трубопровода внешнего транспорта
В связи с запуском аппарата воздушного охлаждения в первом квартале 2020 года рабочий диапазон трубопровода был дополнен новыми гидравлическими характеристиками трубопровода (показана дополнительная пунктирная линия красного цвета — без регулирующего клапана, черная сплошная линия — клапан КР12а открыт на 100 %, черная пунктирная линия — клапан КР12 открыт на 100 %, коричневая линия — клапан КР12а открыт на 100 % и запущена УВОН, коричневая пунктирная линия — клапан КР12 открыт на 100 % и запущена УВОН) для новых условий (температура на входе в трубопровод 40 °С). Также добавлено новое ограничение по расчетному давлению системы (аппарат воздушного охлаждения, трубопровод внешнего транспорта). Дополнительно нанесены рабочие точки в период работы 2020–2050 (маркеры черного цвета).
Нехватка напора, развиваемого экспортными насосами, вызванная ростом перепада давления по трубопроводу вследствие запуска АВО и охлаждения нефти до 40 °С и ниже (увеличение вязкости нефти). Для решения этой проблемы потребуется установить оригинальные валы. Запуск второго насоса в эксплуатацию невозможен по причине того, что подача каждого из насосов будет ниже минимально допустимого (460 м3/час). Для составления более точного прогноза потребуется провести тестирование при различных температурных режимах и определить фактическую характеристику трубопровода после запуска АВО.
После замены валов давление, развиваемое экспортными насосами, превысит расчетное давление аппарата воздушного охлаждения (50 кгс/см2). Требуется подтверждение от завода-изготовителя о возможности повышения расчетного давления УВОН.
В период с 2031 года объемы перекачки нефти опустятся ниже минимально допустимой подачи для одного насоса (460 м3/час). Поэтому потребуется их модернизация или замена.
Коричневые маркеры — ожидаемые рабочие точки насоса в соответствие с профилем WPB (годовым). Красные маркеры — ожидаемые рабочие точки насоса в соответствие с профилем WPB (помесячным). Исходя из данных профиля WPB и пропускной способности системы после запуска АВО, в период с июня 2021 года по июль 2022 ожидаются проблемы с откачкой нефти на ПСН.
На сегодняшний день основная проблема при эксплуатации трубопровода внешнего транспорта — высокая температура перекачиваемого продукта, которая вызывает растепление грунтов и, как следствие, снижение их несущей способности. В данной ситуации велик риск попадания нефти в окружающую среду по причине разрушения тела трубопровода (см. Рисунок 3).
Рис. 3. Сравнение расчётной температуры трубопровода внешнего транспорта и прогнозируемых значений температур нефти
В настоящее время средняя температура на входе в трубопровод внешнего транспорта составляет 47–65 °С, в зависимости от времени года, при расчетной температуре 40 °С. Дополнительный перегрев создает значительный риск для эксплуатации трубопровода (смятие, порыв и большая утечка нефти). Прогнозируемая максимальная температура эксплуатации трубопровода, без внесения каких-либо изменений составит порядка 65 °С.
Во избежание возникновения аварийной ситуации в 2020 году введен в эксплуатацию аппарат воздушного охлаждения, благодаря которому температура нефти на входе будет снижена до 40 °С, что позволит восстановить и обеспечить целостность трубопровода. Таким образом на примере трубопровода внешнего транспорта Салымской группы месторождений показан анализ пропускной способности и температурные режимы перекачки в соответствии с прогнозными показателями добычи нефти.
Литература:
- Байков И. Р., Кузнецова М. И., Китаев С. В., Колотилов Ю. В. Повышение работоспособности нефтепромысловых трубопроводов методом санации полимерными материалами // Все материалы. Энциклопедический справочник. 2016 № 7. С.39–44.
- Голубев В. Ф. и др. Герметизированная система предварительного сброса и подготовки подтоварной воды.// Нефт. Хоз-во.-1996.-№ 6.-С.53–55.
- Дьячук А. И., Братцев С. И. Проектирование и эксплуатация внутрипромыслового сбора в осложненных условиях разработки нефтяных месторождениях / Уфа: Тр. ВНИИСПТннефть. 1989. — С.–-11.
- Борисевич Ю. П., Краснова Г. З. Гидравлические расчеты трубопроводов системы сбора продукции скважин, — Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2013. — 228с.
