ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
УДК 622.692.1 © Коллектив авторов, 2015
Осложнения в системе сбора продукции месторождения имени Р. Требса
С.Е. Кутуков, д.т.н., Л.Д. Набиева, А.Р. Атнагулов, к.т.н. (ООО «БашНИПИнефть»), К.А. Козлов
(ПАО АНК «Башнефть»), А.В. Ларин, А.Г. Павлюков
(ООО «Башнефть-Полюс»)
Адреса для связи: KutukovSE@bashneft.ru, Kutukov@gmail.com
Ключевые слова: гидродинамическое моделирование, нефтепромысловые трубопроводы, отложения парафинов, водные и газовые скопления.
Обеспечение эффективной эксплуатации трубопроводов наземной инфраструктуры нефтяных месторождений является сложной и не всегда однозначно решаемой задачей.
Специалистами БашНИПИнефти была предпринята попытка решения задачи многопараметрической оптимизации эксплуатационных затрат на объектах промыслового сбора и напорного транспорта месторождения им. Р. Требса методами моделирования: математического - с использованием программных комплексов (ПК) OLGA, PipeSIM компании Shlumberger, PVTsimNova компании Calser и физического - по методикам исследования коррозионной активности и реофизических свойств перекачиваемой среды.
Для обоснования координатного пространства поиска оптимального решения приведем типовые осложнения, выявленные при эксплуатации трубопроводов [1]:
• не зависящие от режима эксплуатации участка трубопровода:
- гофры и вмятины;
- деформация труб;
- прикрытые линейные задвижки;
- инородные тела в полости трубопровода;
- скопления грата и песка на нижней образующей труб;
• изменяющиеся при эксплуатации:
- скопления воды в пониженных и восходящих участках трассы;
- газовые скопления на нисходящих участках трассы;
- асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) на стенках трубопровода;
- застойные зоны седиментированного продукта;
- смена режима/модели течения (турбулентный -ламинарный - структурированный);
• изменение реологических и физических свойств перекачиваемого продукта:
- путевое охлаждение или разогрев жидкости;
Disturbances in gathering system of R. Trebs oilfield
S.E. Kutukov, L.D. Nabieva, A.R. Atnagulov
(BashNIPIneft LLC, RF, Ufa),
K.A. Kozlov (Bashneft PJSOC, RF, Ufa),
A.V. Larin, A.G. Pavlukov (Bashneft-Polus LLC, RF, Ufa)
E-mail: KutukovSE@bashneft.ru, Kutukov@gmail.com
Key words: pipe-flow simulation, oilfield gathering lines, wax deposits, water and gas accumulations.
In order to improve efficiency and quality of decisions made on the development of surface infrastructure of R. Trebs oilfield, the authors have tried to build an adaptive hydrodynamic simulation model of oil gathering network in PC OLGA with interpreted settings: paraffin, pipe packing, and flow regime, water and gas accumulation. As a result the experiment has shown a satisfactory convergence of pressure and temperature parameters (510 %), the areas of intensive accumulation of paraffin have been identified, as well as the possibility of accumulation and migration of water clusters, depending on achievement of the targets of the oilfield development.
- эмульгирование подтоварной воды насосными агрегатами;
- коагуляция капель и расслоение эмульсии;
- возникновение/изменение структуры флотирующих асфальтосмолопарафиновых кристаллов;
- сепарация растворенного и окклюдированного газа;
- осаждение механических примесей и ила;
• волновые (быстропротекающие) отклонения технологических режимов:
- пульсации давления;
- гидроудар;
• аварийные режимы:
- утечки;
- порывы;
- срыв работы насосного оборудования. Идентифицировать все многообразие осложнений в
рамках регистрируемых в диспетчерских листах технологических параметров {давлениер, температура T, производительность Q} не представляется возможным даже, если доступно множество их значений, определенных по трассе и во времени {др/St, dT/dt, dQ/dt} [2]. Теоретически при доступности полной выборки данных по длине участка нефтепровода на какой-либо период можно идентифицировать не более семи изменяющихся параметров (осложнений):
- динамика распределения давлений по сетир(х, t);
- динамика распределения температур по сети Т(х, t);
- заполнение участков сети жидкостью (соотношение газ/жидкость);
- режим течения газожидкостной смеси (форма движения);
- скопления воды в пониженных и восходящих участках трассы;
- газовые скопления/расслоенный режим течения на нисходящих участках трассы;
- АСПО на стенках трубопровода.
их»
1900
1ВОО
t 1700
о 1500
£ 1500
л 1400
г> 13U0
о X tzoo
1100
ш 1000
900
о 800
CS 700
fä ьио
с 500
400
300
200
13.5 )3 12.5 Ii М5 II 105 10 9.5 9 8.5 8
75 76.5 S
33.5
зе
37.5
о 37
* - 36,5 л
£ ж
я 36,5 £ 35 Щ 34.5 3» 33,5 33 32,5
5,5 5.45
5,4
и
g 6.36
7 5,3 о
^ 5.25 оГ
= 5,2
ь*
а и
6.D6 6
4.95
! ,11
?} ц !r\
■ Т 1_J м j1 уи \—>Чл
TI / У" V i л\
Г Vi / ц VJ w 1 \J\
у j Ул \
19
Время, с
20
^ШКНИе
Производительность
Температура
Рис. 1. Параметры перекачки жидкости в приемной линии центрального пункта сбора ЦПС «Требс»
Дискретность получаемых результатов определяется числом информативных точек - датчиков QpT, регламентом их опроса и детальностью описания профиля трассы. Для интерпретации данных измерений параметров эксплуатации нефтесборной сети были использованы модели течения многофазных сред, реализованные в ПК OLGA, позволяющем моделировать динамику многофазного потока, а также водные скопления в промысловых трубопроводах, уложенных в профиль местности.
Специфика режимов течения газожидкостных смесей обусловливает высокую чувствительность результатов моделирования к локальной ориентации трубопровода относительно горизонта. При минимальных изменениях угла наклона принципиально изменяются режимы течения, и как следствие - результаты расчетов потерь на трение и амплитуды пульсаций давления. Определение максимального давления и соотношения содержания газовой и жидкой фаз в потоке имеет важное значение для обоснования технологических режимов эксплуатации нефтесборной сети.
Для предварительных расчетов параметров в разветвленной нефтесборной сети при каком-либо установившемся объеме перекачки целесообразно использовать симулятор PipeSIM, который дает достаточно хорошие результаты для ньютоновских сред. Однако он не позволяет оценить динамическую составляющую в переходных процессах, а также амплитуду пульсаций давления при пробковом режиме течения газожидкостных смесей в рельефном трубопроводе (рис. 1).
ПК OLGA требует существенных ресурсов для моделирования разветвленных нефтесборных сетей. Чтобы сократить размерность задачи, систему нефтесбора месторождения им. Р. Требса разбили на два гидравлически независимых участка, расчеты по которым велись раздельно.
Свойства транспортируемого флюида закладывались на основании данных реологических исследований неф-тей девонских и сирачойского горизонтов с учетом доли этих нефтей в потоке продукта. Сирачойские нефти отличаются повышенной вязкостью, но проявляют ньютоновские свойства во всем диапазоне температур эксплуатации наземной инфраструктуры. Их доля в общем объеме добычи 2014 г. составляет около 5 %, но часть скважин и выкидных линий заполнены сирачойской нефтью полностью или частично. Нефти трех девонских го-
ризонтов содержат более 6 % парафинов и при температурах ниже точки начала кристаллизации становятся вязко-пластичными. С декабря 2013 г. по август 2014 г. было отобрано более 30 проб нефти рассматриваемого месторождения, причем таким образом, чтобы охватить исследованиями все эксплуатируемые объекты. В лабораторных условиях определены реологические и физико-химические свойства добываемых флюидов, влияющие на риски образования АСПО. Исследования реологических свойств нефтей проводились на реометре MARS-II (фирма Haake, Германия) с градиентом скорости сдвига от 0,1 до 300 с-1 при температурах 5, 0, -(5, 10, 20, 30, 40) °С.
Реологическое поведение рассматриваемых нефтей характеризуется течением вязкопластичной жидкости и хорошо описывается моделью Гершеля - Балкли:
т0
+ К у n
где х - напряжение сдвига, х0 - предельное статическое напряжение сдвига, К - коэффициент консистент-ности состава, у - скорость сдвига, п - индекс течения.
Значения параметров модели Гершеля - Балкли для исследованных образцов зависят от температуры и скорости сдвига. Исследуемые флюиды при температуре -5 °С характеризуются высоким напряжением сдвига, так как при температуре ниже 0 °С нефть гелируется с потерей текучести, что приводит к аномальному изменению эффективной вязкости при скорости сдвига менее 4 с-1. При увеличении скорости сдвига от 0 до 4 с-1 напряжение сдвига резко увеличивается, затем резко снижается и в дальнейшем возрастает в соответствии с закономерностями реологической модели Гершеля -Балкли. Такой характер изменения реологических параметров обусловлен разрушением сформировавшейся структуры в области «критической скорости сдвига». При температуре выше 0 °С процесс гелирования не играет значительной роли.
Кинетику выпадения парафинов из нефтей определяли на «холодном стержне», температуру насыщения - с использованием фотометрической ячейки установки исследования нефти УИН-1. Содержание парафина и температура насыщения нефти парафином приведены в табл. 1. По содержанию парафина нефти месторождения им. Р. Требса относятся к высокопарафинистым (содержание парафина более 5 %).
т
Результаты предварительной оценки толщины АСПО на дату обследования нефтесборной системы в терминах «сужение проходного сечения за счет выпадения АСПО» приведены в табл. 2.
Согласно расчетам значительное уменьшение проходного сечения трубы наблюдается в трубопроводах от скв. 10ВАР, 14ВАР, 2072, 2ВАР, 3ВАР и 7ВАР. Наибольшая толщина АСПО отмечается в выкидных линиях от устья скважин до КП СОД нефтесборной сети, имеющих, как правило, значительно меньшие диаметры (73-114 мм) и не снабженных эффективной теплоизоляцией. В трубопроводах нефтесборной сети по состоянию на апрель 2014 г. отложений меньше, локализованы они неравномерно. Как правило, это трубопроводы временного подключения (скв. 2017 и 2019) и линии
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.