Состояние нефтесборных трубопроводов и осложнения, возникающие при эксплуатации системы сбора и мероприятия по их предупреждению на месторождении русский хутор Северный

На месторождении Русский Хутор Северный эксплуатация внутрипромысловых трубопроводов осуществляется с 1967 г.

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.

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

• •    до трех лет – новые;

• •    до десяти лет – средней продолжительности;

• •    более десяти лет - старые.

Таким образом, практически все внутрипромысловые трубопроводы превысили нормативный срок эксплуатации. Кроме того, начиная с 1994 года около 80% фонда пробуренных скважин находится в бездействии и соответственно около 80% внутрипромысловых трубопроводов более 15 лет не эксплуатировались. В связи с этим в настоящее время определить техническое состояние внутрипромысловых трубопроводов не представляется возможным, так как специализированные исследования по определению технического состояния на месторождении не проводилось. Учитывая это, по результатам исследований по определению технического состояния в проекте предусматривается реконструкция внутрипромысловых трубопроводов от эксплуатируемых скважин до ГЗУ.

Центральный трубопровод до ЦПС Озек-Суат является действующим и его реконструкция не предусматривается.

Нефть месторождения относится к категории тяжелых, высоковязких нефтей с высоким содержанием парафина (18 – 32 %). Однако, в связи с тем, что устьевые температуры по нефтяным скважинам находятся в пределах 55 – 65 0С осложнений, связанных с выпадением парафина в выкидных линиях, не наблюдается.

На СУ Русский Хутор Северный происходит смешение продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Продукция последних является хорошим разбавителем, снижающим вязкость тяжелых нефтей.

Осложнения в работе системы нефтегазосбора, в основном, связана с выпадением солей в выкидных линиях нефтяных скважин, в АГЗУ «Спутник» и в сепараторах сепарационной установки. С целью предотвращения выпадения солей 1 раз в 10 дней осуществляется закачка 15 % раствора соляной кислоты на устьях скважин. Для предотвращения выпадения солей в СУ Русский Хутор Северный на вход II и III ступеней осуществляется впрыск триполифосфата натрия совместно с деэмульгатором.

Рекомендации по повышению надежности работы оборудования системы сбора, подготовки и транспорта

На месторождении обводненная продукция скважин содержит агрессивные компоненты СО2 и следы Н2S. Повышенная минерализация нейтральных пластовых вод и их нестабильность обуславливаю усиленное отложение солей и осадков, стимулирующих процесс внутренней коррозии. Внутрискважинное оборудование подвергается интенсивному коррозийному разрушению. Скорость коррозии НКТ изменяется от 6,24 мм/год (низ подвески НКТ) до 1,52 мм/год (верх подвески НКТ и устьевое оборудование).

Для защитных мероприятий рекомендуются периодические закачки ингибитора коррозии в затрубное пространство добывающих скважин с обязательной продавкой до башмака подвески НКТ. Закачки производятся с помощью агрегатов типа ЦА-320 1 раз в 3 месяца по 5 м3 10 % раствора ингибитора коррозии пленочного действия типа «Нефтехим» или его аналоги в нефти или дизельном топливе на каждую добывающую скважину.

В настоящее время 29 скважин ликвидировано, эксплуатационный фонд составляет 85 скважин, все находятся в бездействии и консервации с декабря 2007 г.

Годовая добыча за 2007 г. составила:

• •    жидкости – 35,3 тыс.т., фонд скважин – 1 шт.;

• •    газа – 10,9 млн. м3, фонд скважин – 1 шт.

По варианту 2 разработка месторождения предусматривается фондом скважин подлежащих расконсервации и выводу из бездействия:

• -    максимальные уровни добычи;

• •    жидкости – 169,5 тыс.т., фонд скважин – 14 шт., (2018 г.);

• •    газа – 188,0 млн. м3, фонд скважин – 23 шт., (2016 г.).

Вариант 3 (рекомендуемый) в дополнение к варианту 2 предусматривает бурение 2 добывающих скважин:

• -    максимальные уровни добычи

• •    жидкости – 221,6 тыс.т., фонд скважин – 14 шт., (2020 г.);

• •    газа – 188,0 млн. м3, фонд скважин – 23 шт., (2016 г.).

За прошедший период разработки месторождения (1968 – 2008 гг.) максимальные фактические уровни добычи составили:

• •    жидкости – 1799,3 тыс.т., фонд скважин – 32 шт., (1982 г.);

• •    газа – 366,8 млн. м3, фонд скважин – 46 шт., (1984 г.).

Таким образом, фактический объем прокачки продукции по действующему центральному трубопроводу до ЦПС Озек-Суат практически в 9 раз превышает максимальные объемы по проекту, в связи с чем, не нуждается в реконструкции, т.к. максимальные проектные уровни добычи не превышают фактические.

Учитывая превышение нормативного срока эксплуатации и наличие длительного срока (более 15 лет) бездействия системы внутрипромысловых трубопроводов, для дальнейшей надежной и безаварийной эксплуатации системы сбора, необходимо провести исследования по определению технического состояния трубопроводов и выкидных линий. По результатам исследований    в    проекте    предусматривается    реконструкция внутрипромысловых трубопроводов, в связи с чем, в экономических расчетах предусмотрены затраты на реконструкцию.