Экологическая безопасность при разработке северных нефтегазовых месторождений


Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет (КубГТУ)»





        В. К. Алиев О. В. Савенок Д. Г. Сиротин







            ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СЕВЕРНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ



Монография













Инфра-Инженерия Москва - Вологда 2019

УДК 622+574
ББК 33.36+20.1

ФЗ № 436-ФЗ

Издание не подлежит маркировке в соответствии сп. 1ч.2ст. 1

         А 50




Рецензенты:
директор Института нефти, газа и энергетики, зав. кафедрой нефтегазового дела им. проф. Г. Т. Вартумяна ФГБОУ ВО «КубГТУ» д-р техн. наук, проф. Д. Г. Антониади;
технический директор ООО «Есо-Oil» д-р техн. наук, проф. Т. К. Аливердизаде

      Алиев В. К., Савенок О. В., Сиротин Д. Г.
А 50 Экологическая безопасность при разработке северных нефтегазовых месторождений: монография / В. К. Алиев, О. В. Савенок, Д. Г. Сиротин - М.: Инфра-Инженерия, 2019. - 128 с.



      ISBN 978-5-9729-0263-7



     Разработана методика расчета надежности оборудования в ходе сбора и подготовки продукции северных месторождений нефти и газа. Рассмотрены факторы, влияющие на показатели надежности и законы распределения отказов устройств. Приведена математическая модель функционирования части схемы, состоящей из технологической установки и автоматического запорного устройства для управления и защиты в аварийных ситуациях.
     Для специалистов нефтегазовой отрасли, а также научных работников, преподавателей, аспирантов и студентов, интересующихся вопросами надежности нефтепромыслового оборудования в контексте обеспечения экологической безопасности месторождений.







                   © Алиев В.К., Савенок О.В., Сиротин Д.Г., авторы, 2019
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2019



      ISBN 978-5-9729-0263-7

        ОГЛАВЛЕНИЕ


ГЛАВА 1. Подход к обеспечению надежности нефтепромыслового оборудования систем сбора и подготовки продукции..........5
  1.1 Технологические особенности систем сбора и подготовки к транспорту продукции куста скважин ....................5
  1.2 Принципиальная технологическая схема рекомендуемого варианта подготовки газа к транспорту ...................6
  1.3 Технологические показатели разработки...............9
  1.4 Уточнение технологических показателей разработки Северо-Уренгойского месторождения ......................10
  1.5 Некоторые показатели разработки сеноманской залежи Большого Уренгоя .......................................11
  1.6 Специфика проблемы надежности нефтепромыслового оборудования в условиях северных месторождений
     и влияние ее на проблему охраны окружающей среды.....14
ГЛАВА 2. Методические основы оценки надежности нефтепромыслового оборудования, работающего в условиях Крайнего Севера..........................................34
  2.1 Классификация отказов и анализ работы технологического нефтепромыслового оборудования, эксплуатируемого
     в условиях Крайнего Севера .........................34
  2.2 Выбор и обоснование показателей надежности блочного автоматизированного нефтепромышленного
     оборудования .......................................39
  2.3 Обоснование принятия экспоненциального закона распределения при оценке надежности блочного автоматизированного нефтепромыслового
     оборудования........................................49
  2.4 Обоснование показателей надежности и эффективности работы средств автоматизации систем сбора подготовки
     и транспорта нефти и газа ..........................53
  2.5 Оценка надежности и эффективности функционирования систем контроля и автоматизации.........................57
  2.6 Влияние систем автоматизации и контроля на надежность функционирования систем сбора, подготовки и транспорта нефти и газа............................................60
  2.7 Пути повышения надежности систем автоматизации и контроля нефтегазодобычи на месторождениях............64
  2.8 Исследование надежности блочных автоматизированных технологических установок...............................68

3

ГЛАВА 3. Оценка надежности устройств автоматики блочного технологического оборудования...........................75
  3.1 Оценка надежности блочных автоматизированных установок куста скважин ...............................80
  3.2 Оценка надежности функционирования технологических систем сбора и подготовки продукции на кусте скважин ......................................85
ГЛАВА 4. Влияние деградации прочностных характеристик материала нефтепромыслового оборудования на показатели надежности..............................................93
  4.1 Условия эксплуатации газовых скважин .............93
  4.2 Исследование механических свойств материала фонтанной арматуры в течение времени ............................96
  4.3 Определение снижения механических свойств материалов фонтанной арматуры .................................. 106
ГЛАВА 5. Влияние технологической и эксплуатационной наследственности на эффективность восстановления деталей нефтепромыслового оборудования........................ 109
     Структура и физико-механические свойства материала детали ................................ 112
Заключение............................................ 115
Список сокращений..................................... 116
Библиографический список.............................. 117

4

ГЛАВА 1.

        Подход к обеспечению надежности нефтепромыслового оборудования систем сбора и подготовки продукции

    1.1. Технологические особенности систем сбора и подготовки к транспорту продукции куста скважин

     Специалистами ВНИИГАЗа разработаны технические решения, направленные на повышение эффективности работы установки комплексной подготовки газа (УКПГ) в заключительный период разработки месторождений с учетом влияния размещения дожимных компрессорных станций (ДКС) на показатели.
     Повышение надежности работы ДКС. С размещением ДКС перед установками осушки газа возникает необходимость в защите агрегатов от попадания в них механических примесей и минеральных солей. Рекомендуется осуществлять промывку газа во входном сепараторе ДКС. В качестве орошения целесообразно использовать водный конденсат, получаемый в блоке регенерации гликоля. Для реализации этого предложения не требуется разработки нового оборудования, так как имеются сепараторы с массообменными секциями (разработка ДАО «ЦКБН»).
     Осушка газа при низких температурах контакта. На основании опытных и опытно-промышленных исследований установлены преимущества процесса абсорбционной осушки газа при низких температурах контакта. Из них можно указать следующие:
     • возможность увеличения пропускной способности установки абсорбционной осушки газа (УАОГ), что особенно важно в зимний период, когдаувеличивается потребность в газе;
     • уменьшение количества воды, поглощаемой из газа гликолем, что снижает затраты на регенерацию насыщенного раствора;
     • для осушки газа достаточно использовать раствор деэтиленгликоля (ДЭГ) концентрацией не более 90-97 % (массовая доля). Следовательно, отпадает необходимость в регенерации насыщенного раствора под глубоким вакуумом.
     Это, в свою очередь, позволит свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термическое разложение. Одновременно уменьшаются количество циркулирующего в системе гликоля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля.


5

     Применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение потерь гликоля за счет капельного уноса (несколько граммов на 1 000 м³ газа). Потери гликоля за счет растворимости в газовой фазе при низких температурах контакта снизятся в несколько раз.
     При низких температурах контакта будет обеспечена надежная осушка газа до точки росы минус 20 °C и ниже без особых затруднений, что однозначно решает вопрос о соответствии газа требованиям OCT 51.40-93.
     Сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся в газотранспортной системе и т. д.
     В зависимости от режима эксплуатации систем добычи и сбора газа технология осушки газа при низких температурах контакта может осуществляться в двух вариантах.
     Первый вариант предпочтителен при предварительном ингибировании газа раствором метанола. Этот вариант предусматривает подачу в аппарат воздушного охлаждения (АВО) раствора метанола для предотвращения гидрато-образования в системе.
     Второй вариант рекомендуется применять в случае отсутствия в системе сбора газа условий гидратообразования, т. е. когда сырьевой газ не содержит паров метанола. В этом варианте для предотвращения гидратообразования в АВО подается раствор ДЭГ. Такой вариант может быть реализован по схемам, приведенным нарисунках 1.1 и 1.2.

    1.2. Принципиальная технологическая схема рекомендуемого варианта подготовки газа к транспорту

     В обоих вариантах предполагается охлаждать газ с использованием АВО в зимний период до температур от +5 до +10 °C и ниже, далее подавать газ на доосушку по существующей схеме.
     Реализовать схему, приведенную на рисунке 1.2, можно только при решении вопроса о равномерном распределении раствора гликоля в потоке газа на входе в АВО.
     Технологическая схема, приведенная на рисунке 1.2 (предложение ПО «Уренгойгазпром»), в настоящее время реализуется на УКПГ-3. Суть этого варианта сводится к тому, что за счет контактирования с насыщенным раствором ДЭГ производится предварительная осушка газа. Обозначим остаточное влагосодержание газа на выходе из фильтра Bᵥ. В этом случае на АВО газ охлаждается до температуры, при которой в заданном давлении равновесная влагоемкость газа не должна быть меньше значения Bₜ. Это позволит избежать гидратообразования в системе при охлаждении газа. После АВО производится доосушка газа по проектной схеме.
     Реализация такой схемы может быть осуществлена с соблюдением условия, когда из входного сепаратора не уносятся механические примеси. Для сведения к минимуму уноса механических примесей с газом, как было указано


6

выше, рекомендуется предусмотреть промывку газа с использованием рефлексной жидкости.


Рис. 1.1. Схема подготовки газа к транспорту при обеспеченном равномерном распределении гликоля в потоке газа на входе в АВО

Рис. 1.2. Реализуемая на УКПГ-3 схема подготовки газа к транспорту

     Очистка раствора гликоля от минеральных солей. Опыт эксплуатации ДКС показывает, что часть жидкости в виде тумана все же проходит через компрессорные агрегаты с газом. Следовательно, и в этом случае неизбежно попадание в абсорберы капельной воды, содержащей минеральные соли.
     Одновременно в растворе ДЭГ будут накапливаться также тяжелые углеводороды, продукты коррозии и разложения, осмоления самого гликоля и т. д.
     Это подтверждается фактическими показателями эксплуатации внутри-промысловых газопроводов и ГКС Уренгойского ГКМ, где в трех цехах за год

7

улавливается до 3 500 тонн раствора ДЭГ. Эти факты указывают на необходимость строительства установки по очистке раствора гликоля от различных примесей.
      Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля.
      Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов является установка абсорберов осушки гликоля (УАОГ), а при высоких температурах контакта — использование триэтиленгликоля (ТЭГ) вместо ДЭГ в качестве осушителя.
      Основными показателями, характеризующими осушающую способность гликолей, являются:
      • депрессия по точке росы газа по влаге;
      • их удельные потери на установке осушки;
      • регенерируемость насыщенного раствора и т. д.
      По всем указанным показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГ.
      Опыт эксплуатации установок осушки газа на Западно-Таркосалинском месторождении показал, что по итогам 1997 года средние потери ТЭГ составили 8,5 г/1 000 м³.
      Перевод установок на ТЭГ возможен при использовании в качестве теплоносителя водяного пара с температурой примерно 210-220 °C. Производство пара с такой температурой невозможно при использовании действующих котлов.
      Другим вариантом может быть включение в схему УКПГ огневого блока регенерации, что требует больших капитальных вложений.
      ВНИИГАЗом прорабатывается вопрос о включении в схему промысловых ДКС котлов-утилизаторов. Реализация этого предложения позволила бы производить водяной пар с температурой 320 °C. В этом случае отпала бы необходимость в огневых блоках регенерации.
      Таким образом, использование ТЭГ в качестве осушителя, включение в схему УКПГ огневых блоков регенерации, модернизация и ремонт котлов, а также производство водяного пара с использованием энергии дымовых газов должны рассматриваться в едином блоке с учетом снижения объемов добычи газа. Для решения этих вопросов необходимо выполнить соответствующее ТЭО.
      Монтажные работы на УКПГ-5 по строительству огневого блока регенерации с термосифонами планировалось завершить в 1998 году. После ввода этой установки в эксплуатацию для осушки газа можно было бы использовать раствор ТЭГ. Это позволило накопить соответствующий опыт в условиях низкого давления и при высоких температурах контакта (в летние месяцы). На основе получаемых данных можно оценить экономическую эффективность использования ТЭГ.

8

    1.3. Технологические показатели разработки

     Проект разработки по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям был выполнен ВНИИГАЗом и в 1996 г. принят Комиссией по месторождениям и ПХГ б. РАО «Газпром». Показатели по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям были утверждены до 1997 года. Уровень годовых отборов по Уренгойской площади— 154млрдм³, эксплуатационный фонд— 777скважин; по Ен-Яхинской площади — 43 млрд м³, эксплуатационный фонд — 261 скважина.
     Проект разработки Северо-Уренгойского месторождения выполнен ТюменНИИгипрогазом в 1996 году и принят на заседании Комиссии по месторождениям и ПХГ. Уровень годовых отборов — 18,9 млрд м³, эксплуатационный фонд — 104 скважины.
     Проект разработки сеноманской залежи Песцового месторождения (ТюменНИИгипрогаз) принят на заседании ЦКР б. ГГК «Газпром» в 1991 году. Уровень годовых отборов — 27,5 млрд м³, эксплуатационный фонд — 145 скважин.
     На 01.01.1998 разрабатывались Уренгойская, Ен-Яхинская площади и Северо-Уренгойское месторождение.
     В настоящей работе приводятся расчеты показателей разработки.
     В силу того, что Песцовая и Северо-Песцовая площади не разрабатываются и давление на них близко к начальному, в настоящее время переток газа оттуда существенно влияет на формирование депрессионной воронки на Ен-Яхинской площади. Так, на конец 2025 года по всем вариантам переток газа с Песцовой и Северо-Песцовой площадей превысит 62 млрд м³. Следует отметить, что после планировавшегося ввода в разработку Песцовой площади в 2000 году величина годового перетока в Ен-Яхинскую площадь должна была уменьшиться.
     Бурение дополнительных скважин и расширение зоны размещения скважин приводит к увеличению газоотдачи. На конец 2025 года текущая газоотда-ча по вариантам составит 89,3-89,5 % (в базовом варианте — 87,3 %).
     Для всех УКПГ Ен-Яхинской площади в силу разных причин перетоки газа существенно влияют на газоотдачу. Так, для УКПГ-11и УКПГ-13газоотдача, определенная по суммарной добыче, оказывается выше, чем определенная по остаточным запасам, а по УКПГ-12 — наоборот.
     Сравнение распределения пластового давления по УКПГ по вариантам показывает, что бурение периферийных скважин не приводит к заметному улучшению отработки объекта разработки. Так, значительное увеличение эксплуатационного фонда на УКПГ-1АС приводит к незначительному снижению остаточных запасов (на 1,3 млрд м³). По другим на УКПГ также не происходит заметного роста газоотдачи периферии за счет ввода новых скважин.
     Вместе с тем наличие большого числа скважин, где по прогнозам возможно обводнение как за счет подъема ГВК, так и вследствие низкого качества заколонного цемента, требует расширения объема работ по капитальному ремонту скважин. Учитывая, что вследствие неоднородности геологического строения продуктивной толщи сеномана при отключении отдельных скважин могут


9

ухудшаться условия отработки продуктивной толщи на поздней стадии, необходимо поддерживать эксплуатационный фонд на проектном уровне путем проведения капитального ремонта (включая забуривание вторых стволов и бурение дублеров взамен ликвидируемых скважин).

    1.4. Уточнение технологических показателей разработки Северо-Уренгойского месторождения

     Сеноманская залежь Северо-Уренгойского месторождения вошла в проект «Уренгой-250» как УКПГ-15. По этой причине самостоятельные проектные документы по данному месторождению отсутствовали. В 1996 году ТюменНИИгипрогазом подготовлены «Коррективы к проекту разработки сеноманской залежи Северо-Уренгойского месторождения», утвержденные секцией по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ б. РАО «Газпром» по варианту, предусматривающему разработку месторождения с проектным фондом скважин в режиме предельной депрессии на пласт. Несмотря на форсированный режим разработки на месторождении, только 13 скважин из 101, действующей на 01.01.1997, имели ограничения из-за выноса механических примесей и жидкости. Наличие пластовой воды в различных смесях с конденсационной водой по результатам гидрохимических исследований на 01.10.1997 отмечено в 20скважинах. При этом в двух скважинах (№№ 15142и 15281) ее присутствие обусловлено близостью текущей плоскости ГВК. В остальных 18 скважинах основной причиной является некачественное цементирование обсадной колонны.
     В целом сопоставление фактических и проектных показателей указывает на возможность дальнейшей эксплуатации залежи в режиме предельных депрессий. Поэтому корректировка показателей разработки выполнялась с учетом текущего состояния эксплуатации, сохранения проектной динамики отборов газа и мощности ДКС на сеточной газодинамической модели, адаптированной по данным истории разработки в двух вариантах.
     Первый вариант не предусматривал изменение первоначальных проектных решений по фонду скважин и набору технологического оборудования по подготовке и компримированию газа. Результаты расчета показали, что до 2007 года уровни годовых отборов определялись предельной депрессией на пласт, равной 0,86 МПа. В дальнейшем ограничивающими факторами в динамике годовых отборов становятся суммарная мощность рабочих агрегатов двух цехов ДКС и выбытие скважин из-за обводнения. При том же сроке разработки, что и в ранее выполненных «Коррективах» (до 2040 г.), из залежи будет отобрано 83,6 % от утвержденных запасов при обводнении 50,1 % порового объема западного купола. По этой причине из действующего фонда выйдут 32 % эксплуатационных скважин.
     Существенным недостатком первого варианта является слабая степень дренирования запасов газа восточного купола. Так, согласно карте изобар, к 2015 году пластовое давление в этой части залежи снизится до 10,3-10,5 МПа,

10

а суммарный переток газа в зону текущего эксплуатационного поля составит 16,2 млрд м³. На конечный год разработки при пластовом давлении 8 МПа объем перетекшего газа возрастет до 32,3 млрд м³. Поэтому во втором варианте с 2003 года в эксплуатацию вводится восточный купол, где предлагается разместить 14 наклонно-направленных скважин, сгруппированных в 7 кустов по две скважины в каждом. Максимальный объем годовой добычи на восточном куполе (1,8 млрд м³) планируется получать с 2005 г. в течение 6 лет с последующим снижением до 0,66 млрд м³ к 2040 году. Ввод восточного купола позволил в течение 2003-2005 гг. поддерживать объем годовой добычи по месторождению в целом на уровне 15,0 млрд м³. Поскольку в начальный период устьевые давления по скважинам восточного купола были высокими, весь объем добываемого на восточном куполе газа после установки первичной подготовки газа (УППГ) по внутрипромысловому коллектору подавался на УКПГ без дополнительного компримирования до 2008 г. В последующий период предлагается смешивать потоки газа восточного и западного купола с помощью эжектора для его компримирования без увеличения мощности ДКС.
     В этом варианте суммарный отбор газа к 2040 году составит 90,9 % от начальных запасов. Ввод восточного купола обеспечит более равномерное снижение пластового давления по площади газоносности. Анализ карт изобар показывает, что в 2015и 2040 гг. перепад пластовых давлений не превысит соответственно 3,5 и 1,5 МПа против 6и7 МПа по первому варианту.
     По результатам технико-экономических расчетов к внедрению рекомендован первый вариант разработки, предусматривающий эксплуатацию западного купола в режиме предельных депрессий. Целесообразность ввода восточного купола и сроки его разбуривания будут зависеть от уточнения его геологических запасов и времени начала освоения нижнемеловых залежей СевероУренгойского месторождения.

    1.5. Некоторые показатели разработки сеноманской залежи Большого Уренгоя

     Основная доля добычи газа в стране приходится на ООО «Газпром добыча Уренгой» (прежде — ОАО «Уренгойгазпром»), который в 1996 г. обеспечил 43 % от общего отбора по РФ, в том числе 38%из сеноманских отложений.
     Сеноманская залежь Уренгойского месторождения введена в разработку в апреле 1978 года, и по состоянию на 01.01.1997 отобрано около 56 % от утвержденных запасов газа.
     Основные результаты выполненного во ВНИИГАЗ анализа сводятся к следующему.
     1.       Нарастающий и постоянный периоды добычи газа (1978-1992гг.) характеризовались благоприятным уровнем ТЭП, кроме периода 1991-1992 гг., когда начали вводиться свободные цены. Удельные затраты (капитальные вложения и себестоимость) в добычу газа в это время были ниже проектных в 2,1-2,4 раза, производительность труда оказалась выше в 1,5 раза.


11

      Проектный уровень годовой добычи газа 250млрдм³ (в том числе 15 по Северо-Уренгойской площади) был достигнут «минимальным пусковым комплексом» за счет максимального использования созданных производственных мощностей и их резервов, что и способствовало снижению затрат в добычу газа в первоначальный период.
      Постепенное освоение планируемого объема капитальных вложений в бурение и обустройство промысла, создание социальной инфраструктуры привело к относительному ухудшению технико-экономических показателей (ТЭП) разработки месторождений и приближению их к проектному уровню.
      Главным фактором улучшения фактического уровня ТЭП по сравнению с проектным в начальный период явилось значительное превышение темпов роста добычи газа над темпами освоения капитальных вложений, что благоприятным образом отразилось на удельных показателях затрат. На момент достижения проектного уровня (1985 г.) была обустроена только Уренгойская площадь, где эксплуатировалось 11 УКПГ вместо 15УКПГ по проекту с учетом Ен-Яхинской площади (3 УКПГ) и Северо-Уренгойского месторождения (1 УКПГ).
      Немаловажным обстоятельством, обеспечившим благоприятный уровень достигнутых ТЭП, явилось внедрение прогрессивных научно-технических решений, обоснованных при проектировании разработки месторождений севера Тюменской области: применение скважин увеличенного диаметра и повышенного дебита, кустовое расположение скважин; дифференцированная система вскрытия пласта, УКПГ повышенной производительности и т. д. Это привело к тому, что месторождение было выведено на проектную мощность ускоренными темпами и с минимальными затратами. Проведенные экономические исследования показали, что только использование скважин с повышенным дебитом ежегодно увеличивало фондоотдачу в среднем на 12 %, себестоимость добычи при этом снижалась на 10%.
      2.      Начиная с 1993 года добыча газа из сеноманских залежей падает, что вызвано запаздыванием ввода ДКС. Основной особенностью периода разработки 1993-1996 гг. является ухудшение всех технико-экономических показателей, что непосредственно связано со временем проведения экономических преобразований в стране.
      Переход на рыночные отношения и введение свободных цен на энергоносители предопределили резкий (скачкообразный) рост стоимости основных фондов и годовых эксплуатационных затрат и соответственно удельных показателей — фондоемкости и себестоимости добычи газа.
      Стоимость основных промышленно-производственных фондов (ОП11Ф) для разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения в 1997 году возросла по отношению к 1989 году более чем в шесть тысяч раз. Увеличение стоимости ОППФ вызвано, прежде всего, четырехкратной переоценкой фондов (по состоянию на 01.07.1992; 01.01.1994; 01.01.1995 и 01.01.1996), которая производилась на основе разработанных коэффициентов. Однако многократная переоценка основных фондов (ОФ) с помощью индексного метода приводила к искажению и в большинстве случаев к превышению реальной стоимости ОФ.

12