CC BY
18
I
УДК 622.692.6
https://doi.org/10.24412/2226-2296-2023-3-4-40-43
История развития транспортировки нефти и газа и замера скважинной продукции на Туймазинском месторождении
Зайдуллина А.Н., Хурамшина Р.А., Зенцов В.Н., Валеев А.Р.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1326-7666, E mail: alsu.zaydullina@rambler.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9767-9627, E-mail: Khuramshina.regina@mail.ru E-mail: zencovvn@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: anv-v@yandex.ru
Резюме: В статье сделан анализ истории становления системы сбора нефти и газа Туймазинского месторождения. Авторами рассмотрены этапы развития транспортировки нефти и газа, замера скважинной продукции, также рассмотрены экономические составляющие систем сбора нефти и газа, выделены их достоинства и недостатки. Рассмотрены применяемые на месторождении схемы и системы работы установок.
Ключевые слова: отделение нефти и газа, сбор и подготовка, установка, однотрубная система, трубопровод, ингибитор коррозии. Для цитирования: Зайдуллина А.Н., Хурамшина Р.А., Зенцов В.Н., Валеев А.Р. История развития транспортировки нефти и газа и замера скважинной продукции на Туймазинском месторождении // История и педагогика естествознания. 2023. № 3-4. С. 40-43. D0I:10.24412/2226-2296-2023-3-4-40-43
THE HISTORY OF THE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS TRANSPORTATION AND MEASUREMENT OF WELL PRODUCTS AT THE TUYMAZ-
INSKOYE FIELD
Zaydullina Alsu N., Khuramshina Regina A., Zentsov Vyacheslav N., Valeev Anvar R.
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E mail: alsu.zaydullina@rambler.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-9767-9627,
E-mail: Khuramshina.regina@mail.ru
E-mail: zencovvn@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: anv-v@yandex.ru
Abstract: The article provides an analysis of the history of the formation of the oil and gas collection system of the Tuymazinskoye field. The authors considered the stages of development of oil and gas transportation, measurements of well products, also considered the economic components of oil and gas collection systems, highlighted their advantages and disadvantages. The schemes and systems of the installations used at the field are considered.
Keywords: separation of oil and gas, collection and preparation, installation, single-pipe system, pipeline, corrosion inhibitor. For citation: Zaydullina A.N., Khuramshina R.A., Zentsov V.N., Valeev A.R. THE HISTORY OF THE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS TRANSPORTATION AND MEASUREMENT OF WELL PRODUCTS AT THE TUYMAZINSKOYE FIELD. History and Pedagogy of Natural Science. 2023, no. 3-4, pp. 40-43.
DOI:10.24412/222B-2296-2023-3-4-40-43
На первоначальной стадии разработки Туймазинского месторождения применялась индивидуальная технологическая схема сбора нефти и газа, согласно которой газонефтяная или газоводонефтяная смесь из скважины поступала на индивидуальную трапно-замерную установку (рис. 1). В трапе происходило отделение нефти от газа при относительно низких избыточных давлениях от 0,02 до 0,15 МПа.
Газ из трапов нескольких индивидуальных трапно-за-мерных установок поступал в газосборный коллектор, по которому направлялся на компрессорную станцию, а затем - на газоперерабатывающий завод.
Нефть из трапов (при эксплуатации обводненных скважин - нефть с водой) поступала в открытые мерники, выполнявшие функцию накопительных емкостей и замерных устройств.
Из мерника при наличии необходимого естественного уклона местности жидкость самотеком направлялась в резервуары промежуточного сборного пункта. Чтобы создать улучшенные условия для самотечных систем, резервуары
промежуточного пункта сооружали небольшой высоты и заглубляли относительно поверхности земли, а сборные пункты располагали в самых пониженных местах рельефа.
При отсутствии условий для самотека жидкость из мерников откачивали насосом, минуя промежуточные пункты, непосредственно в товарные парки. Туда же откачивали жидкость из промежуточных сборных пунктов.
Измерение количества жидкой продукции скважины производилось в мернике при помощи деревянной замерной рейки с нанесенными на ней делениями [1]. На время замера задвижку на выкидной линии мерника закрывали и по изменению уровня жидкости за определенное время определяли суточный дебит скважины.
Система сбора нефти и газа с индивидуальными трап-но-замерными установками с использованием самотечных нефтепроводов позволяла уменьшить количество насосного оборудования, не отличающегося в то время надежностью, и в значительной степени сократить простои скважин из-за неисправности насосов откачки.
щ
История и педагогика естествознания
3-4 • 2023
Рис. 1. Схема сбора нефти и газа, применяемая на восточных промыслах: 1, 2, 10 - соответственно скважины, эксплуатируемые фонтаном, УШГН, УЭЦН; 3 - трап; 4 - мерник; 5 - насос откачки; 6 - сборный пункт; 7 - входной трап; 8 - компрессорная станция; 9 -газоперерабатывающий завод
Рис. 2. Схема групповой установки скважины № 910
Стремление осуществить транспортировку жидкости самотеком вынуждало строить промежуточные и товарные парки в самых низких местах, где они традиционно оставались до настоящего времени. Это объясняет, почему на Туй-мазинском месторождении все резервуарные нефтепарки находятся в низинах около ручьев.
Индивидуальная система сбора нефти выполнила свое назначение на первом этапе разработки. Однако необходимость сооружения на территории месторождения многочисленных трапно-замерных установок, насосных и компрессорных станций, разветвленной сети нефтесборных и газосборных трубопроводов делала эту систему сбора неэкономичной, металлоемкой, требующей больших капитальных и эксплуатационных затрат. Наземное обустройство одной скважины в 1950 году составляло 30% стоимости сооружения самой скважины.
Одним из важнейших недостатков системы является ее негерметичность. Продукция скважин имела непосредственный контакт с атмосферой в многочисленных мерниках, резервуарах промежуточного сбора и товарных
нефтепарков. В результате потери легких фракций достигали значительных величин. Стремление герметизировать систему сбора проводилось в направлении ликвидации многочисленных мерников, трапов и насосов откачки. Однако попытки отказаться от индивидуальной схемы в начальный период не приводили к успеху: происходило интенсивное запарафинирование трубопроводов, что значительно осложняло процесс транспортировки нефти и газа [2].
В 1959 году сооружена первая групповая установка, объединившая девять скважин. В ней было использовано то же оборудование, что и при индивидуальном сборе: - трапы, мерники, насосы откачки, но их уже стало значительно меньше.
Например, групповая установка № 910 (рис. 2), к которой было подключено девять девонских скважин, включала три мерника, два трапа, два насоса откачки, то есть в 2-3 раза меньше, чем при индивидуальной системе сбора. Однако недостатки, присущие последней, сохранялись и при системе с использованием групповых установок
Дальнейшие работы по совершенствованию системы сбора были направлены на создание герметизированных групповых установок.
В 1964 году сооружена первая герметичная замерная групповая установка (ЗУГ), в которой газожидкостная смесь направлялась в сепаратор, выполненный в виде трапа, установленного наверху горизонтальной емкости, затем - в эту емкость, где осуществлялся замер, и после нее - в нефтепарк. Было испытано несколько модификаций ЗУГ, но все они существенной роли в системе сбора нефти не сыграли. Однако стало ясно, что дальнейшая герметизация системы сбора нефти невозможна без повышения давления в ней и создания совершенных замерных групповых установок. Принятое решение осуществлять транспортировку продукции скважин по одной трубе до товарных нефтепарков с использованием энергии пласта при фонтанной эксплуатации и сква-жинных насосов при механизированном способе добычи существенно изменило систему сбора нефти. Естественно, транспортировка газожидкостной смеси потребовала повышения давления на устье скважины.
Так, при давлении на устье 0,5 МПа нефтегазовая смесь может транспортироваться на расстояние до 5 км. При увеличении давления до 3,5 МПа по трубопроводу того же размера имеется возможность осуществить транспортировку жидкости уже до 35 км. После проведения на нефтепромысле № 3 эксперимента по перекачке газожидкостной смеси от скважин до товарного парка на расстояние 10 км и более в 1969 году начала внедряться напорная система сбора.
Внедрение однотрубной системы ускорило перевод скважин на механизированную добычу, так как давление на устье у многих фонтанных скважин стало недостаточным для транспортировки продукции на большие расстояния [3].
С целью снижения гидравлических сопротивлений, а также предотвращения образования стойких эмульсий в коллекторах с обводненной нефтью стали подавать соответствующие химические реагенты, а для предупреждения
3-4 ■ 2023
История и педагогика естествознания
щ]
коррозии трубопроводов - ингибиторы коррозии [4].
Переход на однотрубную систему сбора нефти и газа осуществлялся заменой групповых трапно-замерных установок блочными автоматизированными замерными установками (АГЗУ) типа «Спутник», разработанными Октябрьским филиалом ВНИИКА-нефтегаз. Эта установка предназначена для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, контроля за их работой и защиты трубопроводных систем от повышения давления. Принципиальная схема АГЗУ «Спутник» представлена на рис. 3.
Продукция скважин по трубопроводам 1 поступает в переключатель скважин (ПСМ) 2, после которого по общему коллектору 4 через отсека-тель 6 попадает в нефтегазосборный коллектор 16, подключенный к общей системе сбора.
В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерной отвод 5 с отсекателем направляется в двухемкостный замерной гидроциклонный нефтегазовый сепаратор 7, где газ отделяется от жидкости. Газ по патрубку проходит через счетчик газа 9, установленный на газовой линии, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу поступает в общий сборный коллектор.
Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня поплавок регулятора уровня (датчик уровнемера) 11 поднимается и при достижении верхнего заданного уровня воздействует на кран (золотниковые устройства) 10, на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик.
Рис. 3. Технологическая схема АГЗУ: 1 - трубопроводы от скважин; 2 - блок переключателя скважин типа ПСМ; 3 - роторный переключатель скважин; 4 - общая линия; 5 - замерная линия;
6 - отсекатели потока; 7 - гидроциклонный нефтегазовый сепаратор; 8 - регулятор давления; 9 - счетчик газа; 10, 10a - золотниковые устройства; 11 - датчик уровнемера; 12 - расходомер жидкости TOP; 13 - поршневой клапан; 14 - влагомер; 15 - гидропривод; 16 - нефтегазосборный
коллектор; 17 - блок автоматики
При достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.
Измеряемый дебит фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР [5].
Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера устанавливается реле времени, при срабатывании которого включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления повышается давление. Под его
Таблица 1.
Показатели эксплуатации нефтепроводов в НГДУ «Туймазанефть»
Место разрушения 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
Количество разрушений нефтепроводов, ед. :
тело 1264 1420 1453 1334 1224 936 1025 1318 1411 1172 912 825 666 562 -527
шов монтажный 260 253 267 149 133 139 97 31 34 24 4 28 26 21 9
шов заводской 3 51 60 14 10 18 24 9 8 1 - 6 4 1 3
Прочие 26 23 28 11 10 11 5 2 4 11 - 2 14 6 -
Всего 1587 1747 1808 1508 1377 1104 1151 1360 1457 1208 916 861 710 590 539
Протяженность нефтепроводов, км 2591 2638 2734 2794 2863 2929 3046 3122 3122 3100 2244 2035 2022 1844 1746
Удельная частота разрушений:
тело 0,48 0,54 0,53 0,48 0,42 0,32 0,34 0,42 0,45 0,37 0,4 0,40 0,33 0,305 0,302
шов монтажный 0,1 0,09 0,09 0,05 0,046 0,047 0,03 0,01 0,01 0,01 0,001 0,01 0,017 0,011 0,005
шов заводской 0,014 0,02 0,022 0,005 0,003 0,006 0,008 0,03 0,003 - - 0,002 0,007 0,004 0,002
Средняя 0,61 0,66 0,66 0,54 0,481 0,38 0,38 0,44 0,46 0,39 0,4 0,42 0,351 0,320 0,309
Замена нефтепроводов, км 34,4 26,8 65,4 66,0 53,0 45,0 43,7 109,5 217,6 180 4,2 141,2 114,9 102,5 97,2
[42
История и педагогика естествознания
3-4 ■ 2023
воздействием перемещается поворотный патрубок переключателя, подключающего на замер следующую скважину.
Счетчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважин. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в системе телемеханики.
Переход на однотрубную систему в НГДУ «Туймаза-нефть» завершен в 1972 году. В дальнейшем эта система развивалась в соответствии с конкретными создавшимися условиями без изменения по существу.
Следует отметить, что в Туймазанефти был осуществлен раздельный сбор девонской и угленосной нефти, позволивший без смешивания транспортировать жидкости, содержащие разные по физико-химическим свойствам нефти. До настоящего времени угленосная и девонская нефти собираются и перерабатываются раздельно.
Внедрение однотрубной напорной системы сбора предусматривало создание условий для сепарации жидкости до поступления нефти на подготовку. С этой целью были внедрены концевые сепарационные совмещенные установки (КССУ), в которых кроме сепарации газа осуществлялся предварительный сброс воды в связи с тем, что КССУ размещаются на территории товарных парков и технологически связаны с процессом подготовки нефти [5, 6].
Система однотрубного сбора продолжала успешно развиваться до 1989 года. В то время она насчитывала 3122 км нефтепроводов, 52% из них составляли выкидные линии и 48% - сборные магистральные трубопроводы. Следует отметить, что из всех действующих выкидных линий почти 64% отработали амортизационный срок и требуют замены, 28% сборных нефтепроводов отработали более 12 лет. Практика показывает, что на выкидных трубопроводах, отработавших амортизационный срок, происходит до 1,3
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
порыва на 1 км протяженности, а на неотработавших - 0,24, то есть в 5,4 раза меньше.
Регулярная замена сборных трубопроводов привела к уменьшению аварийности. Удельная частота порывов здесь составила 0,22 на 1 км длины.
В начальный период поддержание нефтепроводов в работоспособном состоянии осуществлялось за счет их замены.
С 1981 года в системе нефтесбора начали широко применять ингибиторы коррозии [6]. К 1991 году в системе сбора насчитывалось 408 точек дозирования, в том числе устройств для подачи в затрубное пространство скважин -253, насосов на сборных коллекторах на АГЗУ «Спутник» -54, установок БР-2,5 - 53, на выкидных линиях (УДС, УДЭ) -48. Годовое потребление ингибиторов различных видов (контол, коррексит 7798, нефтехим) возросло до 211 т, а удельный расход составил 31 г/т [7, 8].
Таким образом, считая применение ингибиторов коррозии явлением временным, в НГДУ «Туймазанефть» ускоренными темпами стали внедрять коррозионно-стойкие трубы. С этой целью было создано производство по выпуску гибких полимерно-металлических труб и ускоренно внедрялись трубы с обжатым полиэтиленовым дротом. К 1995 году было проложено 240 км этих трубопроводов.
Осуществление методов предотвращения и снижения коррозии позволило за период с 1981 по 1995 год снизить количество порывов в три, а удельную частоту - в два раза (табл. 1).
В эти годы происходит уменьшение протяженности трубопроводных коммуникаций системы сбора. Это объясняется выводом из эксплуатации высокообводненных скважин.
Таким образом, развитие транспортировки нефти и газа, а также внедрение и усовершенствование систем сбора на Туймазинском месторождении проходило пропорционально изменениям физических и экономических показателей в соответствии с конкретными создавшимися условиями.
Мастобаев Б.Н., Бахтизин Р.Н., Сощенко А.Е., Дмитриева Т.В. История развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований, 1999. 60 с. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1983. 224 с.
Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении. Уфа: Башнефть, 1998. 413 с.
Зайдуллина А.Н., Зенцов В.Н. Исторические аспекты разделения полидисперсных эмульсий. Сб. трудов конф. «Инновации и перспективы развития в нефтегазовом деле». 2021. С. 192-196.
Мазепа Б.А. Опыт автоматизации добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1960. 88 с.
Теплова (Ковда) Д.А., Мастобаев Б.Н. Специфика подготовки нефти в Башкирии // Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13. № 3. С. 30-32.
Галонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1955. 155 с.
Стефанов А.Ю. О выборе способа деэмульсации нефти на промыслах (начало) // Нефть. 1934. № 15. С. 12-13.
REFERENCES
Mastobayev B.N., Bakhtizin R.N., Soshchenko A.YE., Dmitriyeva T.V. Istoriya razvitiya truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov [The history of the development of pipeline transportation of oil and oil products]. Ufa, Fond sodeystviya razvitiyu nauchnykh issledovaniy Publ., 1999. 60 p.
Lutoshkin G.S. Sbor ipodgotovka nefti, gaza, i vody [Collection and preparation of oil, gas, and water]. Moscow, Nedra Publ., 1983. 224 p. Kaplan L.S., Semenov A.V., Razgonyayev N.F. Razvitiye tekhniki i tekhnologiy na Tuymazinskom neftyanom mestorozhdenii [Development of equipment and technologies at the Tuymazinskoye oil field]. Ufa, Bashneft' Publ., 1998. 413 p.
Zaydullina A.N., Zentsov V.N. Historical aspects of the separation of polydisperse emulsions. Sb. Trudovkonf. Innovatsiiiperspektivy razvitiya v neftegazovom dele, 2021, pp. 192-196 (In Russian).
Mazepa B.A. Opytavtomatizatsii dobychinefti [Experience in oil production automation]. Moscow, Gostoptekhizdat Publ., 1960. 88 p. Teplova (Kovda) D.A., Mastobayev B.N. Specificity of oil treatment in Bashkiria. Neftegazovoye delo, 2015, vol. 13, no. 3, pp. 30-32 (In Russian). Galonskiy P.P. Bofba s parafinom pri dobyche nefti [The fight against paraffin in oil production]. Moscow, Gostoptekhizdat Publ., 1955. 155 p. Stefanov A.YU. On the choice of oil demulsification method in the fields (beginning). Neft', 1934, no. 15, pp. 12-13 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
3-4 • 2023
Зайдуллина Алсу Назимовна, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Хурамшина Регина Азатовна, аспирант, ассистент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Зенцов Вячеслав Николаевич, д.т.н., проф. кафедры водоснабжения и водоотведения, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Валеев Анвар Рашитович, д.т.н., профессор кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
История и педагогика естествознания
Zaydullina Alsu N., Postgraduate Student of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University. Khuramshina Regina A., Postgraduate Student, assistant of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Zentsov Vyacheslav N., Dr. Sci (Tech.), Prof. of the Department of Water Supply and Sanitation, Ufa State Petroleum Technological University. Valeev Anvar R., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
13
