CC BY
32
УДК 622.692.4
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ МАЛОЗАГРУЖЕННОГО УЧАСТКА ПРОТЯЖЕННОГО ТРУБОПРОВОДА ПО ТРАНСПОРТУ ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН»
М.М. ВЕЛИЕВ, д.т.н., доцент, главный специалист высшего класса
СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, г. Вунгтау, ул. ЛеЛой, д. 105).
E-mail: veliev.rd@vietsov.com.vn
ТЫ ТХАНЬ НГИА, к.т.н., генеральный директор
СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, г. Вунгтау, ул. ЛеЛой, д. 105).
E-mail: ttnghia@vietsov.com.vn
БАХТИЗИН Р.Н. д.ф.-м.н., проф., ректор
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: rektor@rusoil.net
Рассмотрены проблемы совершенствования технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей в трубопроводах и технологическом оборудовании применительно к условиям СП «Вьетсовпетро». Осуществлено математическое моделирование работы теплоизолированного трубопровода в условиях образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Предложено проводить обработку продукции деэмульгаторами на блок-кондукторах путем подачи их в смеси с депрессаторами в скважины по импульсным трубкам, рекомендованы их оптимальные дозировки для обработки нефти.
Ключевые слова: транспорт высокозастывающих нефтей, асфальтосмолопарафиновые отложения, деэмульгаторы, месторождения СП «Вьетсовпетро».
Нефти месторождения «Дракон» характеризуются следующими свойствами: - плотность - в среднем 830-901 кг/м3;
- вязкость при 50 °С - 6-12 мПа-с;
- содержание парафинов: от 19,5 до 27,0% масс., что обуславливает широкий интервал изменения температур застывания - от 18,5 до 37 °С;
- содержание АСВ: от 4,7 до 21% масс.
Газосодержание нефтей изменяется в пределах от 35 до
300 м3/т. Для всех объектов характерна низкая минерализация сопутствующих пластовых вод [1, 2].
Большое содержание парафина является причиной сложного реологического поведения нефти. При температурах транспорта, близких к температуре застывания, это обуславливает интенсивное образование АСПО на внутренней поверхности трубопроводов, ограничение прокачива-емости добываемой продукции по трубопроводам, повышенные гидравлические потери, и тем самым создается угроза «замораживания» нефтепроводов.
Добываемая продукция скважин месторождения «Дракон» на блок-кондукторах RC-DM, RC-4 и RC-5 сепарируется в устройство предварительного отбора газа (УПОГ) для предварительного отделения газа, отсепари-рованные потоки поступают в блок замера для определения количества жидкости и газа. Газ после УПОГ подается в систему сбора газа и транспортируется на компрессорную платформу месторождения «Дракон» (КПД) возле
морской стационарной платформы RP-3 для компримиро-вания. Продукция скважин блок-кондукторов RC-DM, RC-4 и RC-5 транспортируется на RP-1 в виде газонасыщенной обводненной нефти и после дополнительной сепарации обводненная дегазированная нефть насосами откачивается на установку беспричального налива (УБН-3), где производится подготовка нефти до товарной кондиции.
Составленные на основе ежедневной сводки параметры работы участка трубопровода RC-DM^RC-4 при стационарном транспорте представлены на рис. 1-4 [3, 4].
|Рис. 1. Параметры транспорта по участку трубопровода Я^М - ЯС-4
г f Л
и {
— Г wr
tOCTk га эшдгг-сти
1
l*w - L
01*1 01иц> OIJJV D1 win 01»в» 01 .мв 01 is ОГейя 016« Q1 »*!• Q1jaJ 01л*
I
Рис. 2. Давление на стояках RC-DM и RC-4
Рис. 4. Температура нефти, фиксируемая на стояках RC-DM и RC-4
|Рис. 3. Дозировка депрессаторов и температура застывания
>
нефти на RC-DM
Через данный участок трубопровода транспортируется только продукция, добываемая на RC-DM. По данным 2014 года, производительность транспорта по жидкости составляет 700-900 м3/сут. Обводненность в течение года выросла с 35 до 42%, количество добываемой нефти изменялось в течение года от 340 до 400 т/сут. Объем газлифтного газа, используемого для добычи нефти на RC-DM, составлял от 80 000 до 240 000 м3/сут. Давление на стояке RC-DM составляло от 12 до 14,5 атм, а давление, фиксируемое на стояке RC-4, колебалось от 10 до 12 атм. Перепад давления на данном участке трубопровода изменялся от 0,5 до 1,8 атм, в среднем составляя 0,8 атм.
В течение года производилась обработка продукции, в основном смесью депрессаторов УХ-7484 + АР-1804 в соотношении (80:20), а также чистым УХ-7484 и смесью УХ-7484 + TPD-1210 (70:30) путем подачи депрессаторов в скважины на глубину с дозировкой 1000-1300 ррт. Температура застывания нефти после обработки составила 29-31 °С,
Таблица 1
Средние параметры работы трубопровода RC-DM^RC-4
Как следует из рис. 4, температура на выходе RC-DM составляет около 60-64 °С. Блок-кондуктор RC-DM является начальной точкой системы трубопроводов RC-DM^RC-4^RC-5^RP-1^УБН-3. В связи с увеличением обводненности скважин на всех блок-кондукторах, целесообразно обработку продукции деэмульгаторами осуществлять не на RP-1, а на RC-DM путем подачи их в смеси с депрессато-рами в скважины по импульсным трубкам. Подача деэмуль-гатора в начальной точке трубопровода позволит осуществлять более эффективную внутритрубную деэмульсацию, и облегчит подготовку нефти до товарной кондиции на УБН [5].
В течение 2014 года наблюдалось снижение перепада давления на участке трубопровода RC-DM^RC-4. Это происходило за счет влияния различных факторов, включающих технологические параметры работы трубопровода RC-DM^RC-4 и свойства транспортируемого флюида.
В табл. 1 показаны средние параметры работы трубопровода в течение 2013 и 2014 годов.
Из табл. 1 видно, что кроме значения обводненности, в течение 2014 года по сравнению с 2013-м произошли незначительные изменения в значении технологических параметров работы трубопровода. Кроме того, результаты тепло-гидравлического расчета трубопровода RC-DM^RC-4 за 2013 год показали, что толщина слоя отложений АСПО на стенке трубопровода была незначительная, в течение 2014 года также не произошло никаких изменений в системе сбора и транспорта нефти RC-DM.
Основываясь на вышеуказанных фактах, можно предположить, что снижение перепада давления происходит за счет изменения свойств транспортируемого флюида (улучшение реологических свойств транспортируемой жидкости и увеличение обводненности).
Для проведения расчета стационарного транспорта газонасыщенной нефти по участку трубопровода RC-DM^RC-4
Параметры
Год PRC-DM, атм PRC-4, атм AP, атм TRC- DM, °С TRC-4, °С АТ, °С 0 жидкости, м3 Обводн., % об.
2013 14 10,5 3,5 62 42 20 730 35
2014
12,6
11,1
1,5
62,8
45,2
17,6
770
45
Таблица 2
Расчетные параметры транспорта по трубопроводу RC-DM^RC-4 в зависимости от обводненности
Обводненность, % Перепад давления АР, атм
10 2,33
20 2,16
30 1,95
40 1,69
45 1,57
|Рис. 6. Зависимость изменения температуры жидкости по длине трубопровода RC-DM^RC-4 от ее обводненности
№ — ШКНПОЛЙ.!)**«!!1» — №1С](ЛЙ*П 1] '1р«Гв' — 1и КI |ГК1М 1 г -1 «и» — шщйшпнчил-
................
ч.МЮ ?ДОО 1.ИО 1.000
■'мы* мядш |п)
были приняты следующие средние параметры транспорта (согласно ежедневной сводке):
- среднее давление на RC-4 - 11 атм;
- средняя температура продукции на стояке RC-DM -64
- количество жидкости, транспортируемой с RC-DM на RC-4 - 720 м3/сут;
- температура окружающей трубопровод морской воды
- 26 °С;
- толщина слоя теплоизоляционного покрытия линейной части - 35 мм;
- толщина слоя теплоизоляционного покрытия стояков
- 30 мм.
Теплопроводность теплоизоляционного покрытия на данном участке была принята равной 0,22 Вт/м-К.
Результаты моделирования стационарного процесса транспорта приведены в табл. 2 и на рис. 5-7.
Участок RC-DM^RC-4 является самым опасным звеном системы трубопроводов RC-DM^RС-4^RC-5^RP-1 с точки зрения образования АСПО, потому что по данному участку транспортируется только продукция, добываемая на RC-DM, и этот участок является самым малозагружен-ным. Вследствие того что результаты теплогидравлического расчета показывают отсутствие АСПО на данном участке, можно сделать вывод о том, что образование АСПО не будет наблюдаться и на остальных участках трубопровода RC-DM^RС-4^RC-5^RP-1.
Поэтому обеспечение безопасности транспорта нефти по участку RC-DM^RС-4 представляет собой главную задачу для безопасной работы трубопровода
|Рис. 5. Зависимость давления по длине трубопровода
RC-DM^■RC-4 от обводненности транспортируемого флюида
Р — РТВмгоЦВМ1М)-1.1>см~Р7 — Р1[ГИ[0>(ВАЫМГ-*.№Г^ — РТ|оа:оНв«АгмГУи>Г 9 РТ [МГ$11ВЙА1М > Ч.ррГр? — РТ [Ы1'3( (ВЧЛ1М} -5.Р0Г
|Рис. 7. Зависимость средней скорости жидкости по длине трубопровода RC-DM^■RC-4 от обводненности жидкости
V — 1М. [»!»•«] 1»ЯАИ1] — Щ.м>] — 1Л ЮЛАМИ
Р 01 М' »Л ОЯАМ и "'Г«*"
/И
V
I .............
« 4 1.ВД VI« и тчшч — 1 игщ-.м ОТ ЕЙМ ■
RC-DM^RС-4^RC-5^RP-1. Для выполнения этой задачи, были исследованы разные ситуации работы трубопровода RC-DM^RС-4.
Нефть, добываемая на RC-DM, является высокопарафи-нистой и высоковязкой с температурой застывания после обработки химреагентами почти 30 °С, поэтому рекомендовано обеспечить температуру транспортируемой жидкости выше температуры застывания нефти на 5 °С. Основываясь на плане развития месторождения «Дракон» и настоящего состояния работы скважин RC-DM, были исследованы следующие случаи.
1. Остановка работы трубопровода В данном случае трубопровод внепланово остановлен, требуется рассчитать время, при котором температура жидкости падает до температуры застывания (табл. 3).
На основе результатов моделирования стационарной работы трубопровода RC-DM время остановки работы трубопровода рекомендовано не более 5,5 ч. По прошествии этого времени температура нефти падает до уровня застывания, при которой жидкость переходит в твердое
Таблица 3
Время, за которое температура жидкости падает до уровня застывания
Температура на стояке Время, мин.
RC-DM, °С
70 374
65 355
60 328
55 300
50 267
|Рис. 8. Зависимость температуры жидкости по длине трубопровода Я№М^ЯС-4 от обводненности при температуре на стояке ЯС^М, равной 45 °С.
Р — 1М ГСЦБ«ЛИ1Г1 wrF — TMlC][BHAH-1)'2.ppr|5 — ТН [Q (BKAN-1) "ЭдаГ
W — ты id {!wan i> "4.pprF — tu )C] IBRAU-1 j "5.pprR — ти ra<&KAN-ire w
о sod ijho t.bca a,coo гзм зооо
Р,>-1шй lengtt [и]
состояние, и потребуется значительное повышение давления для восстановления работоспособности трубопровода.
Изменение обводненности жидкости и температуры на стояке RC-DM
Известно, что по мере эксплуатации обводненность добываемой жидкости будет постепенно увеличиваться. Повышение обводненности влияет на процесс подготовки и транспорта нефти.
Были исследованы влияние падения температуры по длине трубопровода RC-DM^RC-4 в условиях обводненности от 30 до 80% при различных начальных температурах.
Результаты моделирования стационарной работы RC-DM^RC-4 показывают, что при температуре на выходе RC-DM более 45 °С температура на стояке RC-4 будет более 35 °С, что соответствует технологическим требованиям (рис. 8).
При температуре на выходе RC-DM 40 °С и обводненности жидкости менее 60% температура на стояке RC-4 будет менее 35 °С. Рекомендовано обеспечить температуру продукции RC-DM более 40 °С для безопасного транспорта нефти до RC-4.
Выводы
1. Наблюдается снижение перепада давления на участке трубопровода RC-DM^RC-4. Снижение перепада давления происходит за счет изменения свойств транспортируемого флюида.
2. В целях безопасности транспорта нефти по трубопроводу RC-DM^RC-4 рекомендовано обеспечить температуру на выходе RC-DM более 40 °С и время внеплановой остановки трубопровода менее 5,5 ч.
3. В связи с увеличением обводненности скважин на всех блок-кондукторах целесообразно обработку продукции деэмульгаторами осуществлять на RC-DM путем подачи их в смеси с депрессаторами в скважины по импульсным трубкам.
4. По результатам опытно-промышленных испытаний различных депрессаторов, рекомендованы их оптимальные дозировки для обработки нефти.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ван Н.Т., Ахмадеев А.Г., Велиев М.М. Технология транспорта нефти месторождения «Дракон» / Мат. науч.-практ. конф. «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». Уфа, 2009. С. 31-32.
2. Нгиа Т.Т., Велиев М.М., Гарбовский В.В. Улучшение реологических свойств и снижение температуры застывания высокопарафинистых нефтей месторождений СП «Вьетсовпетро» деэмульгаторами / Мат. XI науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт». Уфа, 2016. С. 148-150.
3. Кханг Н.Т., Велиев М.М., Ахмадеев А.Г., Ван Н.Т. Характер изменения потерь давления в подводных трубопроводах // Мат. IX науч.-практ. конф. «Энергоэффективность. Проблемы и решения». Уфа, 2009. С. 52-53.
4. Нгиа Т.Т., Бахтизин Р.Н., Велиев М.М. и др. Транспорт и хранение высоковязких нефтей. СПб.: Недра, 2015. 544 с.
5. Нгиа Т.Т., Велиев М.М., Гарбовский В.В. Оптимизация обработки нефти месторождений СП «Вьетсовпетро» деэмульгаторами // Мат. XI науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт». Уфа, 2016. С. 152-154.
MODELING WORK OF LOW-LOAD SITE OF EXPANDED PIPELINE ON THE TRANSPORT OF HIGH-WAX OIL OF «DRAGON» DEPOSIT
VELIEV M.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof., Chief Specialist of the highest class TU THAN NGHIA, Ph. D. General Director
Joint Venture «Vietsovpetro» (105 Le Loist., Vung Tau, Vietnam). E-mail: veliev.rd@vietsov.com.vn,
E-mail: ttnghia@vietsov.com.vn
BAKHTIZIN R.N., Dr. Sci. (Ph.-M.), Prof., Rector
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: rektor@rusoil.net
ABSTRACT
The article considers the problems of improving the technology for collecting, processing and transporting high-thickening oil in pipelines and process equipment in relation to the conditions of the JV «Vietsovpetro». It was carried out mathematical modeling of the thermally insulated pipeline in the conditions of formation of asphalt-resin-paraffin deposits (ARPD). There was proposed treatment of the products by demulsifiers to carry out on the block-conductors by feeding them into the mixes with the depressors in the wells using pulsed tubes, optimum dosage for the treatment of oil is recommended. Keywords: transport of high-thickening oils, asphalt-resin-paraffin deposits, emulsion breakers, fields of JV «Vietsovpetro».
REFERENCES
1.Van N.T., Akhmadeyev A.G., Veliyev M.M. Tekhnologiya transporta nefti mestorozhdeniya «Drakon» [Technology of transport of «Dragon» oil deposits]. Trudy nauch.-prakt. konf. «Problemy i metody obespecheniya nadezhnosti i bezopasnosti sistem transporta nefti, nefteproduktov i gaza» [Proc. scientific-practical. Conf. «Problems and methods of ensuring the reliability and safety of transport systems for oil, oil products and gas»]. Ufa, 2009, pp. 31-32.
2. Ngia T.T., Veliyev M.M., Garbovskiy V.V. Uluchsheniye reologicheskikh svoystv i snizheniye temperatury zastyvaniya vysokoparafinistykhneftey mestorozhdeniy SP «V'yetsovpetro» deemul'gatorami [Improvement of rheological properties and a decrease in the pour point of highly paraffinic oil deposits of JV «Vietsovpetro» by demulsifiers]. Trudy XI nauch.-prakt. konf. «Truboprovodnyy transport» [Proc. XI scientific-practical. Conf. «Pipeline transportation»]. Ufa, 2016, pp. 148-150.
3. Kkhang N.T., Veliyev M.M., Akhmadeyev A.G., Van N.T. Kharakter izmeneniya poter' davleniya v podvodnykh truboprovodakh [The nature of the change in pressure loss in underwater pipelines]. Trudy IX nauch.-prakt. konf. «Energoeffektivnost'. Problemy i resheniya» [Proc. IX scientific-practical. Conf. «Energy efficiency. Problems and solutions «]. Ufa, 2009, pp. 52-53.
4. Ngia T.T., Bakhtizin R.N., Veliyev M.M., Mastobayev B.N. Transport i khraneniye vysokovyazkikh neftey [Transport and storage of high-viscosity oils]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2015. 544 p.
5. Ngia T.T., Veliyev M.M., Garbovskiy V.V. Optimizatsiya obrabotki nefti mestorozhdeniy SP «V'yetsovpetro» deemul'gatorami [Optimization of oil processing of JV «Vietsovpetro» deposits with demulsifiers]. Trudy XI nauch.-prakt. konf. «Truboprovodnyy transport» [Proc. XI scientific-practical. Conf. «Pipeline transportation»]. Ufa, 2016, pp. 152-154.
