Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Обеспечение промышленной безопасности объектов обустройства нефтяных месторождений
1.1. Общие положения и определения 4
1.2. Анализ правовых актов и нормативных документов 10
1.3. Обзор и анализ статистических данных по авариям на промысловых трубопроводах 20
Выводы по Разделу 1 33
Раздел 2. Теоретические основы идентификации трубопроводных систем на нефтегазовых месторождениях
2.1. Классификация трубопроводов нефтегазовых месторождений 34
2.2. Особенности и основные понятия и определения, характеризующие двухфазные течения в трубопроводах
2.2.1. Особенности двухфазных течений в трубопроводах 38
2.2.2. Основные понятия и опрелеления, характеризующие двухфазные потоки 46
2.3. Обоснование использования основных расчетных зависимостей, необходимых при проведении идентификации нефтегазосборных трубопроводов
2.3.1. Определение объемного расхода газа в нефтегазосборном трубопроводе 50
2.3.2. Зависимость массового содержания нефти и газа в трубопроводе от значения истинного газосодержания 58
2.3.3. Определение структуры газожидкостного потока 59
2.3.4. Основные зависимости для истинного газосодержания 62
2.3.4.1.Определение истинного газосодержания для случая пробковой структуры потока 63
2.3.4.2. Определение истинного газосодержания при расслоенной структуре потока в наклонных трубопроводах 63
2.3.4.3.Определение истинного газосодержания при расслоенной структуре потока в горизонтальных трубопроводах 64
Выводы по Разделу 2 71
Раздел 3. Методика идентификации промысловых нефтегазосборных трубопроводов
3.1. Подготовка исходных данных для расчета количества опасных веществ в нефтегазосборных трубопроводах 72
3.2. Алгоритм расчета количества опасных веществ в нефтегазосборных трубопроводах
3.2.1. Последовательность вычислений 74
3.2.2. Рекомендации по решению уравнений (3.14) 79
Выводы по разделу 80
Раздел 4. Реализация методики вычисления количества опасных веществ в нефтегазосборных трубопроводах
4.1. Компьютерная программа «Поток-1» по идентификации нефтегазосборных трубопроводов 80
4.1.1. Инструментальные средства 81
4.1.2. Руководство пользователя 81
4.2. Анализ степени влияния различных факторов (параметров) на количество опасных веществ в нефтегазосборных трубопроводах 88
Выводы по Разделу 4 89
Основные выводы 90
Список используемой литературы
- Обзор и анализ статистических данных по авариям на промысловых трубопроводах
- Особенности и основные понятия и определения, характеризующие двухфазные течения в трубопроводах
- Зависимость массового содержания нефти и газа в трубопроводе от значения истинного газосодержания
- Алгоритм расчета количества опасных веществ в нефтегазосборных трубопроводах
Введение к работе
Актуальность темы
Промысловые трубопроводные системы, являющиеся неотъемлемой частью обустройства нефтегазовых месторождений, в соответствии с Федеральным Законом №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» относятся к опасным производственным объектам (ОПО) и согласно действующим нормативным документам должны быть зарегистрированы и внесены в «Государственный реестр опасных производственных объектов». Для этого необходимо предварительно провести идентификацию, в результате которой каждый объект может быть отнесен к тому или иному типу. Идентификация производится по количеству обращающихся опасных веществ, предельные количества которых приведены в таблицах №1 и №2 Приложения 2 Федерального Закона №116-ФЗ.
Указанием Госгортехнадзора России за № У-46 от 14 июня 2000г. («Об идентификации и регистрации опасных производственных объектов в государственном реестре») предлагается временно до разработки методических рекомендаций, учитывающих технологические особенности и отраслевые критерии по идентификации ОПО, руководствоваться «Перечнем типовых видов опасных производственных объектов». В этом перечне «Система промысловых (межпромысловых) трубопроводов куста (площади месторождения)» идентифицируется по признаку транспортирования опасных веществ и типом объекта 3.2. Последнее соответствует тому, что априори принимается количество опасного вещества, находящегося в обращении на ОПО, не превышает 200т. В действительности же в нефтегазосборных трубопроводах количество опасных веществ (нефти и газа) может и превышать 200т. В этом случае ОПО должен относиться к объектам типа 3.1. с вытекающими отсюда последствиями: занесение в базу данных ОПО в соответствии с его высоким типом опасности, разработка декларации промышленной
безопасности, увеличение страховой суммы обязательного страхования с 1 млн. руб. до 7 млн. руб.
Сложность вычисления количества опасных веществ (нефти и газа) в промысловых трубопроводах, в которых имеют место двухфазные течения, а также отсутствие методики проведения подобных расчетов и явилось причиной создавшейся ситуации, когда руководящие документы и указания вступают в противоречие с Федеральным Законом №116-ФЗ.
Данная работа направлена на устранение указанных противоречий посредством разработки методики, учитывающей технологические особенности течения газожидкостных смесей по трубопроводам.
Целю диссертационной работы является разработка методики
идентификации промысловых трубопроводов нефтегазовых
месторождений как потенциально опасных производственных объектов.
Для выполнения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие основные задачи:
- проведение идентификации опасности аварий на промысловых трубопроводах и выявление основных факторов, влияющих на создание аварийных ситуаций;
обоснование выбора основных зависимостей, которые необходимо использовать при идентификации промысловых трубопроводов;
установление параметров, влияющих на количество опасных веществ, находящихся в промысловых трубопроводах;
разработка методики определения количества опасных веществ (нефти и газа), которые обращаются в промысловых трубопроводах при проведении их идентификации как опасных производственных объектов.
Научная новизна
- установлено среднестатистическое значение частоты аварий на промысловых нефтепроводах Западной Сибири на примере месторождений ХМАО; - разработана методика идентификации нефтегазосборных
трубопроводов по количеству обращающихся опасных веществ;
- установлена степень влияния полного газового фактора, диаметра трубопровода, давления, а также физических свойств нефти на количество опасных веществ в промысловых трубопроводах.
Практическая ценность работы
Разработана методика идентификации промысловых
нефтегазосборных трубопроводов и на базе ее создан программный
продукт, позволяющий с достаточной точностью определять тип объекта
при их регистрации в Государственном реестре опасных
производственных объектов.
Внедрение результатов работы Разработанные методика и компьютерная программа рекомендованы Управлениями по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Тюменской области и по ЯНАО к внедрению для практических расчетов при проведении анализа риска и идентификации нефтегазосборных трубопроводов.
Апробация работы, публикации Основные положения работы докладывались:
на международной конференции, посвященной проблемам экологии и промышленной безопасности, г. Самара, сентябрь 2004 г.;
на тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной безопасности и страхования ответственности. Развитие методов оценки риска аварий на ОПО», г. Москва, 26-27октября 2004 г.;
на тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной безопасности. Оценка риска аварий на опасных производственных объектах», г. Москва, 26-27 октября 2005 г.;
на Межотраслевом научно-методологическом семинаре по проблемам теплофизики, гидрогазодинамики и теплотехники при ТюмГУ под руководством профессора Шабарова А.Б., г. Тюмень, 20-21 мая 2005 г.;
- на техсовете «Управления по технологическому и экологическому .
надзору Ростехнадзора по Тюменской области», г. Тюмень, 20.06. 2005 г. По результатам публиковано шесть работ в центральной печати.
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и списка использованной литературы. Диссертация написана на русском языке, изложена на 103 страницах, содержит 5 рисунков, 2 диаграммы и 6 таблиц. Список литературы включает 92 наименования.
Обзор и анализ статистических данных по авариям на промысловых трубопроводах
В расчетах по определению основных, показателей риска необходимо знать ожидаемую частоту аварий (отказов) на промысловых трубопроводах и вероятность реализации того или иного типа-размера повреждения. Такие данные можно получить только посредством сбора банка данных по авариям на промысловых трубопроводах и их обработки. Механически переносить статистические данные аварий по магистральным нефтепроводам на промысловые трубопроводы нельзя. Однако зачастую именно так и поступают, т.е. принимают в расчетах ожидаемую частоту аварий по данным для магистральных нефтепроводов.
Чтобы восполнить этот пробел, была проведена работа по сбору и анализу фактических данных по авариям на нефтепромысловых трубопроводах на примере нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа- Югра. В качестве примера в таблицах 1.1, 1.2, 1,3 приведены статистические данные организаций, в ведении которых находятся нефтепромысловые трубопроводы, и магистральные нефтепроводы и газопроводы, характеризующие состояние аварийности на нефтепромысловых трубопроводах, на территории ХМАО за один (2003) год.
Приведенные данные подтверждают, что подавляющее большинство аварий на территории ХМАО Тюменской области в 2003 г. пришлось именно на внутрипромысловые и межпромысловые нефтепроводы 2235, в то время как на магистральных газопроводах, и нефтепроводах произошло всего 9 аварий. Анализ данных, приведенных в этих таблицах, показывает, что основной причиной отказов на промысловых трубопроводах является коррозия (в 90 - 93 % всех отказов). Число аварий, связанных с механическими повреждениями, не превышает 1%. На аварии, вызванные строительным браком, также приходится менее 1%. Аналогичное положение наблюдается и в другие годы (с 1998г по 2002 г), по которым была собрана информация. Основной причиной существующего состояния аварийности является то, что промысловые трубопроводы работают в условиях сильного коррозионного воздействия, т.к. перекачивают пластовый флюид содержащей смесь нефти, пластовой воды, с растворенными в ней солями, и выделяющегося из нефти попутного газа по мере падения давления в трубопроводе, а также выносимого из пласта песка. При небольших скоростях потока продукция нефтяных скважин в промысловых трубопроводах расслаивается. В нижней части трубы скапливается песок с минерализованной пластовой водой. Создаются благоприятные условия для развития ручейковой коррозии (т.е. происходит коррозия внутренней поверхности труб по нижней образующей трубопровода), которая и является наиболее существенной причиной преждевременного выхода из строя внутрипромысловых трубопроводов. Особенно подвержены этому виду коррозии трубопроводы больших диаметров (219 мм и выше), где скорости потоков, как правило, ниже критической скорости выноса скоплений. Для условий ряда месторождений России максимум этих показателей наблюдается при скорости потока около 0,5 м/с и резко убывает (в 6-10 раз) при достижении потоком скорости 1,0 м/с.
То есть основной причиной, разрушающей нефтепровод, является агрессивная среда, которая при взаимодействии с другими факторами: мехпримеси, блуждающие токи, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) и т.д. приводит к быстрому выходу из строя внутрипромысловых нефтепроводов. Если количество воды в нефти превышает некоторый предел (обычно 70-80 %), то эмульсия переходит из гидрофобной в гидрофильную, то есть поверхность металла начинает смачиваться преимущественно водой.
Применение ингибиторов коррозии не обеспечивает высокого защитного результата. Это связано с сильным обводнением нефти, заметной нестабильностью режима перекачки, а также чувствительностью ингибирующего влияния к изменению скорости потока, концентрации загрязнений на поверхности труб и скоплению на нижней части труб осадков различного происхождения. К тому же ингибированием охвачена лишь небольшая часть трубопроводов. Применение труб с внутренней изоляцией и труб из синтетических материалов имеет небольшой объем (особенно в Западной Сибири).
Особенности и основные понятия и определения, характеризующие двухфазные течения в трубопроводах
В данном подразделе рассмотрены типы используемых на нефтяных месторождениях трубопроводных систем и предлагается классификация трубопроводов в соответствии с необходимостью их идентификации как опасных производственных объектов в свете выполнения требований Федерального закона №116-ФЗ.
Трубопроводы по назначению подразделяются на нефтепроводы, продуктопроводы, газопроводы и водоводы. Все названные выше трубопроводные системы в свою очередь подразделяются на различные виды по назначению (водоводы пресной и сеноманской воды и др.) по давлению (газопроводы высокого и низкого давления) по применяемым материалам (стальные, пластиковые и капроновые и др.) и т.д. Нефтепроводы по назначению распределяются на: - магистральные, служащие для подачи товарной (подготовленной) нефти в систему управления магистральных нефтепроводов (АК «Транснефть»); - межпромысловые напорные нефтепроводы, предназначенные для перекачки подготовленной нефти от установок подготовки нефти (УПН), центральных площадок подготовки нефти (ЦППН) и других установок подготовки нефти до более крупных товарных парков или пунктов сдачи нефти в управления магистральных нефтепроводов; внутрипромысловые нефтепроводы, предназначенные для перекачки частично разгазированной и, как правило, значительно обезвоженной нефти, с дожимноїй насосной станции (ДНС) или установок предварительного сброса воды (УПСВ) на УПН или ЦППН для дальнейшей подготовки; - нефтесборные трубопроводы, используемые для доставки продукции скважин от кустовых площадок до ДНС, УПСВ или УПН; - выкидные линии, предназначенные для доставки продукции скважин от устья скважин до АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка) расположенных на кустовой площадке или других замерных устройств.
Все нефтепроводы являются опасными производственными объектами согласно РД 03-616-03 («Методические рекомендации по осуществлению идентификации опасных производственных объектов) их можно идентифицировать по признаку 2.1., т.е. как транспортирующие опасные вещества, и по признаку 2.2., т.е. как оборудование работающее под давлением свыше 0,7 МПа;
Вместе с тем, вышеперечисленные, нефтепроводы различаются как по степени опасности, так и по типу перекачиваемой среды.
Трубопроводы, начинающиеся от ДНС, УПСВ, УПН и т.д., характеризуются однофазной структурой потока и, как правило, незначительной обводненностью продукции. Аварийность на таких трубопроводах, вследствие низкой коррозионной активности перекачиваемой среды, весьма невелика. Рассчитать количество опасного вещества в таких трубопроводах также не составляет большого труда.
Выкидные линии и нефтесборные сети характеризуются наличием двухфазного потока и большой обводненностью продукции. Другими словами по данным трубопроводам транспортируется пластовый флюид содержащей смесь нефти, пластовой воды, и выделяющегося из нефти, по мере падения давления в трубопроводе, газа. Наличие выкидных линий, связывающих устья скважин с АГЗУ необходимо для выполнения замеров дебитов скважин по нефти, а согласно нового стандарта (ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа), вступающего в силу 1.03.06 по нефти, воде и газу. Для этого необходимо чтобы продукция скважин по индивидуальным трубопроводам, называемым выкидными линиями, подавалась в автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). АГЗУ укомплектовывается специальным устройством ГТСМ (переключатель скважинный механический), сепаратором, счетчиками для замеров дебитов скважин по жидкости и газу, влагомером, манометрами, задвижками и т.д. Сепаратор служит для разгазирования продукции скважин, необходимого для выполнения точных замеров дебитов скважин по жидкости. ПСМ предназначен для подключения выкидных линий скважин к сепаратору. С помощью этого устройства скважины поочередно подключаются к замерному устройству. Влагомер служит для определения обводненности продукции.
Водоводы, используемые в добыче нефти и газа, также относятся к опасным производственным объектам и, как мы уже упоминали, согласно РД 03-616-03 («Методические рекомендации по осуществлению идентификации опасных производственных объектов) идентифицируются по признаку 2.2., т.е. как оборудование работающее под давлением свыше 0,7 МПа.
Зависимость массового содержания нефти и газа в трубопроводе от значения истинного газосодержания
Каждая структура газожидкостного потока имеет свои закономерности, которые можно установить в основном экспериментальным путем, в результате проведения экспериментальных исследований на специально созданных установках с последующей математической обработкой полученных опытных данных. К ним относятся зависимости для истинного газосодержания, определение границы существования той или иной структуры газожидкостного потока.
Экспериментальным определением границ существования той или иной структуры газожидкостного потока посвящено значительное число работ как отечественных, так и зарубежных исследователей. В результате сравнительного анализа результатов исследований различных научных школ установлено, что применительно к задачам нефтегазодобывающей отрасли наиболее приемлемыми являются результаты, полученные во ВНИИГазе. Ниже приведены их основные результаты, которые и были использованы при разработке методики идентификации
Прежде всего, необходимо определить структуру газожидкостного потока. В различных участках трубопровода структура потока может быть различной и зависит от угла наклона трубопровода. Для восходящих потоков реализуется, как правило, пробковая структура потока. Для горизонтальных и нисходящих трубопроводов возможна как пробковая, так и расслоенная структуры. Структуры газожидкостного потока могут чередоваться по длине трубопровода. Определение структуры газожидкостного потока связано с вычислением критерия Фруда смеси FrCM FrCM= ;D, (2.23) где g - ускорение сил тяжести, м/с ; D - диаметр трубопровод, м; wCM - скорость газожидкостной смеси, м/с. wCM= р , (2.24) тр где Qr объемный расход свободного газа, приведенный к условиям трубопровода, м /с; ()ж - объемный расход жидкой фазы, определяемый через расход нефти с учетом ее обводненности, м /с.
Истинное газосодержание зависит от многих факторов: структуры газожидкостного потока, объемного расходного газосодержания, числа Фруда, физико-химических свойств нефти, газа и воды, термодинамических условий нахождения флюидов (т.е. от давления и температуры). Известно, что течение двухфазных смесей характеризуется различными структурами потока (их называют еще формами течения). Каждая структура газожидкостного потока имеет свои закономерности.
Прежде всего, необходимо определить структуру газожидкостного потока, В различных участках трубопровода структура потока может быть различной и зависит от угла наклона трубопровода. Для восходящих потоков реализуется, как правило, пробковая структура потока. Для горизонтальных и нисходящих трубопроводов возможна как пробковая, так и расслоенная структуры. Структуры газожидкостного потока могут чередоваться по длине трубопровода.
Существует такое значение числа Фруда, при котором происходит смена структур газожидкостного потока. Это значение называется критическим и обозначается FrKp.
Экспериментальными . исследованиями ВНИИГАЗа установлено, что выражения для вычисления критического значения критерия Фруда для горизонтальных и наклонных (нисходящих) трубопроводов имеют свой вид.
Алгоритм расчета количества опасных веществ в нефтегазосборных трубопроводах
Для выяснения некоторых зависимостей возьмем участок нефтесборного трубопровода со следующими основными параметрами: обводненность - 80 %, расход жидкости 200 м3/час, полный газовый фактор 160 м3/т, давлении в начале участка 3,2 МПа, в конце 0,6 МПа, длина трубопровода 10 км. Подставляя в таблицу различные данные и проведя соответствующие расчеты, было экспериментально установлено, что на количество опасного вещества в трубопроводе решающее значения оказывает диаметр. При прочих одинаковых параметрах увеличение диаметра со 159 мм до 273 мм, т.е., грубо говоря, почти в два раза приводит к увеличению опасного вещества с 19 т до 65 т. Прирост опасного вещества происходит, главным образом за счет нефти с 17,5 т до 61 т, т.е. в 3,5 раза. Прирост опасного вещества за счет газа составил в 120 % (т.е. в 2,2 раза). Но если посчитать соотношение площадей сечения трубопроводов с диаметром 159 и 273 мм, то оно будет, как 7 к 2, что будет пропорционально соответствовать увеличению количества опасного вещества.
Значительное увеличение опасного вещества в трубопроводе происходит также за счет уменьшения обводненности продукции. Так уменьшение обводненности на нашем трубопроводе в два раза с 80% до 40% увеличивает опасное вещество также в 2 раза. Увеличение расхода жидкости в данном трубопроводе в 2 раза, т.е. с 200 м /час до 400 м /час практически не приводит к росту опасного вещества (увеличение составляет 2-3 кг, что на 10 км трубопровода ничтожно мало).
Уменьшение газового фактора до 80 м3/т дает прирост опасного вещества на 2 т, что составляет 10%..
Снижение давления в начале трубопровода в 2 раза с 3,2 МПа до 1,6 МПа снижает количество опасного вещества до 15,2 т. т.е. на 20%,
Существенное изменение профиля трассы: например перепад с 0 до 400 м практически не влечет за собой увеличение или уменьшение количества нефти или газа в трубопроводе (разница составляет менее 0,1%).
Расчеты также показали, что в среднем нефтесборные трубопроводы заполнены жидкостью от 40 до.60 % в зависимости от обводненности, давления насыщения, газового фактора, давления в трубопроводе и др. факторов.
Выводы по Разделу 4
1. На основании разработанной методики создан программный продукт, позволяющий проводить идентификацию промысловых нефтегазосборных трубопроводов.
2. Установлено влияние различных параметров на количество нефти и газа в промысловом трубопроводе. Основные выводы по работе
1. На основании обработки статистических данных по авариям на промысловых трубопроводах нефтяных месторождений Западной Сибири в период с 1998 по 2003 годы установлено значение ожидаемой частоты аварий, равное 4,5 10 ав./(км год), что более чем в двести раз выше соответствующего показателя для магистральных нефтепроводов.
2. Основной причиной- аварий на промысловых трубопроводах составляет внутренняя коррозия (порядка 90 %), обусловленная наличием в нефти пластовой коррозионно активной воды и особенностями двухфазных течений.
3. Разработана методика определения количества опасных веществ (нефти и нефтяного газа) в промысловых нефтесборных трубопроводах, которая учитывает влияние обводненности нефти, давления в трубопроводе, профиля трассы, фазового перехода углеводородного газа, физических свойств флюидов. На основании этой методики создан программный продукт, позволяющий проводить идентификацию промысловых нефтегазосборных трубопроводов.
4. Установлено влияние различных параметров на количество нефти и газа в промысловом трубопроводе.
