СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ НЕФТЕСБОРА И ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD FOR OPERATION OF PIPELINES OF OIL COLLECTION AND RESERVOIR PRESSURE MAINTENANCE OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации трубопроводов системы нефтесбора и поддержания пластового давления нефтяного месторождения.
Известен способ эксплуатации нефтепромыслового трубопровода, включающий обустройство трубопровода, подключение катодной защиты к трубопроводу и эксплуатацию трубопровода с катодной защитой по расчетным параметрам (Инструкция по совместной катодной защите обсадных колонн и выкидных линий скважин. РД 153-39.0-238-02, Бугульма, ТатНИПИнефть, 2002, 15 с.).
Известный способ не учитывает влияния пункта схождения трубопроводов на защитные свойства трубопроводов, приводит к значительному перерасходу электроэнергии при эксплуатации трубопровода.
Известен способ эксплуатации трубопроводов для транспортировки нефти, жидких нефтепродуктов и газоконденсатов, заключающийся в том, что погружают в грунт анодный заземлитель, электрод сравнения и вспомогательный электрод, на защищаемом объекте, электроде сравнения и вспомогательном электроде замеряют величины потенциалов и создают на преобразующей подстанции формирователем защитных потенциалов необходимую разность потенциалов между защищаемым объектом и анодным заземлителем (патент РФ №2065116, опубл. 1996.08.10).
Известный способ не обеспечивает в достаточной степени антикоррозионную защиту трубопроводов.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации трубопроводов системы нефтесбора и поддержания пластового давления нефтяного месторождения, включающий монтаж установки катодной защиты и создание разности потенциалов между трубопроводами и анодными заземлителями. Установку катодной защиты монтируют на площадке пункта схождения трубопроводов, располагают точку схождения соединительных кабельных линий и контактных устройств на пункте схождения трубопроводов, анодные заземлители размещают по обе стороны от коридора трубопроводов, организуют электрическое соединение пункта схождения трубопроводов и самих трубопроводов, производят опытное включение катодной защиты, устанавливают величину защитного тока, обеспечивающего необходимую длину защищаемой зоны, защищаемые трубопроводы группируют по величине тока защиты, устанавливают для каждой группы трубопроводов определенный ток защиты, а расстояние от анодного заземлителя до защищаемых трубопроводов определяют расчетным путем в зависимости от величины тока защиты, стекающего с анодного заземлителя (патент РФ №2303122, кл. Е21В 41/02, опубл. 20.07.2007 - прототип).
Недостатками прототипа являются большой расход электроэнергии и опасность коррозии зон трубопроводов возле электроизолирующих вставок.
В предложенном изобретении решается задача экономии электроэнергии и устранения коррозии зон трубопроводов возле электроизолирующих вставок.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации трубопроводов системы нефтесбора и поддержания пластового давления нефтяного месторождения, включающем создание разности потенциалов между трубопроводами и заземлителями, электрическое разъединение пункта схождения трубопроводов и самих трубопроводов с помощью электроизолирующих вставок, измерение разности потенциалов между концами электроизолирующей вставки и/или измерения падения напряжения на электроизолирующей вставке, установку величины защитного потенциала, обеспечивающего необходимую длину защищаемой зоны, использование диэлектрического материала наружной изоляции трубопроводов, контроль герметичности трубопровода и целостности его наружной изоляции, согласно изобретению возле каждого трубопровода размещают стационарные измерительные неполяризующиеся электроды сравнения длительного действия и перпендикулярно оси трубопровода вспомогательные стальные датчики потенциала, выполняют электрическую коммутацию трубопровода с завышенным значением потенциала с трубопроводом с заниженным значением потенциала и регулирование величины устанавливаемых потенциалов на обоих трубопроводах, периодическое определение потенциалов с использованием стационарных измерительных неполяризующихся электродов сравнения длительного действия и вспомогательных стальных датчиков потенциала на коммутируемых трубопроводах с идентификацией каждого измерения по времени и разрыв коммутации при возвращении защитного поляризационного потенциала трубопровода к нормальному значению, регулировку защитного потенциала по результатам периодического определения потенциалов с использованием стационарных измерительных неполяризующихся электродов сравнения длительного действия и вспомогательных стальных датчиков потенциала.
В качестве заземлителей могут быть использованы анодные заземлители и/или гальванические аноды.
Сущность изобретения
В настоящее время в нефтяной и газовой промышленности широко применяются технологии протекторной (катодной) защиты и мониторинга герметичности трубопроводных систем. При организации протекторной (катодной) защиты применяется наружная диэлектрическая изоляция защищаемого трубопровода (для электрической изоляции от почвенного электролита), установки протекторной (катодной) защиты (для создания на стальной поверхности трубы защитного потенциала путем смещения естественного потенциала трубопровода в более отрицательную сторону), электроизолирующие вставки трубопроводов (для электрического разъединения трубопровода от сооружений и исключения падения защитных потенциалов, устанавливающихся в начальной и конечной точках трубопровода) и контрольно-измерительные пункты (для контроля нахождения защитного поляризационного потенциала в диапазоне Е мин. пол. = минус 0,85 В до Е мах пол. = минус 1,15 В, рекомендуемого ГОСТ Р 51164-98, ГОСТ 9.602-2005). При оценке эффективности протекторной (катодной) защиты производятся измерения защитного потенциала на электроизолирующих вставках и контрольно-измерительных пунктах (согласно ГОСТ Р 51164-98 эффективным защитным потенциалом является диапазон от минус 0,85 В до минус 1,15 В). Согласно требованию ГОСТ Р 51164-98 контроль эффективности и проверка работы протекторной защиты производится с периодичностью 1 раз в 6 месяцев в период положительных среднесуточных температур, периодичность контроля эффективности для катодной защиты - 1 раз в 6 месяцев в период положительных среднесуточных температур и проверка работы ежемесячно.
Специфика системы нефтесбора предполагает сбор продукции скважин по отдельным трубопроводам к блок-гребенкам, групповым замерным установкам и далее по сборным трубопроводам на дожимные насосные станции и резервуарные парки. Система поддержания пластового давления также предполагает централизованное подведение воды на блок-гребенки и далее, с помощью отдельных разводящих водоводов, к нагнетательным скважинам.
Процесс контроля и обслуживание протекторной (катодной) защиты промысловых трубопроводов проводится специализированными звеньями. Каждый трубопровод контролируется минимум по трем контрольным точкам (начало, конец трубопровода и точка дренажа - соединения к трубопроводу установок протекторной (катодной) защиты) с установленной ГОСТ Р 51164-98 периодичностью.
Контроль целостности и герметичности осуществляется операторами эксплуатирующих цехов путем обхода (объезда) всех трубопроводов. Дополнительно диспетчерско-технологические службы цехов имеют возможность косвенным путем (по изменению рабочего давления либо расхода в трубопроводе) инициировать дополнительный осмотр оператором трубопровода на предмет его герметичности, при этом опрос регистрирующих приборов может составить от нескольких часов до суток.
Применяются способы контроля эффективности протекторной (катодной) защиты по минимальному (максимальному) поляризационному (без омической составляющей) потенциалу. Измерение потенциалов на оборудованных контрольно-измерительных пунктах проводят приборами типа ИПП-1, Орион ИП-01, мультиметром 43313.1, или их аналогами).
При отсутствии стационарной точки контроля разности потенциалов «труба-земля» осуществляют с поверхности земли с помощью переносного устройства «Зонд-1». Для измерения потенциалов непосредственно над трубопроводом снимают верхний слой земли на глубину 250-350 мм, с помощью прилагаемого пробойника длиной 500 мм пробивают углубление глубиной 350-450 мм, в которое опускают нижний конец зонда с обеспечением плотного соприкосновения с грунтом. В начальной и конечной точках трубопровода, а также в местах врезок других трубопроводов, не имеющих протекторную (катодную) защиту, установлены электроизолирующие вставки. На электроизолирующих вставках со стороны защищаемого трубопровода осуществляют измерения (приборами типа ИПП-1, Орион ИП-01, мультиметром 43313.1, или их аналогами) защитных поляризационных потенциалов, которые должны находиться в диапазоне согласно требованию ГОСТ Р 51164-98 (от минус 0,85 В до минус 1,15 В). Эффективность электроизолирующих соединений проверяют путем синхронного измерения потенциалов на обоих концах электроизолирующего соединения или измеряют разность потенциалов между ними милливольтметром. На исправных соединениях разность потенциалов между концами электроизолирующего соединения составляет не менее 250 мВ (для трубопроводов с битумной наружной изоляцией), 300 мВ (для трубопроводов с полимерной изоляцией) РД 153-39.0-753-12 «Инструкция по протекторной защите промысловых трубопроводов от грунтовой коррозии» или измеренное падение напряжения не должно быть менее 50 мВ (РД 153-39.0-803-13 «Инструкция по электрохимическим методам защиты обсадных колонн и подземных трубопроводов от грунтовой коррозии»).
Известные способы не позволяют оперативно реагировать на сезонные и погодные изменения, приводящие к изменению сопротивления грунта из-за изменения его влажности (обеспечить своевременную корректировку защитного потенциала), что приводит к разгерметизации электроизолирующих соединений с незащищенной стороны из-за возрастания поляризационного потенциала со стороны защищаемого трубопровода выше рекомендованных ГОСТ Р 51164-98 значений за счет утечки через перекачиваемую жидкость на незащищенную сторону токов защиты, приводящих к созданию анодной зоны и усиленной внутренней коррозии электроизолирующего соединения. Кроме этого, большое количество точек измерений приводит к повышенным эксплуатационным затратам при обслуживании протекторной (катодной) защиты трубопроводов. Для защиты от коррозии затрачивается большое количество электроэнергии.
В предложенном изобретении решается задача экономии электроэнергии и устранение коррозии зон трубопроводов возле электроизолирующих вставок.
Задача решается следующим образом.
При эксплуатации трубопроводов системы нефтесбора и поддержания пластового давления нефтяного месторождения для обеспечения надежной защиты трубопроводов монтируют диэлектрические вставки между трубопроводами и пунктами схождения трубопроводов типа куста скважин, групповой замерной установки, дожимной насосной станции и т.п. При этом разрывают электрическое соединение и исключают вихревые и прочие токи, приводящие к коррозии металла трубопроводов.
На пункте схождения трубопроводов, т.е. на площадке куста скважин, дожимной насосной станции, либо непосредственно на трубопроводе монтируют установку катодной защиты, состоящую из преобразователя тока, анодного заземлителя и/или гальванического анода, соединительных кабельных линий и контактных устройств, либо установку протекторной защиты, состоящей из контрольно-измерительного пункта, протекторов (гальванических анодов), соединительных кабельных линий и контактных устройств. Около каждого трубопровода размещают стационарные измерительные неполяризующиеся электроды сравнения длительного действия и перпендикулярно оси каждого трубопровода вспомогательные стальные датчики потенциала.
2
Вспомогательный стальной (сталь марки Ст3) датчик потенциала имеет вид пластины размером 25×25×2 мм, к одной из сторон которой припаян измерительный кабель сечением от 2 до 4 мм (сторона с присоединенным измерительным кабелем изолируется заливкой эпоксидной смолы), и сориентирован перпендикулярно оси трубопровода.
В качестве стационарных измерительных неполяризующихся электродов сравнения длительного действия применяют электроды типа ЭДБ, ЭНЕС-1МС2, СМЭС или ЭСН-МС.
В качестве анодного заземлителя используют сборку электродов (железно-кремниевого сплава - ферросилида) типа ГАЗ-М, АЗМ-3X, «Менделеевец», имеющих низкую степень растворения анодного заземлителя, также могут применяться в качестве анодного заземлителя электроды из протяженных гибких анодов (ПГА) типа ЭР 3-7, ЭЛЭР и т.д.
В качестве гальванических анодов используют протекторы типа ПМ 15-80, ПМ-10 (20) У, ПАКР-18 (20), АП-4Н и т.д.
Располагают точку схождения соединительных кабельных линий и контактных устройств на пункте схождения трубопроводов, электрическое разъединение пункта схождения трубопроводов и самих трубопроводов, включение катодной (протекторной) защиты, установление величины защитного тока, обеспечивающего необходимую длину защищаемой зоны.
В точке схождения соединительных кабельных линий выполняют электрическую коммутацию трубопровода с завышенным значением защитного поляризационного потенциала с трубопроводом с заниженным значением защитного поляризационного потенциала и регулирование величины устанавливаемых потенциалов на обоих трубопроводах. За счет этого удается сэкономить часть электрической энергии, ранее терявшейся на трубопроводе с завышенным значением защитного поляризационного потенциала. Выполняют периодическое определение потенциалов с использованием стационарных измерительных неполяризующихся электродов сравнения длительного действия и вспомогательных стальных датчиков потенциала на коммутируемых трубопроводах с идентификацией каждого измерения по времени и разрыв коммутации при возвращении защитного поляризационного потенциала трубопровода к нормальному значению, контроль исправности состояния электроизолирующих вставок.
После приведения величин защитных поляризационных потенциалов на всех трубопроводах к номинальному значению по результатам периодического определения потенциалов с использованием стационарных измерительных неполяризующихся электродов сравнения длительного действия и вспомогательных стальных датчиков потенциала проводят регулировку защитного тока на установках катодной (протекторной) защиты, контроль герметичности защищаемого трубопровода, контроль целостности изоляции защищаемого трубопровода.
В результате удается достичь экономии электроэнергии и устранить коррозию зон трубопроводов возле электроизолирующих вставок.
Пример конкретного выполнения
На нефтепромысле два нефтепровода от добывающих скважин оснащены протекторной защитой и два нефтепровода оснащены катодной защитой. Общая протяженность нефтепроводов 929 м. Нефтепроводы подведены к групповой замерной установке. Так же защищается протекторной защитой, выходящий сборный нефтепровод протяженностью 1124 м в направлении следующей групповой замерной установки.
Установка катодной защиты, состоящая из станции катодной защиты (преобразователя постоянного тока) и двух анодных заземлителей, расположена на площадке двух скважин в начальной точке данных двух нефтепроводов. Станция соединена кабельными линиями плюсовая клемма с анодными заземлителями и минусовая клемма с устьями скважин. Два других нефтепровода от добывающих скважин и сборный нефтепровод снабжены гальваническими анодами, соединенными с трубопроводами кабельными линиями через контрольно-измерительный пункт, расположены гальванические аноды по ходу перекачиваемой жидкости в 100 м от конечной точки схождения их на групповой замерной установке и в 100 м от начала сборного нефтепровода. Анодные заземлители и гальванические аноды (разрушаются и растворяются соответственно) в процессе защиты выполняют функцию ввода тока в грунт для смещения значения естественного потенциала металла трубы в земле в более отрицательную сторону на защищаемых трубопроводах.
Контроль эффективности протекторной и катодной защиты в конечной точке схождения четырех нефтепроводов и в начальной точке сборного нефтепровода организован на площадке данной групповой замерной установки. На каждом нефтепроводе установлено электроизолирующее соединение (электроизолирующая вставка) с выводом электрических проводов (до вставки) с защищаемой стороны и (после вставки) со стороны групповой замерной установки в устройство коммутации. Каждый нефтепровод оснащен стационарным неполяризующимся медно-сульфатным электродом сравнения длительного действия типа ЭНЕС-1МС2 и вспомогательным стальным датчиком потенциала с установкой их под землей на уровне нижней образующей трубопровода на расстоянии 100 мм от трубопровода. С каждого стационарного неполяризующегося медно-сульфатного электрода сравнения длительного действия и вспомогательного стального датчика потенциала на поверхность земли выведены электрические провода в устройство коммутации для проведения измерений. Каждый вспомогательный электрод в устройстве коммутации постоянно соединен с защищаемым сооружением и размыкается с ним только во время измерений, контакт от неполяризующегося медно-сульфатного электрода сравнения длительного действия соединяется с измерительным прибором при измерении. Контроль значений потенциалов осуществляется одним измерительным прибором, первая клемма которого соединяется со стационарным измерительным неполяризующимся электродом сравнения длительного действия, вторая клемма присоединяется к контакту от контрольного провода с защищаемой стороны трубопровода (до вставки), далее, посредством коммутации, вторая клемма соединяется к контакту провода от вспомогательного стального датчика потенциала (с одновременным размыканием датчика от трубопровода). Измеренный поляризационный потенциал составил от минус 0,85 до минус 1,14 В. Следующим шагом является коммутация второй клеммы измерительного прибора с контактом от контрольного провода с электроизолирующего соединения со стороны групповой замерной установки (после вставки), далее, посредством коммутации, к контакту от вспомогательного стального датчика потенциала (порядок аналогичен как при измерении с защищаемой стороны трубопровода). Каждое измерение фиксируется по времени. Измеренный поляризационный потенциал составил от минус 0,78 до минус 0,84 В. Контроль исправности состояния электроизолирующих вставок каждого нефтепровода осуществляется по измерению разности потенциалов между концами электроизолирующих вставок и измерению падения напряжения на электроизолирующей вставке путем коммутации клемм измерительного прибора к контактам провода с защищаемой стороны трубопровода (до вставки) электроизолирующей вставки, а второй клеммы прибора к контакту провода с электроизолирующей вставки со стороны групповой замерной установки (после вставки). Измеренные значения разностей потенциалов между концами электроизолирующих вставок составляют более 300 мВ, а значения падения напряжения на электроизолирующих вставках нефтепроводов составляют более 0,05 В.
Электрическую коммутацию трубопровода 1 с завышенным значением поляризационного потенциала, равного минус 1,4 В с трубопроводом 2 с заниженным значением потенциала, равного минус 0,78 В, выполняют через диод и доводят значения потенциала на трубопроводе 1 до минус 1.15 В и на трубопроводе 2 до минус 0,85 В. Через двое суток проверяют значения потенциала на трубопроводах 1 и 2 и находят, что на обоих трубопроводах значения потенциалов составляют на 1 трубопроводе минус 1,15 В и на 2 трубопроводе минус 0,85 В, что соответствует допустимому значению потенциала. Диод открывается при разнице потенциалов 0,3 В и пропускает через себя ток, при отсутствии на нем разницы потенциалов он закрывается и не пропускает ток.
По значительному снижению в течение 60 минут значения (с минус 0,87 В до минус 0,75 В) измеренного поляризационного потенциала с защищаемой стороны одного из трубопроводов оперативно выявлено повреждение изоляции при строительстве в охранной зоне данного трубопровода, что было подтверждено контрольным обходом данного нефтепровода. При восстановлении наружной изоляции значение поляризационного потенциала составил минус 0,85 В. Экономия электроэнергии составила 20%. Коррозия трубопровода вблизи электроизолирующих вставок ликвидирована полностью.
Применение предложенного способа позволит экономить электроэнергию и устранить коррозию зон трубопроводов около электроизолирующих вставок.