Надежность оборудования в морской нефтедобыче


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



        В. К. Алиев






НАДЕЖНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ В МОРСКОЙ НЕФТЕДОБЫЧЕ


Учебное пособие








Утверждено редакционно-издательским советом ФГБОУ ВО «КубГТУ»












Инфра-Инженерия Москва - Вологда 2019

УДК 622.242: 502. 3 (075.8)
ББК [33.131:20.18] я7
    А 50

ФЗ № 436-ФЗ

Издание не подлежит маркировке в соответствии сп. 1ч.4ст. 11

Рецензенты: зав. кафедрой нефтегазового промысла ФГБОУ ВО «КубГТУ» д-р техн. наук, проф. |Т. Т. Вартумян] генеральный директор ОАО «СевКавНИПИгаз» д-р техн. наук, проф. Р. А. Гасумов;
технический директор ООО «Есо-Oil» канд. техн. наук Т. К. Аливердизаде



      Алиев В. К.
А 50 Надежность оборудования в морской нефтедобыче: учебное пособие. -М.: Инфра-Инженерия, 2019. - 144 с.

ISBN 978-5-9729-0261-3



     Рассмотрены теоретические и прикладные вопросы в области оценки надежности бурового и нефтепромыслового оборудования морских стационарных платформ с кустом скважин с точки зрения охраны окружающей среды. Исследованы только те виды оборудования, отказ которых может привести к попаданию продукции скважин в окружающую среду: комплекс противовыбросового оборудования и системы сбора и подготовки транспорта продукции.
     Для студентов специальности 130602 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» и других инженерных специальностей, также научных работников и специалистов нефтепромыслового дела.












© Алиев В.К., автор, 2019
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2019


ISBN 978-5-9729-0261-3

        ОГЛАВЛЕНИЕ


Введение ...................................................5

ГЛАВА 1. Подход к обеспечению надежности нефтепромыслового оборудования в морской нефтедобыче..........................8
     1.1 Технологические особенности систем сбора и подготовки ктранспорту продукции морской стационарной платформы с кустом скважин ..............8
     1.2 Специфика проблемы обеспечения надежности нефтепромыслового оборудования в условиях моря и влияние ее решения на окружающую среду.............11

ГЛАВА 2. Основные понятия теории надежности ...............15
     2.1 Терминологияиопределения .........................15
     2.2 Количественные показатели ........................20
     2.3 Применение количественных показателей надежности .31

ГЛАВА 3. Методические основы оценки надежности нефтепромыслового оборудования, работающего в условиях моря................................35
     3.1 Классификация отказов и анализ работы технологического нефтепромыслового оборудования, эксплуатируемого в условиях моря .....................................35
     3.2 Выбор и обоснование показателей надежности блочного автоматизированного нефтепромыслового оборудования ........................................40
     3.3 Обоснование принятия экспоненциального закона распределения при оценке надежности блочного автоматизированного нефтепромыслового оборудования ........................................49
     3.4 Исследование надежности блочных автоматизированных технологических установок ...........................54

ГЛАВА 4. Исследование надежности технологического нефтепромыслового оборудования с точки зрения охраны окружающей среды в процессе бурения ................61
     4.1 Оценка надежности подводного противовыбросового оборудования. Особенности комплекса противовыбросового оборудования для скважин с подводным расположением устья .................................61

3

        противовыбросового оборудования ..................65
     4.3 Классификация отказов узлов комплекса подводного устьевого оборудования.....................68
     4.4 Оценка надежности подводного противовыбросового оборудования ......................70
     4.5 Оценка надежности блока превенторов подводного устьевого оборудования....................72
    4.6 Оценка надежности манифольдов подводного противовыбросового оборудования ...........77
     4.7 Подход к оценке надежности оборудования опробования морских нефтяных и газовых скважин.......84

ГЛАВА 5. Оценка надежности устройств автоматики блочного технологического оборудования ...................89
     5.1 Оценка надежности блочных автоматизированных установок морской кустовой платформы ................95
     5.2 Оценка надежности функционирования технологических систем сбора и подготовки продукции на морской кустовой платформе .......................98

ГЛАВА 6. Влияние деградации прочностных характеристик материала нефтепромыслового оборудования на показатели надежности ............................... 107
     6.1 Условия эксплуатации газовых скважин .......... 107
     6.2 Исследование изменения механических свойств материала фонтанной арматуры со временем .................... 110
     6.3 Определение снижения механических свойств материалов фонтанной арматуры................................. 124

ГЛАВА 7. Влияние технологической и эксплуатационной наследственности на эффективность восстановления деталей нефтепромыслового оборудования.......................... 127

Заключение.............................................. 132

Список источников ...................................... 133

4

        ВВЕДЕНИЕ


      В настоящее время интенсивные научно-исследовательские и промышленные работы по разведке и освоению нефтяных и газовых месторождений приобрели глобальный характер. Значительные запасы нефти и газа установлены на всех подводных окраинах материков, кроме Антарктиды. Выявленные запасы нефти на шельфах мира, не считая России, достигли около 70 миллиардов тонн, что примерно вдвое превышает текущие ее запасы на суше.
      География распределения установленных нефтегазовых ресурсов на шельфе Мирового океана характеризуется исключительной неравномерностью, что отражает и геологические предпосылки продуктивности недр, и состояние их текущей изученности. В акваториях мира в настоящее время уже обнаружено около 1 000 нефтегазовых месторождений. Подавляющая их часть открыта в результате высокой активности работ нефтяных корпораций США, Англии, ФРГ, Франции, Норвегии и других развитых капиталистических стран. В значительном объеме эти работы проводились на шельфах других государств, нередко далеко за пределами собственных территориальных вод. В конце века из морских месторождений извлеклось около 35% общемировой добычи.
      В России промышленная разработка нефтяных и газовых месторождений ведется только в акваториях Балтийского, Азовского и Охотского морей.
      В советское время работу по разведке и разработке морских нефтяных и газовых месторождений вели пять крупных производственных объединений, входящих в систему Газпрома. Наибольшие успехи по разработке нефтяных и газовых месторождений были достигнуты ПО «Каспморнефть», которое одним из первых в мире осуществило разработку месторождения Нефтяные Камни, эксплуатируемого до сих пор.
      Правда, море в этом регионе было относительно неглубоким (15-30 м), но и это было большим достижением для того времени.
      Сегодня эксплуатируются месторождения с глубинами моря до 400 и более метров, а такие страны, как Англия и Норвегия, из импортеров нефти и газа превратились в экспортеров. В 90-х годах прошлого столетия Англия продавала на внешнем рынке до30 миллионов тонн нефти.
      После развала Советского Союза Россия практически не ведет серьезных работ на шельфах своих морей и океанов. Работами на Каспии занимаются английские фирмы во главе с «ВР», сахалинский шельф осваивают американские фирмы и осуществляют грандиозные проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
      За все перестроечное время только российская фирма «ЛУКОЙЛ» построила в акватории Балтийского моря стационарную платформу, которая позволила надежно снабжать энергоресурсами Калининградскую область.

5

     Серьезное отставание России в морской нефтегазодобыче связано в первую очередь с тем, что большая часть нефтяных месторождений была передана в частные руки и новоявленные магнаты не спешат вкладывать деньги в долгосрочные дорогие проекты по освоению морских месторождений, предпочитая увеличивать добычу нефти за счет интенсификации.
    Не смотря на все катаклизмы, в 2006 году Россия добывала больше всех в мире нефти и газа и, как это ни печально, больше всех наносила урон экологии, сбрасывая до Пмлрд н.м³ газа в атмосферу и до 10млн тонн нефти в окружающую среду в год.
     Увеличение добычи нефти и газа должно осуществляться за счет открытия новых месторождений и быстрейшего введения их в промышленную разработку на базе широкого применения индустриальных методов строительства и использования блочно-комплектного оборудования высокой заводской готовности. Более широкими темпами будут разрабатываться нефтяные и газовые месторождения континентального шельфа. Освоение нефтяных и газовых месторождений континентального шельфа выдвинуло целый ряд сложных технических проблем. Строительство большого количества морских стационарных платформ и освоение значительных глубин моря привело к переходу на индустриальные методы строительства и оснащение объектов нефтегазодобычи технологическим оборудованием в блочном и блочно-модульном исполнении. Одновременно проектирование систем сбора, подготовки и транспорта продукции ведется по пути создания унифицированных полностью автоматизированных схем.
     Высокая стоимость объектов обустройства месторождений нефти и газа и сложность проведения монтажных и ремонтных работ делает их экономически рентабельными только при достаточно высокой их долговечности.
     Россия имеет самую большую в мире шельфовую зону, которая перспективна для добычи нефти и газа, и в тоже время страна не имеет соответствующего оборудования для разработки этих месторождений. Кроме того, при эксплуатации нефтегазодобывающих систем на морских стационарных платформах очень остро встает вопрос безопасности эксплуатации и охраны окружающей среды от загрязнения нефтепродуктами.
     В соответствии с вышеизложенным возникают две сложные технические задачи:
     •  необходимо не допустить попадания в акватории морей и океанов нефтепродуктов в период бурения, опробования и эксплуатации скважин;
     •  следует разработать эффективные меры очистки поверхности морей и океанов, если по какой-либо причине произошло загрязнение.
     Данная работа посвящена решению первой проблемы. Вопросы предотвращения загрязнения акватории морей самым непосредственным образом связаны с надежностью технологического оборудования и систем. Однако в настоящее время практически отсутствуют работы по надежности морских нефтегазодобывающих систем, а специфика условий, в которых работает

6

нефтепромысловое оборудование на море, такова, что ныне существующие методы расчета надежности технических систем не могут быть использованы для систем нефтегазодобычи, установленных на суше и на морских стационарных платформах. Отсутствие соответствующей методики не позволяет дать объективную оценку надежности нефтегазодобывающих систем, следовательно, обеспечить необходимое качество их функционирования.
     Поэтому мы намеренно посвятили данную работу разработке методов повышения надежности нефтепромыслового оборудования для разработки морских месторождений нефти и газа, так как они более ранимы с экологической точки зрения и вполне приемлемы для оценки надежности систем сбора и подготовки нефти и газа на суше.

7

ГЛАВА 1.

        Подход к обеспечению надежности нефтепромыслового оборудования в морской нефтедобыче

1.1. Технологические особенности систем сбора и подготовки к транспорту продукции
     морской стационарной платформы с кустом скважин

     В последнее время при разработке морских нефтяных и газовых месторождений применяются новые технические средства для разведки и эксплуатации. Разведка морских месторождений, как правило, ведется с мобильных буровых установок самоподъемного типа (СПБУ) полупогружных буровых установок (ППБУ), буровых судов (БС), а при промышленной разработке морских нефтяных и газовых месторождений строятся стационарные морские платформы для бурения куста скважин.
     Самоподъемные буровые установки позволяют производить разведку морских нефтяных и газовых месторождений при глубине моря до 80 метров, полупогружные — при глубине до 400 метров. При бурении скважин с буровых судов глубина моря может достигать 600 метров и более. Сооружение стационарных морских платформ при таких глубинах моря является очень сложной инженерной задачей, решение которой связано с большими материальными затратами. В настоящее время на Каспийском море сооружены стационарные платформы с глубиной моря от 60 до 180 метров, ведутся научные и проектные работы по строительству морских стационарных платформ с глубинами моря до 200-300 метров.
     В мировой практике осуществлены проекты для строительства стационарных платформ с глубиной моря до 400 метров. В настоящее время все большее развитие за рубежом получают новые способы добычи нефти и газа. Наибольшее распространение получают подводные способы добычи нефти, когда фонтанная арматура и оборудование предварительной подготовки продукции располагаются на морском дне, а группа скважин обвязана системой подводных трубопроводов, которые транспортируют продукцию на райзер, а оттуда она танкерным флотом выводится на берег. Продукция скважин также может транспортироваться на берег по подводным трубопроводам.
     Существуют и другие способы добычи нефти и газа малорентабельных месторождений с помощью полупогружных платформ, на которых устанавливается технологическое оборудование и продукция месторождения собирается в емкости на полупогружной платформе или на танкере.

8

     Подводные способы добычи нефти предусматривают использование такого оборудования, которое надежно работает на большой глубине, снабжено устройствами автоматического регулирования и позволяет осуществлять ремонтные работы без использования водолазов.
     В России наибольшее распространение для эксплуатации морских месторождений нефти и газа получили морские стационарные платформы с кустом скважин (МКП), которые мы и рассмотрим в качестве примера.
     Совершенствуются и методы строительства морских стационарных платформ. Широко применяются новые материалы и новая технология строительных работ — так называемый модульный метод строительства. В связи со сложностью сооружения платформ в открытом море большая часть строительных и монтажных работ переносятся на специально оборудованные заводы по сооружению платформ, которые располагаются на берегу. После сбора блоков они транспортируются в море и устанавливаются на проектную точку. Это значительно повышает качество выполняемых работ и позволяет вести монтаж в сравнительно сжатые сроки.
     Все большее распространение такие методы находят и при сооружении технологического оборудования, необходимого для бурения на нефть и газ и для обустройства. Большая часть месторождений технологического оборудования изготавливается в виде блоков и в готовом виде монтируется на МКП. Окончательная обвязка оборудования технологическими линиями осуществляется на месте монтажа. В последнее время модульный и крупноблочный монтаж используется при обустройстве месторождений нефти и газа на суше.
     При разработке морских нефтяных и газовых месторождений широко применяется строительство стационарных платформ с кустом нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Разрабатываемые принципиальные технологические схемы добычи, подготовки и транспортировки продукции скважин базируются на использовании блочного и блочно-модульного автоматизированного оборудования, в котором решены все вопросы обеспечения необходимых технологических процессов, защиты технологического оборудования и трубопроводов, безопасности эксплуатации и охраны окружающей среды от загрязнения. В зависимости от характера месторождения и параметров пласта применяются различные схемы сбора, подготовки и транспорта нефти и газа.
     На рисунке 1 представлена принципиальная схема морской платформы с кустом нефтяных скважин. Схема предусматривает следующие технологические процессы. Продукция нефтяных скважин (для упрощения на схеме показана только одна скважина) поступает в блок группового манифольда 2, предназначенного для приема продукции скважин с блока фонтанной арматуры 1 и направления ее в блок сепарации 3, далее продукция направляется в блок измерения дебитов скважин по газу и нефти 4 ив блок опробования и освоения скважин 5, когда производится пуск новой скважины в работу. После разделения продукции нефтяных скважин на газовую и жидкостную фазы в блоках сепарации и измерения дебитов скважин отсепарированный газ направляется в блок распределительной арматуры 6, а нефть — в ем

9

кость дегазации 7, откуда блоком поршневых насосов 8 откачивается в блок распределительной арматуры 6 с давлением, необходимым для транспортировки нефти. Нефть и газ от блока распределительной арматуры транспортируется раздельно по подводным трубопроводам на берег. В период ввода в действие новой скважины, т. е. ее опробования и освоения, продукция поступает в технологическую емкость 9, откуда блоком центробежных насосов 10 откачивается в направлении к блоку распределительной арматуры 6, а газ, в зависимости от величины давления, может быть направлен непосредственно либо в блок распределительной арматуры 6, либо на факел блока сжигания аварийных сбросов газа 11, либо на компрессоры второй ступени сжатия блока утилизации газа низкого давления 12. При этом с помощью регулирующего клапана 13 автоматически поддерживается заданное рабочее давление газа, а его избыток сбрасывается на факел блока сжигания аварийных запасов газа 2. Выделяющийся газ из технологической емкости 9 также может быть направлен на факел блока сжигания аварийных сбросов газа 2, либо на компрессоры первой ступени сжатия газа блока утилизации 12, где осуществляется сжатие до заданного давления, автоматически регулируемого регулятором 14. Далее газ из блока утилизации газа низкого давления 12 направляется в блок распределительной арматуры 6. К блоку 6 распределительной арматуры подключен блок 15 дозирования ПАВ и ингибиторов коррозии. Все технологические блоки и аппараты имеют дренажные линии, подключенные к блоку промстоков 16. Дренажные линии на рисунке 1 условно не показаны. Нефть с мехпримесями из блока сепарации газа от нефти 3, блока измерения дебитов скважины 4, блока опробования и освоения скважин 5, а также из емкости дегазации 7 и технологической емкости 9 может быть направлена в блок гидроциклонов 17, где производится очистка нефти от примесей. Вся система сбора и подготовки к транспорту продукции оснащена устройствами автоматики, которые позволяют в аварийной ситуации производить переключение потоков жидкости и газа в резервные линии.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема МПК с кустом нефтяных скважин

10

     Принципиальные технологические схемы, применяемые при разработке морских нефтяных и газовых месторождений за рубежом, имеют небольшие принципиальные отличия от применяемых в нашей стране, но так же включают в себя предварительную подготовку продукции и раздельный транспорт жидкой и газообразной фазы.
     Относительно недавно появились на рынке мультифазные насосы и системы, позволяющие подавать продукцию с крупных месторождений к центральным станциям переработки без необходимости сепарации.
     Это позволяет располагать оборудование подготовки нефти и газа на береговых базах и тем самым значительно уменьшить общий вес платформы.
     Принципиальные отличия заключаются в применении различных по конструкции сепараторов, газгольдеров, подогревателей продукции и др.

1.2. Специфика проблемы обеспечения надежности нефтепромыслового оборудования в условиях моря и влияние ее решения на окружающую среду

     Рост объемов промышленной добычи нефти и газа в акватории морей с морских кустовых платформ остро ставит проблему охраны окружающей среды от загрязнения нефтью и газом. Утечка нефтепродуктов и выброс газа даже в небольших количествах может привести к значительному урону растительности и животного мира морей и океанов. Это обстоятельство вынуждает предъявлять весьма высокие требования к надежности нефтепромыслового оборудования, установленного на морских платформах. В последнее время разработано много организационных мероприятий, выполнение которых позволило значительно снизить загрязненность бассейнов морей. Однако одних организационных мероприятий для решения такой сложной проблемы, конечно, недостаточно. В период бурения нефтяных и газовых скважин особую опасность для окружающей среды представляют нефтегазопроявления скважины. Для предотвращения нежелательных последствий нефтегазопроявления применяется комплекс противовыбросового оборудования (ПВО), к которому предъявляются особо высокие требования по надежности. Одной из основных частей этого оборудования является манифольд, с помощью которого управляется скважина в период нефтегазопроявления. Надежность манифольда ПВО оказывает существенное влияние на проблему охраны окружающей среды в период бурения, и поэтому далее этому вопросу посвящена целая глава.
     До 1973 года при разработке морских нефтяных и газовых месторождений использовалось серийно выпускаемое оборудование, которое применялось и на суше. Это оборудование в морских условиях отличалось низкой надежностью и не соответствовало тем требованиям, которые предъявляются к оборудованию, эксплуатируемому на море. Институтом «Гипроморнефтегаз» были разработаны специальные виды оборудования, предназначенного для морской нефтедобычи. Это оборудование изготавливается в виде блоков,

11

что значительно повышает общую надежность, т. к. сборка его производится в условиях завода, а не в стесненных условиях моря. Перед установкой блока на МКП блок испытывается в заводских условиях, что позволяет устранить выявленные недостатки. Создание блочного оборудования позволило быстро и качественно вести его монтаж, что позволяет значительно повысить надежность его функционирования. В настоящее время институт работает над созданием блочно-модульного оборудования, обладающего еще более высокими показателями надежности. Все изготавливаемые блоки оснащаются комплексом противоаварийной автоматики, что также позволяет значительно уменьшить загрязнение нефтью и газом окружающую среду. В процессе монтажа блоки устанавливаются таким образом, что мелкие пропуски и течи продукции, которые являются источником загрязнения, собирались с поддонов в общую емкость блока промстоков и оттуда откачивалась в технологический блок.
     Как видно из вышеизложенного, решающим фактором предотвращения загрязнения моря является надежность каждого отдельного блока и всей МКП в целом.
     Специфика данной проблемы состоит в том, что решение вопросов повышения надежности с точки зрения охраны окружающей среды требует подхода, принципиально отличного от практикуемого в настоящее время. Это, прежде всего, касается выбора показателей надежности оборудования, применяемого в морской нефтедобыче, в связи с отсутствием в настоящее время научно обоснованных норм допустимой концентрации нефтепродуктов в морской среде. Не может быть решен традиционным способом и вопрос повышения надежности оборудования, уже находящегося в эксплуатации. Ведь под отказом рассматриваемой системы понимается событие, заключающееся в нарушении герметичности любого элемента, входящего в состав этой системы и приводящее к выбросу нефтепродуктов или газа в окружающую среду. Поэтому одним только введением в систему резервных элементов нельзя решить задачу повышения ее надежности, более того, с увеличением общего количества элементов возрастает вероятность отказа. Повышение надежности в этой ситуации может быть осуществлено только с помощью специальных устройств, автоматически отсекающих поток нефти или газа на поврежденном участке и переводящих его в резерв. Противоаварийная автоматика— это решающий фактор повышения общей надежности МКП. О работе противоаварийной автоматики более подробно будет сказано ниже.
     Для более полного представления о работе нефтепромыслового оборудования в условиях моря приведем характеристику отказов этого оборудования.
     Морская кустовая платформа представляет собой техническую систему непрерывного действия, укомплектованную технологическими установками и выполненную в виде унифицированных блоков. Поскольку исследуется надежность МКП с точки зрения недопустимости загрязнения окружаю-щейсреды, под отказом элемента рассматриваемой системы понимается событие, заключающееся в нарушении исправности этого элемента и приводящее

12