Автор: Ю.О. Артюхов (ООО «БАЛТИКФЛЕКС»)
Опубликовано в журнале Химическая техника №4/2017
Мобильные трубопроводные системы на основе плоскосворачиваемых рукавов (МТС) – это инновационное решение проблемы прокладки временных трубопроводных линий для перекачивания сырой и товарной нефти, нефтепродуктов, растворов кислот и щелочей, воды, а также ряда других жидких и сыпучих сред.
По сути, МТС – это российская разработка. Непосредственно сам метод экструзии был изобретен и запатентован в 1990-е годы в России, однако патент не был оплачен, и разработка стала доступна для всего мира.
Сейчас все больше и больше ведущих мировых нефтегазодобывающих организаций начинают внедрять МТС в свою эксплуатационную деятельность. Это обусловлено в первую очередь тем, что комплекс из плоскосвора-чиваемых рукавов – это не просто гибкий трубопровод для перекачивания жидкости из пункта «А» в пункт «Б»,
а полноценное инженерно-техническое решение, которое включает комплекс оборудования различного назначения, начиная от сматывающих систем различных типов и заканчивая запорно-регулирующей арматурой.
а полноценное инженерно-техническое решение, которое включает комплекс оборудования различного назначения, начиная от сматывающих систем различных типов и заканчивая запорно-регулирующей арматурой.
Помимо этого, производители МТС осуществляют всю научную и конструкторскую разработку, исходя из требований и потребностей заказчика, осуществляют шеф-монтаж и пусконаладку на месте проведения работ.
С помощью мобильной трубопроводной системы нефтегазодобывающие организации, в первую очередь, могут решать следующие задачи:
1. Организация байпасных линий любой протяженности (рис. 1). Исходя из опыта эксплуатирующих нефтяные месторождения организаций, потребность в строительстве байпасной линии при ремонте нефтесборных, технологических магистралей, возникает примерно 1–2 раза в месяц. В ряде случаев строительство стальной байпасной линии не представляется возможным либо влечет за собой достаточно серьезные временные и финансовые издержки; а если рассматривать ситуацию с остановкой для проведения ремонтных работ, то это может обусловить снижение уровня добычи, ухудшение нефтеотдачи пласта и иные последствия;
2. Ввод скважин в эксплуатацию до строительства основной трубопроводной линии (рис. 2). Нефтегазодобывающие организации непрерывно ведут геолого-разведывательные изыскания с целью нахождения новых нефтяных месторождений. В большинстве случаев это отдаленные районы Сибири, где единственным способом передвижения являются вертолетная техника и болотоходы. Бурение и ввод скважин в эксплуатацию в таких условиях – дорогостоящая процедура. Более того, зачастую требуется подвести всю необходимую трубопроводную инфраструктуру еще до начала добычи нефти.
Всегда существует риск того, что скважина полностью обводнится спустя непродолжительное время эксплуатации или ее дебет окажется неподтвержденным, что вкупе с уже подведенной инфраструктурой делает мероприятие убыточным. Именно поэтому МТС в подобном случае может стать незаменимым решением для ввода скважины в эксплуатацию до строительства стальной трубопроводной линии, так как прокладка мобильного трубопровода даже на многокилометровые расстояния в условиях почвы с низконесущей способностью, пересеченной местности может занимать считанные дни.
Кроме того, у нефтедобывающей организации появляется возможность начать добычу нефти непосредст-венно после заканчивания скважины, что позволяет на порядок сократить финансовые и временные издержки, затраченные при бурении и вводе в эксплуатацию.
В случае обводнения скважины и ее дальнейшего перевода в ППД, МТС может быть применена для решения иных технико-эксплуатационных задач;
Организация временных трубопроводов различного назначения для увеличения нефтеотдачи пласта, опрессовки, увеличения давления в трубопроводе. В условиях нефтедобычи, когда добываемый флюид является трудно извлекаемым, одной из технологий увеличения нефтеотдачи является закачивание пара в пласт. Для этого на многих предприятиях применяются мобильные парогенераторные установки, для функционирования которых требуется подача пресной воды, точка забора которой может быть удалена на несколько километров. Прокладка стального трубопровода в таких ситуациях с учетом того, что парогенераторная установка через определенное время может поменять место своей дислокации, в большинстве случаев будет являться серьезным препятствием для эксплуатирующей организации.
Вариант с применением МТС будет оптимальным решением, поскольку прокладка гибкого трубопровода займет на порядок меньше времени по сравнению со стальной трубой или иными аналогичными решениями.
Для наглядности имеет смысл рассмотреть реальный опыт эксплуатации мобильной трубопроводной системы на примере ведущих российских нефтегазодобывающих организаций, а также понять, какие задачи система позволила решить и какой положительный итог извлекли для себя эксплуатирующие организации.
В 2013 г. в ПАО «ЛУКОЙЛ» на месторождении «Рассветное» стояла задача по ремонту нефтесборного трубопровода протяженностью 160 м, который пролегал от скважины к АГЗУ. Для проведения ремонтных работ применялась мобильная трубопроводная система, в комплекс которой входили плоскосворачиваемые рукава
Dу = 150 мм, ру = 4 МПа в комплекте с быстроразъемными соединениями типа СРТ, намоточное устройство для размотки и транспортировки системы, а также различное вспомогательное оборудование для обеспечения автономной работы МТС.
Dу = 150 мм, ру = 4 МПа в комплекте с быстроразъемными соединениями типа СРТ, намоточное устройство для размотки и транспортировки системы, а также различное вспомогательное оборудование для обеспечения автономной работы МТС.
Данное техническое решение привлекло компанию «ЛУКОЙЛ» возможностью сократить финансовые и временные издержки, которые неминуемо возникают при прокладке стальной байпасной линии. Кроме того, компания хотела на практике проверить оперативность прокладки гибкой байпасной линии и сравнить полученные результаты с опытом монтажа временного стального байпаса.
Прокладка мобильного трубопровода заняла около 1 ч 10 мин., монтаж и сварка стального байпаса, исходя из практики, занимает около суток.
Специалистам ПАО «ЛУКОЙЛ», помимо подтверждения заявленной скорости размотки мобильной трубопроводной системы, было важно понять, насколько надежно используемое оборудование, проверить его стойкость против воздействия отрицательных температур, ультрафиолета и иных внешних факторов. Следует отметить, что перекачиваемый флюид отличался повышенным
газовым фактором и наличием агрессивных примесей в добываемой нефтегазоводяной эмульсии.
газовым фактором и наличием агрессивных примесей в добываемой нефтегазоводяной эмульсии.
Мобильная трубопроводная система в рамках опытно-производственных испытаний непрерывно проработала около 6 мес. Высокой оценкой ее эксплуатационных характеристик со стороны ПАО «ЛУКОЙЛ» является положительное заключение по программе испытаний, а также дальнейшее желание использовать подобные инновационные решения.
Еще одним примером успешного внедрения и эксплуатации мобильной трубопроводной системы является Новопортовское месторождение на полуострове Ямал, разрабатываемое компанией ПАО «Газпромнефть». Это была первая в истории зимняя погрузка нефти по временной схеме на Ямале.
Перед эксплуатирующей организацией стояла задача обеспечить бесперебойную погрузку нефти на танкеры в летний и зимний периоды до ввода в эксплуатацию круглогодичного нефтеналивного терминала. Было принято решение применить мобильную трубопроводную систему на основе плоскосворачиваемых рукавов: общая протяженность гибкой трубопроводной линии Dу = 150 мм, ру = 4 МПа составила 5100 м в зимний период и около 3000 м в летний.
Сложность выполнения данной задачи также заключалась в том, что нельзя было допускать падения температуры перекачиваемого флюида ниже 24°С во избежание выпадения твердого парафина. Временную трубопроводную линию на период зимней эксплуатации обернули специальным утеплителем, который позволял на порядок сократить теплопотери и снижение температуры транспортируемого продукта.
До внедрения мобильной трубопроводной системы единственным путем транспортировки нефти были зимники. Однако по причине тяжелых транспортных условий и короткого периода автомобильного сообщения не удавалось выйти на плановые сезонные показатели вывоза товарной нефти.
Благодаря внедрению МТС плановые показатели были перевыполнены в ~2 раза, на порядок сократились финансовые издержки. Более того, товарная нефть, которая грузилась в морские танкеры, отправлялась напрямую европейским потребителям в порт Роттердама.
Мобильная трубопроводная система беспрерывно проработала с осени 2014 г. по май 2016 г., схема временной погрузки прошла все необходимые согласования с органами технического и экологического надзора Российской Федерации.
Как уже было сказано, перед эксплуатирующими организациями могут стоять совершенно разные нестандартные задачи по организации временных трубопроводных линий.
Для компании АО «Зарубежнефть» такая ситуационная задача возникла на острове Куба, где для увеличения нефтеотдачи пласта было принято решение использовать мобильную парогенераторную установку, которую планировалось передислоцировать с пласта на пласт в течение 5–6 мес. Для функционирования установки требовалось подавать пресную воду от ближайшей точки забора воды, удаленность которой могла составлять до 5000 м.
Строительство стальной байпасной линии влекло бы за собой серьезные финансовые затраты. Кроме того, следует принимать во внимание и тот факт, что договориться с местными органами управления достаточно затруднительно, а в большинстве случаев практически невозможно.
Учитывая совокупность всех перечисленных факторов, эксплуатирующая организация приняла решение о применении трубопроводной системы на основе плоскосворачиваемых рукавов.
Общая протяженность гибкого трубопровода Dу = 100 мм, ру = 1,6 МПа составила около 3500 м. Для размотки, хранения и транспортировки было применено запатентованное затягивающее устройство контейнерного типа, что обеспечило скорость прокладки до 10 км/ч (рис. 3).
Таким образом, монтаж участка протяженностью более 3 км составил примерно одну рабочую смену (необходимо также добавить, что прокладка осложнялась наличием 7 переходов под дорогой).
МТС и по сей день работает на месторождении Бока-де-Хорука в условиях жесткого воздействия ультрафиолета и непрерывной эксплуатации.
Перечисленные ситуации являются лишь несколькими примерами из опыта эксплуатации мобильной трубопроводной системы на основе плоскосворачиваемых рукавов. Спектр ее применения многогранен и уникален.
Например, на Самотлорском месторождении, разрабатываемом ПАО «НК «Роснефть», МТС использовалась для увеличения давления в трубопроводе, поскольку первоначального давления было недостаточно и внутри трубопровода застрял диагностический снаряд.
Таким образом, можно с уверенностью сказать, что комплекс полностью отвечает повышенным требованиям нефтедобычи, и уже после однократного применения можно оценить экономическую целесообразность внедрения и полезность дальнейшей эксплуатации.
Основные параметры и характеристики МТС
Мобильные трубопроводные системы из плоскосворачиваемых рукавов обладают рядом технических характеристик и свойств.
Рукав изготавливается методом экструзии термопластичного полиуретана через текстильный каркас. В процессе изготовления все пространство между полиэстеровыми нитями заполняется полиуретаном, и образуется цельная стенка рукава, содержащая текстильный каркас, который представляет собой бесшовную трубчатую конструкцию и изготавливается на кругловязальных машинах.
Для снятия статического напряжения при перекачивании нефтегазоводяной эмульсии или иной нефтьсодержащей жидкости в силовой каркас рукава вплетены медные антистатические провода.
Диаметр плоскосворачиваемого рукава составляет 50…400 мм, рабочее давление – 1…10 МПа. Стоит обратить внимание, что чем больше диаметр плоскосворачиваемого рукава, тем меньшее рабочее давление он способен выдержать. Запас прочности для каждого типоразмера независимо от рабочего давления составляет 2:1.
Мобильная трубопроводная система может эксплуатироваться при температуре от –60 до +80°С, что подтверждено достаточно широкой географией применения – от арктических до тропических широт (рис. 4).
Срок службы плоскосворачиваемого полиуретанового рукава составляет более 10 лет, при этом назначенный ресурс – 3000 циклов. Один цикл подразумевает под собой процессы монтажа, транспортировки продукта, демонтажа.
Стенки рукава, изготовленные из термопластичного полиуретана, не подвержены отложениям, химически не активны, устойчивы к таким агрессивным средам, как сера, растворы щелочей, кислот.
При подаче рабочего давления рукав увеличивается в диаметре на ~5–7%, что в совокупности с гладкой поверхностью стенки обеспечивает высокую пропускную способность (на порядок больше, чем стального трубопровода такого же диаметра).
Полиуретановые рукава могут комплектоваться различными соединительными элементами, оптимальными и наиболее применяемыми являются быстроразъемные соединения типа «СРТ», которые обеспечивают полную герметичность соединительного стыка и способны выдержать высокое давление.
В комплекс входят различные системы сматывания, хранения и транспортирования гибких рукавов, вспомогательное оборудование, весь спектр запорно-регулирующей арматуры, комплекты ЗИП и иные элементы, которые гарантируют автономную работу системы в полевых условиях (рис. 5).
Все оборудование обладает необходимой разрешительной документацией для работы на опасных производственных объектах, часть элементов системы запатентована.
Помимо нефтегазодобывающей отрасли, МТС применяются в горнодобывающей и сельскохозяйственной промышленности, ЖКХ, военно-промышленном комплексе и во многих других сферах.
Мобильная трубопроводная система на основе плоскосворачиваемых рукавов может служить инструментом для решения как повседневных, так и нестандартных задач нефтегазодобывающей и других отраслей, ее работоспособность и надежность подтверждается опытом эксплуатации в различных организациях.