На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 89934


Наименование:


Диплом Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии для защиты промысловых трубопроводов Арланского месторождения

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 16.6.2015. Сдан: 2014. Страниц: 104. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание
Основные сокращения и обозначения 5
Список таблиц 6
Список рисунков 7
Приложения 8
Введение 9
Глава 1.Исходные данные Арланского месторождения 11
1.1 Общие сведения о районе работ 11
1.2 Назначение и общая характеристика системы сбора и 14
подготовки нефти 14
1.3 Принципиальная схема сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Арланского ЦДНГ №3 15
1.4 Свойства, состав нефти, газа и воды Арланского месторождения 19
Свойства нефти Арланского месторождения 20
1.5 Постановка цели и задач проекта 23
Глава 2. Анализ аварийности промысловых трубопроводов и повышение эффективности ингибиторной защиты от коррозии 24
2.1 Виды коррозии трубопроводов 24
2.2 Коррозионные процессы связанные с образованием гальванических пар между сульфидсодержащими осадками и металлом 26
2.3 Влияние герметичности системы нефтесбора на интенсивность осадкообразования и коррозию оборудования 27
2.4 Роль микроорганизмов в процессе осадкообразования в нефтепромысловом оборудовании 29
2.5 Основные направления работ при оценке эффективности коррозионной защиты трубопроводов 31
2.6 Анализ причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, разрабатываемой ОАО «Белкамнефть» 33
2.7 Анализ скорости коррозии трубопроводов системы ППД по ОАО «Белкамнефть» 40
Глава 3. Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии 43
3.1 Ингибиторная защита трубопроводов от коррозии 43
3.2 Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов по Вятской площади Арланского месторождения 47
3.3 Повышение эффективности ингибиторов коррозии 51
3.4 Внедрение комплексно действующих реагентов 54
3.5 Повышение эффективности ингибиторной защиты трубопроводов 55
3.6 Расчет обработки выкидных линий скважин ингибитором коррозии 62
3.7 Выводы и предложения 64
3.8 Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов по Арланскому УДНГ 66
3.8.1 Анализ показателенй по Арланскому ЦДНГ №3 за 2008 год 66
3.8.2 Технология подавления сульфатвосстанавливающих бактерий введением комплексно-действующего реагента на начальных участках системы нефтесбора 66
3.8.3 Технология обработки бактерицидом пластовой воды на установках ее предварительного сброса и ее оптимизация 72
3.8.4 Оптимизация количества точек ввода химреагентов на контуре оборота пластовой воды 74
Глава 4. Безопасность и экологичность проекта 77
4.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность 77
4. 2 Общие требования техники безопасности 78
4.3 Организация промышленной безопасности в ОАО «Белкамнефть» 85
4.4 Охрана окружающей среды 86
Глава 5. Расчет технико-экономических показателей 95
5.1 Аннотация 95
5.2.Расчет сметы затрат на закачку ингибитора Азимут - 14 95
5.3 Расчет сметы затрат на закачку вспененной композиции 98
5.4 Расчет экономического эффекта от применения вспененной композиции для защиты от коррозии и солеотложений 101
5.7 Выводы и предложения 102
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 103
Список использованных источников 104
Основные сокращения и обозначения
УКПН - установка комплексной подготовки нефти
РВС - резервуар вертикальный стальной
ТВО - трубный водоотделитель
КНС - кустовая насосная станция
БКНС - блочная кустовая насосная станция
УДНГ - управление добычи нефти и газа
АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка
ЦНИПР - цех научно - исследовательских работ
НГДУ - нефтегазодобывающее предприятие
ППД - поддержание пластового давления
ППН - перекачка и подготовка нефти
ОПИ - опытно - промысловые исследования
МОП - межочистной период
СВБ - сульфат- восстанавливающие бактерии
ГЭС - гидроэлектростанция
СНиП - санитарные нормы и правила
РД - руководящие документы
ПБ - Правила безопасности
ГОСТ - государственные стандарты
АНУ - Арланское нефтепроводное управление
ППР - проект производства работ
ПДК - предельно допустимая концентрация
ГУП - государственное унитарное предприятие
ФОТр - Фонд оплаты труда рабочих


Список таблиц
Таблица 1.1 Свойства нефти Арланского месторождения…………………………..20
Таблица 1.2 Состав вод пласта СVI…………………………………………………...21
Таблица 1.3 Компонентный состав газа (%) в пластовой нефти……………………22
Таблица 2.1 Протяженность трубопроводов диаметром от 89 до 219 мм………….34
Таблица 2.2 Протяженность трубопроводов диаметром от 245 до 630 мм………...35
Таблица 2.3 Средневзвешенные скорости коррозии в водоводах………………….42
Таблица 3.1 Приведенные затраты при защите ингибиторами коррозии………….48
Таблица 3.2 Сводные результаты по проведенным опытно-промысловым испытаниям……………………………………………………………………………..50
Таблица 3.3 Защитный эффект химических реагентов………………………………57
Таблица 3.4 Модификация реагента «Инкредол»…………………………………..58
Таблица 3.5 Охват и защита от осадкообразования и коррозии трубороводов реагентом Реапон-ИФ в Арланском УДНГ за 2006 год……………………………..71
Таблица 5.1 Затраты на материалы……………………………………………………97
Таблица 5.2 Расчет затрат на проведение технологических операций……………..97
Таблица 5.3 Смета затрат………………………………………………………………98
Таблица 5.4 Исходные данные для расчета…………………………………………100
Таблица 5.5 Сравнительная таблица технико-экономических показателей от применения композиции реагентов Инкредол-1 и Сонцид-8101………………….100
Таблица 5.6 Смета затрат……………………………………………………………..101
Таблица 5.7 Расчет экономического эффекта от применения вспененной композиции для защиты от коррозии и солеотложений……………………………102


Список рисунков
Рисунок 1.1 Технологическая схема системы сбора скважинной продукции Арланского УДНГ………………………………………………………….……17
Рисунок 1.2 Обзорная схема сбора продукции скважин по Арланскому УДНГ……………………………………………………………….…………….18
Рисунок 2.1 Срок службы трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения……...……………………………………………………………34
Рисунок 2.2 Обводненность добываемой продукции……………………...…36
Рисунок 2.3 Аварийность выкидных линий…………………………………..37
Рисунок 2.4 Образцы труб, вырезанные с места порыва нефтепровода, эксплуатировавшегося без ингибиторной защиты (а) и высоконапорного водовода (б)…………………………….……………………………………..38
Рисунок 2.5 Средневзвешенные скорости коррозии по ОАО «Белкамнефть»…………………………………………………………………...41
Рисунок 3.1 Результаты ОПИ водорастворимого ингибитора коррозии Сонкор-9510 на УПН «Вятка»…………………………………………………47
Рисунок 3.2 Результаты ОПИ ингибитора коррозии Рекод-608 на ТВО-6...49
Рисунок 3.3 Результаты ОПИ ингибитора коррозии Нефтехим-40 на ТВО-6……………………………………………………………………………..49
Рисунок 3.4 Результаты ОПИ ингибитора коррозии Викор1а на ТВО-6….50


Приложения
Приложение 1. Обзорная схема сбора продукции скважин по Арланскому УДНГ
Приложение 2. Срок службы трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения
Приложение 3. Результаты опытно-промышленных испытаний ингибитора коррозии Сонкор-9510 и ингибитора коррозии Рекод-608
Приложение 4. Результаты опытно-промышленных испытаний ингибитора коррозии Нефтехим-40 на ТВО-6 и ингибитора коррозии Викор1а на ТВО-53
Приложение 5. Схема ввода композиции реагентов в КНС в системе ППД
Приложение 6. Сравнительная таблица технико-экономических показателей от применения композиции реагентов Инкредол-1 и Сонцид-8101


Введение
Одним из крупных добывающих районов Урала-Поволжья является Башкортостан, где сосредоточены большие запасы нефти. Немалая роль в развитии нефтегазодобывающей промышленности отводится коллективу филиала ОАО АНК «Башнефть» НГДУ «Башнефть-Янаул». С 2005 года в состав филиала входят Краснохолмское, Арланское, Южарланское управления по добыче нефти и газа.
Коррозионные поражения нефтепромыслового оборудования в Арланском УДНГ принимают глобальные масштабы во всей технологической инфраструктуре разрабатываемых залежей. Эта проблема является одной из наиболее актуальных при эксплуатации всех месторождений. Об ее важности свидетельствуют многочисленные преждевременные инциденты, аварии промысловых трубопроводов различного диаметра и назначения, а также отказы и снижение ресурса работы нефтепромыслового оборудования и сосудов, работающих под давлением. Результатом являются несанкционированные недоборы нефти, связанные с вынужденной остановкой скважин, дестабилизация разработки, колоссальные затраты на ремонт или замену элементов инфраструктуры, на восстановление фонда скважин. Причина разлаженности в технологическом процессе добычи, промысловой подготовке, транспорте добываемой продукции, а также в системе ППД заключается в том, что уже длительное время в водоводах используются смеси утилизируемых попутно добываемых вод, поступающих на ППН со всех месторождений данного нефтедобывающего региона [1]. При отмечаемом приросте обводненности было уста­новлено появление сероводорода как в добываемом газе, так и в пластовых водах, а также в водонефтяной эмульсии. Это вызвало необходимость проведения исследований по выявлению этиологии поступающего сероводорода. На начальном этапе разработки месторождений сероводород отсутствовал. Результаты выполненных исследований показали, что сероводород мог поступать с пластовыми водами серпуховского горизонта, а также образовываться по механизму сульфат редукции, связанной с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). В процессе исследований по определению микрозараженности месторождений, превышающей 85%, становится очевидным биогенное происхождение сероводорода.
Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений в настоящий период является большое обводнение продукции скважин, которое, как показала практика, приводит к большим осложнениям в работе промысловых систем. Это связано с тем, что на месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные централизованные системы сбора продукции скважин, которые при высокой обводнённости нефти и больших расстояниях промыслового транспорта, начинают терять свои преимущества. Возрастание объемов попутно добываемой с нефтью воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации.
Современное нефтегазодобывающее управление (НГДУ) располагает большим и весьма разнообразным хозяйством. В его состав входят многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор и подготовку нефти к транспорту, сбор, очистку и утилизацию нефтяного газа, подготовку к закачке в пласт пластовых вод, а также вспомогательные системы и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, средства транспорта и т. д.
В дипломном проекте рассмотрены вопросы повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов в системе сбора скважинной продукции Арланского месторождения.
Глава 1. Исходные данные Арланского месторождения
1.1 Общие сведения о районе работ
Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу от г.Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии[19]. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывает месторождение ОАО «АНК «Башнефть» филиал «Башнефть - Янаул», в частности, Арланское УДНГ (Арланская площадь), Южарланское УДНГ (Новохазинская площадь), “Чекмагушнефть” (Юсупов­ский участок Новохазинской площади) и ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь).
Основными видами их деятельности являются:
- добыча нефти и газа и их подготовка;
- обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин,
- устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов;
- производство и реализация пара и воды;
- участие в разработке современных технологий по повышению нефтеотдачи пластов;
- строительство, реконструкция и расширение нефтяных месторождений, капитальный ремонт объектов нефтедобычи;
- выполнение работ, оказание услуг (в том числе предоставление сторонним организациям за плату во временное пользование (временное владение и пользование) по договору аренды с целью извлечения прибыли;
- оказание услуг по социальной поддержке пенсионеров без цели продажи и извлечения прибыли;
- техническое обслуживание и ремонт газового оборудования, газопроводов;
- монтаж (пуско-наладка) объектов газового хозяйства;
- строительство объектов газового хозяйства;
- другие виды хозяйственной деятельности, не запрещенные действующим законодательством.
В филиал «Башнефть-Янаул» ОАО «АНК «Башнефть» входят 17 цехов добычи нефти и газа, три цеха поддержания пластового давления, цех научно-исследовательских и производственных работ, цех подготовки и перекачки нефти, участок сбора, подготовки и транспортировки газа.
Основным видом деятельности является добыча нефти. За 2008 год на 17 нефтепромыслах, расположенных на 9 административных районах Башкортостана, добыто 5456.6 тыс. тонн нефти при плане 5446,4 тыс.тонн. Добыча нефти осуществляется преимущественно механизированным способом с применением комплекса технологических и производственных процессов на 28 лицензионных месторождениях ОАО «АНК «Башнефть».
Нефть, добытая на полученных в пользование лицензионных участках ОАО «АНК «Башнефть», передается по внутрихозяйственному обороту в ОАО «АНК «Башнефть» по фактической себестоимости согласно Учетной политике.
Нефть, поставляемая на производственно-технологические нужды (расход на топливо для промысловых котельных, печей, установок подготовки нефти; безвозвратный расход на текущий подземный и капитальный ремонт скважин; расход нефти промысловыми мастерскими, обслуживающими исключительно нужды добычи нефти и газа, расход нефти для целей повышения нефтеотдачи пластов и др.), передается в рамках действия договора подряда на оказание услуг (выполнение работ) по добыче нефти без передачи права собственности с соответствующим оформлением первичных документов. На собственные нужды израсходовано 3346 тонн нефти. На основании договоров с разрешения ОАО АНК «Башнефть» реализовано сторонним организациям 1279 тонн нефти и получена прибыль 5303 тыс. руб.
В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р.Белой и р.Кама.
Район месторождения протяженностью 120км промышленно обустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама - до отметки 66-68 м. По р.Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г.Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.
Основные нефтеносные площади расположены в северо-западной части Башкирии в междуречье рек Кама и Белой. Эта местность является наиболее пониженной частью территории Башкирии и называется Бельско-Камской низменностью. Рельеф равнинный с отметками от 68 м до 85 м над уровнем моря. На общем фоне равнинного рельефа, в восточной части резко выделяется небольшой приподнятый участок, расчлененный овражно-балочной сетью.
Климат на территории средне континентальный температура в холодные месяцы года падает до минус 400С, в теплое время года поднимается до плюс 400С, зима продолжительная, холодная с резкими ветрами и большим количеством осадков
По данным метео-постов Янаула и Калтасов:
1. Абсолютный минимум температуры - 41 оС
2. Абсолютный максимум температуры + 38 оС
3. Среднегодовая температура +1.8 оС
4. Продолжительность холодного периода 196 дней
5. Преобладающее направление ветра южное и юго-западное
6. Средняя скорость ветра 2.6 м/час
7. Среднее количество осадков 482 мм

1.2 Назначение и общая характеристика системы сбора и
подготовки нефти
Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования но трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью гео­дезических отметок входной и выходной точек трубопровода (гористый рельеф местности), а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирова­ния эксплуатации скважин, контроля и регулирования разра­ботки месторождения[6].
Получение товарной продукции называют подготовкой до­бываемой нефти. Она включает технологические процессы се­парации, стабилизации, обезвоживания (деэмульсации) и обессоливания нефти, очистку сточной поды от эмульгированной нефти и механических примесей (шлама), а также осушку (от водяного пара) и очистку (от сероводорода и диоксида угле­рода) нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспорт­ные расходы (отсутствие перекачки воды как балласта на неф­теперерабатывающий завод и обратно для возврата в пласт), предотвратить образование стойких эмульсий («старение» эмуль­сий), не допустить гидратообразования в газопроводах, сохра­нить приемистость водонагнетательных скважин, уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового, ма­гистрального и заводского оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, газа и воды. В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизиро­ванного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:
1) предотвраще­ние потерь нефтяного газа и легких фракции нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;
2) отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;
3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом;
4) высокие технико-эконо­мические показатели работы.
На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложе­ний, выделяемых нефтяной промышленности. Использование оборудования в блочно-комплектном исполнении сокращает за­траты почти в 2 раза, ускоряет ввод в разработку месторожде­ния на 3-4 года, позволяет избежать потерь нефтяного газа и некондиционной нефти. Оно обеспечивает также возможность полной автоматизации технологического процесса, гибкость и маневренность в наращивании или сокращении мощностей (мон­таж и демонтаж отдельных блоков) для учета динамики до­бычи нефти и жидкости, обводненности продукции во времени. Уменьшить затраты можно своевременным ремонтом нефтепромыслового оборудования, внедрением современных технологий, в том числе сварочных работ. Оптимизация промыслового обустройства обеспечивает уменьшение капитальных вложений на 10-15%.
1.3 Принципиальная схема сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Арланского ЦДНГ №3
Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования но трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода (гористый рельеф местности), а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения [19].
В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:
1) предотвраще­ние потерь нефтяного газа и легких фракции нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;
2) отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;
3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом;
4) высокие технико-экономические показатели работы.
Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим нагрузкам. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.
В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.
Прокладка наземных и подземных нефтегазопроводов через населенные пункты не допускается.
Ревизия нефтегазосборных трубопроводов проводится не реже чем 1 раз в восемь лет. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.
Технологическая модель системы сбора скважинной продукции Арланского УДНГ состоит из нескольких участков (рис.1.1).



Рисунок 1.1 - Технологическая схема системы сбора скважинной продукции Арланского УДНГ.
1. Участок от скважины, (куста скважин), до АГЗУ;
2. Участок от АГЗУ до нефтесборного коллектора второго порядка;
3. Участок от нефтесборного коллектора второго порядка до установки предварительного сброса попутнодобываемой воды, (УПС, ТВО);
4. Участок от УПС,ТВО до установки комплексной подготовки нефти и газа, (УКПН «Шушнур», для АЦДНГ №1,6 участок до НСП «Ташкиново»);
5. Участок от УКПН «Шушнур» до ППСН «Калтасы»;
Рассмотрим систему сбора скважинной продукции (рис.1.2) на примере Арланского ЦДНГ №3, который ведет эксплуатацию Ашитской площади Арланского месторождения и Саузбашевского нефтяного месторождения.
В состав системы сбора Арланского ЦДНГ №3 входят три УПС: УПС №16, УПС №3 и УПС №1 в состав которого входят два ТВО: ТВО №1 и ТВО №5 каждых из которых имеет свою системы сбора. Схемы сбора УПС по направлениям представлены на рисунке № 3.





Рисунок 1.2 - Обзорная схема сбора продукции скважин по Арланскому УДНГ.
В Арланском ЦДНГ №3 применяются два принципиально различных вида УПС:
1. УПС №1(ТВО №1,5), УПС №3 оборудованы автоматизированными мультифазными насосными перекачивающими станциями с двумя насосными агрегатами А3 2ВВ-63/25-50-25-01.
2. В УПС №16 вместо ТВО, (как в случае с УПС №1,3), применяется ТВГО, (трубный водогазоотделитель), в состав которого помимо ТВО входит еще ТБЕ, (трубная буферная емкость), из которой и производится отбор продукции на прием четырех поршневых насосов различной конструкции, технические данные которых приведены далее.
Бригада д/н №6, (Ашитская площадь Арланского месторождения), обслуживает 317 добывающих скважин из них 81 оборудованная УЭЦН и 236 оборудованных УШГН. Район обслуживаемый бригадой д/н №6 разбит на три участка, продукция скважин с 1-го участка поступает на ТВО №3 входящий в состав УПС №3, (установка путевого сброса воды), продукция скважин второго участка поступает на входящий в состав УПС №1 ТВО №1, (трубный водоотделитель), продукция скважин третьего участка поступает на ТВО №5, также входящий в состав УПС №1.
Бригада д/н №7, (Саузбашевское нефтяное месторождение), обслуживает 177 добывающих скважин из них 27 оборудованных УЭЦН и 150 оборудованных УШГН. Вся продукция скважин обслуживаемых бригадой д/н №7 поступает на ТВГО №16 входящий в состав УПС №16. Принципиальные схемы сбора с местами подачи ингибитора коррозии, деэмульгаторов и мест скорости коррозии представлены на рисунках 1.2 и в приложениях.
1.4 Свойства, состав нефти, газа и воды Арланского месторождения
Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности [19].
Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.
По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %.
В таблице 1.1 дана характеристика нефти различных горизонтов Арланского месторождения.
Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость.
Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Вятской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.
Таблица 1.1
Свойства нефти Арланского месторождения
Характеристика нефти Турнейский ярус Терригенные отложения нижнего карбона Каширо-подольский горизонт
Плотность, кг/м3 905 894 - 904 866 - 883
Содержание серы, % 3,42 2,84 - 3,42 2,21 - 2,70
Смол, % - 15,1 - 15,2 11,5 - 12,5
Асфальтенов, % - 4,0 - 7,15 4,14 - 4,22
Парафинов, % - 1,47 - 2,96 1,0 - 1,8
Вязкость при 20 оС, сст 159,4 47,5 - 32,7 13,8 - 26,3
Фракционный состав
до 200 оС, % 12,6 14,6 - 14,8 17,6 - 21,2
200 - 300 оС, % 20,4 18,5 - 19,2 20,3 - 20,5

Таблица 1.2
Состав вод пласта СVI
Площади Насыщенность сульфанатом Ca (гипсом), % Показатели
Плотность кг/м3 Минерализация, мг/(экв..100 г)
Арланская Вятская 46 45 1172 1181 784 769,6
Арланская Вятская 23 28 1179 1181 793 768
Арланская Вятская 48 90 1177 1182 807 800,4

Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.
Осредненные по площадям значения состава газа, полученного в пластовой нефти, приведено в таблице 3.
В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей.
Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.
Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.
Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0,.3 - 1.5 %.


Таблица 1.3
Компонентный состав газа (%) в пластовой нефти
Наименование Площади
Арланская Николо-березовская Ново-Хазинская Вятская
Углекислый газ 0,86 2,04 0,76 1,7
Азот и редкие газы 42,01 41,97 38,02 46,2
в т.ч. гелий 0,005 0,017 0,01 -
Метан 12,29 6,29 17,15 8,2
Этан 8,91 11,21 10,39 12,6
Пропан 19,6 20,3 17,7 17,8
Бутан 10,8 11,2 10,4 9,9
Гексан 6,75 6,75 5,31 4,0
Плотность газа, кг/м3 1,261 - 1,986 -

Вывод.
Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений в настоящий период является большое обводнение продукции скважин, которое, как показала практика, приводит к большим осложнениям в работе промысловых систем. Это связано с тем, что на месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные централизованные системы сбора продукции скважин, которые при высокой обводнённости нефти и больших расстояниях промыслового транспорта, начинают терять свои преимущества. Возрастание объемов попутно добываемой с нефтью воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации.


1.5 Постановка цели и задач проекта

Цель дипломного проекта - анализ эффективности применения ингибиторов коррозии для повышения эксплуатационной надежности внутрипромысловых трубопроводов на примере Арланского месторождения.

Задачи:
1. Провести анализ условий эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов Арланского месторождения, причин коррозии и видов защиты от коррозии.
2. Рассмотреть вопросы повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов в системе сбора скважинной продукции Арланского месторождения.
3. Предложить наиболее эффективные виды ингибиторов коррозии для условий Арланского месторождения.
4. Сделать технологическое и экономическое обоснование предложенных ингибиторов.


Глава 2. Анализ аварийности промысловых трубопроводов и повышение эффективности ингибиторной защиты от коррозии
2.1 Виды коррозии трубопроводов
Коррозия - это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз [12]. По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию [8]. Химическая коррозия характерна для сред, не проводящих электрический ток.
Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, т.е. реакций сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.
Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:
1. Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла.
2. Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности.
3. Межкристаллитную коррозию - характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быстро, глубоко и вызывает катастрофическое разрушение.
4. Избирательную коррозию - избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.
5. Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.
Среднестатистический срок службы промысловых трубопроводов на месторождениях ОАО «Белкамнефть» составляет 10 лет. Основной причиной отказов и преждевременного выхода из строя трубопроводов является образование по нижней образую........


Список использованных источников
1.Абдуллин И. Г. Повышение долговечности напряженных нефтега­зовых трубопроводов в условиях воздействия грунтовых и транс­портируемых активных сред: Дис ... докт. техн. наук: 05.15.07. Уфа. 1989.- 365 с.
2.Абдуллин И. Г., Гареев А. Г., Мостовой А. В., Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности.- Уфа: Гилем,1997,-177 с.
3. Агапчев В. И., Виноградов Д. А., Мартяшева В. А. Проектирование, строительство и эксплуатация трубопроводов из полимерных мате­ риалов: Учебное пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.- 74 с.
4.Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справ, пособие.- М.: Недра 1991.-287 с.
5.Аксельрод Э. Л., Ильин В. П. Расчет трубопроводов.- Л.: Машино­строение, 1972.- 239 с.
6.Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989
7.Борисов Б. И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов.- М.: Недра, 1987.- 123 с.
8.Бородавкин П. П., Таран В. Д. Трубопроводы в сложных услови­ях,- М.: Недра, 1968.- 304 с.
9.Вайднер X. Изоляция стальных труб полиэтиленом // Газ. пром-
сть.-1994.-№11.-С. 33-34.
10.Гареев А. Г., Иванов И. А., Абдуллин И. Г. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубо­проводов.- М.: ИРЦ "Газпром", 1997.- 170 с.
11.Гафаров Н. А., Кушнаренко В. М., Бугай Д. Е., Рахманкулов Д. Л. и др. Ингибиторы коррозии.Т. 2.- М.: Химия, 2001.- 391 с.
12. Гетманский К. Д., Рождественский Ю. Г., Калимуллин А. А. Преду­преждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудова­ния // Обзорн. информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазо­вой промышленности.- М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- 57 с.
13. Груздев А. А., Тютьнев А. М., Черказов Н. М. Новые материалы, технологии и оборудование для защиты магистральных нефтепро­водов от коррозии // Трубопроводный транспорт нефти.- 1998.- №1.- С. 20-21.
14.Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1987
15.Легезин Н. Е., Глазов Н. П., Г. С. Кессельман, Кутовая А. А. Защита от коррозии промысловых сооружений в газовой и нефтедобываю­щей промышленности.- М.: Недра, 1993 г.-168 с.
16. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД - 39 - 01/06 - 0001 - 89
17 Мустафин Ф. М., Гумеров А. Г., Квятковский О. П. и др. Очистка полости и испытание трубопроводов: Учеб. пособие.- М.: Недра, 2001.
8.Орехов В. В., Бычков Р. А. Индустриальная технология нанесения внутреннего покрытия на магистральные и промысловые трубо­проводы // Нефтепромысловое дело.- 1996.- № 6.
19. «Проект доразработки Арланского нефтяного месторождения». Договор № 3261. Книга 12.
20. Рекомендации по планированию, учету и организации по единому наряду работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. - М, 1988
21. Сборник докладов молодых ученых и специалистов на XVIII творческой конференции АНК «Башнефть», ч.1., Уфа, 2008. УДК 622.691 12+622 692.12
22.Стрижевский И. В. Подземная коррозия и методы защиты.- М.: Металлургия, 1986.- 112 с.
23.Султанмагомедов С. М. Обеспечение долговечности и безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных канавочному износу.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.- 224 с.
24.Телегин Л. Г., Ким Б. И., Зоненко В. И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. Учеб. посо­бие для вузов.- М: Недра, 1988. - 188 с, ил.
25. Тронов В.А., Тронов А.В. «Очистка вод различных типов для использования в систе­ме ППД». Казань: «Фэн».2001-5б0с.
26. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование буровых и нефтегазодобывающих предприятий. - М: Нед ра, 1990



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.