Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования РБ

ГОУ СПО

Нефтекамский нефтяной колледж

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по предмету: Разработка нефтяных и газовых месторождений

тема: Анализ эффективности ингибиторной защиты трубопроводов от внутренней коррозии

Разработал Гайнетдинов Р.Р.

Специальность 130503

Группа 5Нзд88-04

Руководитель: Шабалкина О.Н.

Нефтекамск 2007

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного (газового) месторождения

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод

2. Технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

2.2 Анализ эффективности ингибиторной защиты трубопроводов от коррозий

2.3 Анализ аварийности трубопроводов по причине внутреннего коррозионного разрушения

3. Проектная часть

3.1 Обзор применяемых ингибиторов для защиты трубопроводов от внутренней коррозии

3.2 Выбор оборудования для применения ингибиторной защиты

4. Расчетная часть

4.1 Расчет подачи ингибитора в скважину

4.2 Технологический расчет трубопроводов

4.3 Выводы и предложения

5. Организационная часть

5.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия при разработке нефтяных и газовых месторождений

5.2 Охрана окружающей среды и промышленная санитария в процессе разработки продуктивных пластов

Список литературы

Введение

Компания «Башнефть», основанная в 1932 году, на сегодняшний день представляет собой мощное предприятие, специализирующееся на добыче нефти и газа. Являясь экономическим «стержнем» Республики Башкортостан, компания имеет в своем составе свыше 50 тысяч работников и около 40 структурных подразделений. «Башнефть» входит в десятку лидеров нефтяной отрасли России, успешно разрабатывая свыше 160 месторождений и добывая более 12 миллионов тонн нефти ежегодно. Сегодня компанию возглавляет Гимран Хамитович Габитов, с 2005 года занимающий должность генерального директора. «Башнефть» за годы своего существования накопила огромный опыт разработки различных месторождений нефти и газа. Сейчас основная продукция компании - это нефть, отвечающая международным стандартам качества, природный газ, пропанобутановая смесь, нефтепромысловое и буровое оборудование.

При разработке месторождений основное внимание специалисты уделяют повышению нефтеотдачи пластов за счет применения высокоэффективных технологий, при этом строго соблюдаются экологические нормы, что свидетельствует о бережном отношении к природным богатствам региона. Стратегия компании «Башнефть» направлена на продуктивное использование старых месторождений и ускоренное освоение новых залежей нефти, на повышение конкурентоспособности своей продукции. Предприятие принимает участие в решении экологических и социальных проблем региона.

Гимран Габитов успешно совмещает свой труд на посту генерального директора «Башнефти» с обязанностями депутата Уфимского городского совета. Деятельность компании получила широкое общественное признание и не раз отмечалась наградами, среди которых диплом за вклад в развитие экономики Республики Башкортостан, медаль международной выставки «Российский промышленник» и диплом лучшего российского предприятия.

1. Геологическая часть

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного

(газового) месторождения

Южарланское месторождение расположено в северо-западной части Бирской седловины. Охватывает территорию нескольких административных районов Башкирии: Калтасинского, Дюртюлинского, Илишевского и северной части (Вятская площадь) Удмуртии.

Геологическая съёмка и структурное картирование на территории месторождения проводилось в 1946-1951 гг. Выявлены Новорьебанское, Вятское, Аникеевское, Крым-Сараевское поднятия. В эти же годы проводились геофизические исследования, которые не дали положительных результатов. В 1954 году, после частичного проведения структурно-поискового бурения наметилась повышенная область, в общих чертах совпадающая со структурным планом по сакмаро-артинским отложениям.

Структурно-поисковое бурение впервые начато было в 1951 году на Вятской площади.

В результате бурения 17 скважин по кровле артинских отложений было установлено, что Вятское поднятие представляет собой террасовидный уступ, свод которого расположен южнее, в пределах Башкирии. В 1953 году началось структурно-поисковое бурение проводилось южнее захватывая Ново-Хазинскую площадь. Глубокое разведочное бурение на Вятской площади было начато в 1953 году. Бурением подтвердилось соответствие структуры по нижнему карбону структуре сакмарско-артинских отложений и выявлена промышленная нефтеносность нижнего карбона.

Первооткрывательницей явилась скважина №2 из которой в январе 1955 года была получена нефть дебитом 12,2 тонн/сутки.

В целом на площади дебиты нефти по скважине колебалась от 1,5 до 68 тонн/сутки.

На Южарланской площади разведочное бурение начато в 1955 году в своде сакмаро-артинской структуры. При испытании отложений нижнего карбона получен фонтан нефти дебитом 144,8 тонн/ сутки. В 1956-1958 гг. промышленная нефтеносность терригенных отложений нижнего карбона была установлена в Ново-Хазинской и Николо-Березовской площадях.

Южарланское месторождение приурочено к очень крупному поднятию платформенного типа. Поднятие очень пологое, осложнено многочисленными более мелкими поднятиями и куполами. По данным бурения установлено вполне удовлетворительное соответствие структур по нижнепермским и каменноугольным отложениям. Соответствие тектоники по карбону и по нижележащим отложениям девона не отмечено.

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

В строении Южарланского нефтяного месторождения принимает участие отложения от четвертичного, третичного и пермского возраста выходящая на поверхность до наиболее древних отложений Бавлинской свиты, частично пройденных глубокими разведочными скважинами. Максимальная мощность осадочная мощность осадочных пород равна 3005 м была вскрыта скважина №36 на Южарланской площади.

Геологический разрез девонских месторождений и каменноугольных отложений представлен в основном карбонатными породами, а терригенные отложения имеют значительно меньшую мощность.

Каменноугольные отложения.

Представлен Турнейским ярусом, в основании залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой доломитов и примазками зеленой глины.

Визейский ярус.

Терригенная толща нижнего карбона.

Литологический состав представлен песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями глинистых сланцев, углей, известняков.

Нижневезейский подъярус.

Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами.

Намюрский ярус.

Представлен толщей доломитов, с прослоями доломитизированных известняков.

Средний карбон, Башкирский ярус.

Сложен известняками с остатками водорослей фораминиферовыми с примазками глины.

Московский ярус.

Верейский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем мергелей, алевролитов, редко песчаников и доломитов.

Каширский горизонт сложен из известняков и доломитов, с редкими прослоями мергеля и тонкими примазками аргиллитов. Подольский горизонт представлен известняками с незначительной прослойкой доломитов.

Мячковский горизонт сложен известняками, плотными, крепкими, доломитизированными, встречаются прослои доломитов.

Сложен органогенно-карбонатными отложениями. В основании залегают два прослоя ангидритов, расчленённые прослоем доломитов.

Верхняя Пермь - представлена глинами, алевролитами, плотными, в нижней части загипсованными, прослоями с песчаниками.

Третичные отложения - сложены серыми и коричневато-серыми глинами с прослоями серых песков.

Четвертичные отложения - представлены в основном аллювиальными отложениями Камы и Белой.

Южарланское месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющая башкирские и татарские своды. Она вытянута с северо-запада на юго-восток. На северо-западе примыкает к обширной верхнекамской впадине, а на юге-востоке постепенно переходит в восточный склон русской платформы, погружённый в сторону

Предуральской депрессии.

Южарланское нефтяное месторождение приурочено к юго-западному борту Калтасинского прогиба, где проходит полоса разломов идущих вдоль северо-восточного склона татарского свода и ориентируется в северо-западном направлении. Верхний карбон - представлен чередованием известняков с доломитами.

Пермские отложения, нижняя часть, Сакмарский ярус - сложен известняками плотными, крепкими.

Артинский ярус - представлен чередованием доломитов и известняков плотными, крепкими, кристаллическими, сульфатизированными, иногда глинистыми.

Кунгурский ярус.

По данным геофизики и глубокого бурения до девонских отложений выделяются две основные линии. Они разграничивают горст современной амплитуды 120 м. Южному опущенному крылу горста приурочено русло реки Белой. Следует полагать, что зона разломов с момента их образования и последнее время геотектонического развития Бирской седловины оставались ослабленными участками в пределах, которых происходили разные по знаку и амплитуде движения, сопровождающиеся интрузиями магмы. В юго-восточной опущенной части территории накапливались осадки. Тектоника терригенных отложений девона в пределах Бирской седловины характеризуется моноклинальным падением слоев северо-восточном и северном направлениях. Так по кровле кумовского горизонта наблюдается постепенное погружение слоев в северном направлении на юго-западном борту Бирской седловины в междуречье. В пределах Южарланского месторождения кровля кумовского горизонта моноклинальное погружается с юго-запада на северо-восток, от 1706 до 1800 метров под углом 6 градусов.

Южарланское поднятие расположено в северо-западной части месторождения вытянуто в северо-западном направлении, имеет длину 21 км. К югу и северу от Южарланского поднятия отделяясь от него небольшим понижением расположено.

1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод

На Южарланском нефтяном месторождении отмечены многочисленные нефтегазовые проявления по всему разрезу палеозойских отложений. Промышленные скопления нефти обнаружены в отложениях турнейского и визейского ярусов нижнего карбона и московского яруса среднего карбона.

Небольшие притоки нефти получены из отложений верейского горизонта среднего карбона кунгурского яруса нижней Перми.

Отложения турнейского яруса являются нефтеносными на Южарланской и Ново-Хазинской площадях. Нефть турнейского яруса высокосернистые (2,9-4,5% серы) и высокосмолистые (13-24% смол). В терригенной толще нижнего карбона содержатся большие запасы нефти. Они сосредоточены в восьми песчано-алевролитовых пластах с резко неоднородным строением. Нефти сернистые, парафинистые и асфальто-смолистые, по химическому составу сходные с нефтями турнейского яруса.

На 8-18 м выше кровли терригенной толщи залегают песчаники алексинского горизонта, образующие полосы, вытянутые в субмеридиональном направлении.

При опробовании песчаников в трех скважинах Южарланской и Николо-Березовской площадей были получены притоки нефти с дебитом от 138 до 30 т/сутки. Восточнее этой полосы в пределах Южрланской площади прослеживается несколько песчаных полос с невыясненной промышленной ценностью.

Нефтепроявления в отложениях верейского горизонта в виде запаха нефти или пятнистой иногда сплошной пропитки пород нефтью были отмечены при бурении ряда скважин.

Совместное опробование обоих горизонтов проведено в нескольких скважинах: в результате были получены притоки нефти с начальным дебитом до 10, а иногда до 20 т/сутки. Нефть сернистая (2,2-3,14%).

В разрезе Южарланского нефтяного месторождения встречено большое число водоносных горизонтов. Подземные воды насыщают пласты песчано-алевролитовых и известняково-доломитовых пород и мощные толщи карбонатных отложений. Более изучен химический состав подземных вод турнейского и визейского ярусов нижнего карбона и каширского и подольского горизонтов среднего карбона.

В таблице 1 даны основные показатели химического состава вод продуктивных толщ нижнего и среднего карбона. Как видно из таблицы, воды отложений нижнего карбона характеризуется повышенной минерализацией по сравнению с водами среднего карбона.

Коэффициент метаморфизации (Км) и первая соленость (S1) также выше у вод нижнего карбона.

По классификации В.А. Сурина рассматриваемые воды относятся к хлориднокальциевым.

Вторая соленость (S2) и содержащие катиона кальция в водах возрастают от турнейского яруса к каширскому и подольским горизонтам.

Содержание сульфатов колеблется от долей процента до 3% - экв, причём минимальное среднее значение сульфатности - 0,15% - экв. характерно для вод терригенной толщи.

Высокое содержание сульфатов, отмеченное в отдельных пробах вод нижнего карбона, может быть связано с перетоком по затрубному пространству сульфатных вод из лежащих выше отложений пермского возраста.

Из изложенного видно, что воды терригенной толщи нижнего карбона яруса Южарланского месторождения сходны между собой, что указывает на гидродинамическую связь этих водоносных горизонтов.

Таблица 1. - Химический состав вод

Водоносный горизонт	r мг-экв.	Км	S1	S2	Ca**	SO4	Мг/л	Br Мг/л
			% - экв.
Турнейский ярус С1	734-787	2,8-3,2	85-88	12,15	4,1-5,3	0,2-0,3	6	до 345
Терригенная толща С1	711-836	2,7-3,7	78-86	14-22	4,8-7,6	0,03-0,3	до 9	до 535
Каширский, Подольский С2	690-760	2,1-3,3	70-78	22-29	6,2-10,4	0,2-0,3	до 10	до 462

В водах терригенной толщи Южарланской и Николо - Березовской площадей содержится газ в растворенном состоянии (от 132 до 249 см³/л). В составе газов преобладает азот (85-90%) и метан (4-12%).

Воды нижнепермских отложений менее минерализованы (r = 550-650 мг-экв.) и метаморфизованы (Км = 2,3-2,6).

Они отличаются повышенной сульфатностью (SО4 = 0,34-0,67% - экв), особенно воды Ново-Хазинской площади. Воды нижнепермских отложений относятся к хлориднокальциевым. Свойства пластовой нефти по глубинным пробам из восьми скважин (№6, 7, 8, 11, 12, 15, 21, 23).

Газовый фактор определяется контактовым газированием глубинных проб, колеблется от 15 до 22 м³/т, в среднем равен 18 м³/т. По своим физическим параметрам пластовая нефть Вятской площади близка к нефти Николо-Березовской площади. Попутный газ относится к углеродно-азотным газам. Преобладающим компонентом в них является азот, содержание которого изменяется от 39 до 55%, содержание пропана в дегазированной нефти от 18 до 21%.

Попутный газ содержит 0,029% гелия и от 0,085% аргона. Удельный вес газа по воздуху выделен при контактном дегазировании нефти и составляет 1,263 стокс.

Основные соли пластовых вод - хлориды, а так же карбонаты щелочных металлов. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода и брома.

Состав пластовых вод определяется минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пласта, температурой, пластовым давлением, и т.д.

Свойства пластовых нефтей.

Пластовые нефти Южарланского месторождения характеризуются повышенной плотностью, вязкостью и пониженным газовым фактором. На отдельных площадях наблюдается колебание средних значений этих параметров.

Плотность нефти (при Р_пл = 10 МПа и t = 24 ⁰С) колеблется от 0,877 (Южарланская площадь) до 0,822 г/см³ (Николо-Березовская площадь).

Вязкость нефти при тех же условиях изменяется от 17,7 ст (Южарланская площадь) до 23 ст (Николо-Березовская площадь).

Таким образом, две соседние площади Южарланская и Николо- Березовская имеют различные средние значения плотности и вязкости пластовой нефти.

Газовый фактор колеблется от 15,3 м³/т (Ново-Хазинская и Николо-Березовская площади) до 18 м³/т (Вятская площадь), причем наблюдается обратная зависимость между величиной вязкости и газового фактора. Давление насыщения зависит от содержания растворенного в нефти азота и изменяется от 72,7 кг/см³ (Николо-Березовская площадь) до 82 кг/см³ (Вятская площадь).

Физические свойства нефти и попутных газов изменяются не только по площади, но и по разрезу.

2. Технологическая часть

2.1 Текучее состояние разработки и динамика основных

технологических показателей месторождения

Все технологические показатели разработки при базовом варианте и в вариантах с применением методов вначале рассчитываются на элемент пласта, а затем при известном плане ввода скважин из бурения в эксплуатацию определяется динамика технологических показателей разработки месторождения (опытного участка) с учетом последовательности ввода объектов

Для технико-экономических расчетов и последующего выбора рационального варианта разработки с применением метода необходимо оценить несколько вариантов. Для анализа каждого метода увеличения нефтеотдачи пластов должно быть принято не менее двух вариантов разработки. Естественно, предполагается, что методы увеличения нефтеотдачи выбраны в соответствии с геолого-физическими критериями их применимости

По технологии применения методов также должны быть приняты два-три варианта. Если необходимо быстро испытать новые методы в пластовых условиях, плотность размещения скважин может быть порядка 1-3 га/скв. Такая же плотность сетки требуется для тепловых методов, поэтому перед применением методов на месторождениях и в опытном, и в промышленном масштабе должны быть четко определены цели и сформулированы технические условия их реализации

Разработки с применением методов увеличения

Вместе с тем для любого метода с увеличением размера отсрочки увеличивается прирост нефтеотдачи.

Для определения эффекта от применения метода повышения нефтеотдачи пласта выполняются расчеты по установлению основных технологических показателей разработки месторождения по базовому варианту и по варианту с применением метода. Эффект от метода может состоять в увеличении текущей и конечной нефтеотдачи пластов, увеличении темпов добычи нефти, в уменьшении обводненности (общего объема добытой воды на 1 тонну нефти), в увеличении приемистости нагнетательных скважин, сокращении расхода воды и др.

Технология применения физико-химических методов, повышения нефтеотдачи пластов

Метод вытеснения нефти растворами ПАВ

Технология применения метода весьма простая.

Метод является улучшенным вариантом обычного заводнения.

Большим преимуществом метода по сравнению с другими является возможность его применения в широких промышленных масштабах при малых капитальных вложениях на обустройство. Так, межфазное поверхностное натяжение, замеряемое по методу растягивания вращающейся капли, на границе раздела щелочного раствора с нефтями некоторых месторождений в установившемся состоянии увеличивается до 3 мН/м при начальном значении сотые доли миллиньютонов на метр.

Его можно с успехом применять в комбинации и с другими методами, например с полимерным заводнением, с периодической закачкой газа, с циклическим заводнением и переменой направления фильтрационных потоков, возможно также сочетание метода со щелочным заводнением.

Метод вытеснения нефти полимерными растворами

Метод вытеснения нефти щелочными растворами

Эффективность применения метода во многом зависит от степени снижения поверхностного натяжения на границах фаз нефть - раствор щелочи, которая обусловливается ее химическим составом.

Результаты исследований, показывают, что после продолжительного контакта активных нефтей с большим объемом раствора щелочи межфазное поверхностное натяжение, замеряемое по методу счета капель, возрастает от 0,01 до 3-5 мН/м. Метод также применим в основном для разработки месторождений со сверхактивными нефтями.

Учитывая, что стоимость поваренной соли во много раз меньше, чем каустической соды, и то, что ресурсы поваренной соли практически неограниченны, целесообразно применять новую модификацию метода щелочного заводнения - метод вытеснения, нефти с применением раствора каустической соды с поваренной солью. Метод включает в себя попеременную закачку в пласт оторочек щелочно-сжатого раствора, пресной воды и хлорида кальция.

Метод состоит в нагнетании в нефтяной пласт химических реагентов в виде оторочек растворов. Мицеллярные растворы являются основой метода и характеризуются следующими основными свойствами, обеспечивающими полноту вытеснения остаточной нефти при несмешивающемся и частично смешивающемся вытеснении: низким межфазным натяжением на границе раздела с нефтью, водой и раствором полимера (до 0,01-0,001 мН/м)

Метод имеет несколько модификаций.

Одна из модификации метода включает исследования фазовой проницаемости мицеллярного раствора при смешении его с водой, раствором полимера и нефтью.

Технология применения метода несложна. Метод делится на две модификации: закачка углеводородного газа высокого давления в условиях смесимости газа и нефти и закачка газоводяных смесей в пласт в условиях полной не смешиваемости, частичной и полной смешиваемости. Однако при данном методе охват пласта воздействием будет небольшим вследствие прорывов газа по наиболее проницаемым участкам.

Для определения эффективности вытеснения нефти с применением любого нового метода и для контроля за разработкой до начала и в процессе закачки агента проводят комплекс геолого-промысловых, геофизических и физико-химических исследований нагнетательных, добывающих, наблюдательных и оценочных скважин, после начала опытно-промышленных работ предусматриваются технологической схемой или программой испытания и внедрения метода.

Для определения изменения (уменьшения) нефте насыщенности в пласте в контрольных неперфорированных скважинах проводятся периодически замеры геофизическими методами. Определение текущей нефте насыщенности при скважинной зоне радиоактивными промыслово-геофизическими методами (нейтронный гамма-метод, гамма-метод, импульсный нейтронный метод) Снятие термограммы по стволу скважины.

Для повышения надежности получения параметров по данным анализа кернового материала их определяют несколькими различными независимыми методами.

Например, коэффициент нефте насыщенности определяют экстракционным методом, импульсным методом, ядерно-магнитного резонанса и фотоколориметрическим методом.

Для этого помимо обычно применяемых способов регулирования процесса при заводнении используют сочетание циклического заводнения с методами вытеснения нефти химическими реагентами. Применение таких методов, как закачка растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ) или щелочи, способствует также увеличению коэффициента охвата пласта за счет применения полимера и увеличению коэффициента вытеснения нефти за счет применения ПАВ.

Основы анализа опытно-промышленных работ по испытанию методов увеличения нефтеотдачи

Основные требования, которым должны удовлетворять химические реагенты при испытании и внедрении методов увеличения нефтеотдачи пластов, следующие. В процессе применения методов анализируется состояние специализированного оборудования, которое должно полностью отвечать запроектированным параметрам разработки в промышленности выпускает различное оборудование для многих методов повышения нефтеотдачи пластов. В отдельных случаях применяются разработка и использование индивидуального оборудования (как, например, при методе вытеснения нефти серной кислотой). Описываются работы, проводимые по определению коллекторских свойств пластов, значения их, расхождения с данными технологической схемы разработки, анализируется. Чем они вызваны, кратко характеризуется каждый параметр в отдельности (пористость, проницаемость, нефте насыщенность начальная и остаточная) и методы их определения, средние значения, принятые в подсчете запасов и в гидродинамических расчетах по определению основных показателей разработки с применением метода. Зачастую по данным анализа нефти и воды делается вывод о продвижении агента в том или ином направлении, что является одним из методов контроля за процессом.

Анализируется выполнение технологической схемы по вводу опытных участков в разработку с применением метода. Указываются проектный и фактический годы ввода месторождения для испытания методов по элементам и по участку в целом. Оцениваются возможные отклонения в текущей добыче нефти из-за несоответствия способа эксплуатации скважин и из-за отставания ввода элементов в разработку с применением метода.

Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Одним из перспективных методов использования щелочных растворов для увеличения нефтеотдачи может быть применение их для вытеснения высоковязких нефтей, содержащих кислотные компоненты и образующих высокодисперсные, устойчивые эмульсии в щелочных растворах. Применение' этого метода ограничивается наличием источников мягкой воды (с содержанием не более (4-10~3 (моль/дм²) для приготовления щелочных растворов, а также для вытеснения пластовой воды из зоны закачки щелочного раствора. Увеличение нефтеотдачи с использованием концентрированной серной кислоты (метод сернокислотного заводнения)

Метод состоит в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15% перового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты, продвигаемых по пласту обычной водой. Применяют техническую серную кислоту с концентрацией до 96%, а также серную кислоту - отход процесса алкилирования. Следует, однако, отметить, что рассматриваемый метод связан с необходимостью нагнетания в пласт больших объемов газа, что практически ограничивает возможности применения метода при больших глубинах скважин и высоких пластовых давлениях.

Метод вытеснения нефти мицеллярными растворами (мицеллярное заводнения). Возможными осложнениями при нагнетании двуокиси углерода в пласт и добыче нефти с использованием этого метода являются коррозия оборудования и солее отложения..

2.2 Анализ эффективности ингибиторной защиты трубопроводов

от коррозий

Промышленная безопасность современного нефтедобывающего предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются трубопроводы систем сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Аварии нефтепромысловых трубопроводов сопряжены с выбросами в окружающую среду значительного количества вредных веществ, оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду, сопровождаются значительными потерями добываемой продукции и металлофона. Анализ показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия под действием агрессивной перекачиваемой продукции. В последние годы, в связи с повышением обводненности добываемой нефти и широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачиваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции, что привело к значительному росту аварийности в трубопроводных сетях. В связи с этим решение проблемы повышения безопасности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов во многом зависит от эффективности Средств противокоррозионной защиты.

Одним из наиболее эффективных и технологичных методов противокоррозионной защиты является ингибиторная защита. Однако, несмотря на значительные успехи в области применения этого вида предотвращения разрушений технологических трубопроводов, их аварийность сохраняется на достаточно высоком уровне, что делает актуальным вопрос повышения эффективности технологии ингибиторной защиты.

Вопросы обеспечения безопасности работы нефтепромысловых трубопроводных систем неразрывно связаны с экономикой: мероприятия по снижению аварийности приводят к снижению эксплуатационных расходов предприятия, но, одновременно, сопряжены со значительными дополнительными затратами. Оптимизация данных затрат является актуальной задачей, решение которой позволит, за счет грамотного распределения материальных и финансовых ресурсов, повысить эффективность средств снижения аварийности.

В этой связи представляются актуальными работы, направленные на повышение эффективности экономически обоснованных мероприятий по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов, оптимизации связанных с ними затрат и повышение на этой основе безопасности эксплуатации промысловых трубопроводных систем. Целью диссертационной работы является повышение эффективности мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию нефтепромысловых трубопроводов на основе научно и экономически обоснованного выбора средств и методов снижения аварийности.

Задачи исследований:

1 Анализ причин аварий нефтепромысловых трубопроводов месторождений.

2 Исследование адсорбционных и защитных свойств ингибиторов коррозии в нефтепромысловых и модельных средах с целью определения области их наиболее эффективного применения.

3 Оценка вероятности аварий промысловых трубопроводов по причине коррозии.

4 Разработка методик научно обоснованного выбора участков промысловых трубопроводов для ингибиторной защиты и оценки ее экономической эффективности.

К исследованным объектам выявлен негативный вклад устойчивых скоплений жидкостей глушения и опрессовки в зарождение и развитие коррозионных дефектов на внутренней поверхности промысловых нефтепроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию (скорость коррозии порядка 10 мм/год).

Получена зависимость, связывающая вероятность аварий промысловых нефтепроводов с концентрацией бикарбонат - и хлор-ионов в попутно добываемой пластовой воде, скоростью течения и обводненностью продукции, давлением перекачки и сроком эксплуатации, позволяющая определять участки нефтепроводов, требующие применения превентивных мер по обеспечению безопасности их эксплуатации. Получена зависимость, связывающая эффективность ингибиторной защиты со сроком эксплуатации промысловых трубопроводов, позволившая разработать методологию экономического обоснования противокоррозионной защиты. На защиту выносятся научно и экономически обоснованные разработки, направленные на повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов путем совершенствования технологии ингибиторной защиты.

Практическую ценность составляют разработанные методики оценки экономической эффективности ингибиторной защиты нефтепромысловых трубопроводов и патентно-чистый метод оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии на поверхностях твердых тел неорганического и органического происхождений, позволяющий выбирать ингибиторы коррозии, для защиты трубопроводов эксплуатирующихся в условиях гидроабразивной коррозионной механического износа и металла внутренней поверхности сварного соединения трубопроводов с антикоррозионным покрытием.

2.3 Анализ аварийности трубопроводов по причине внутреннего

коррозионного разрушения

Посвящена анализу причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов Башкирии. В качестве объектов анализа были выбраны нефтепромысловые трубопроводные сети ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул.

Основной чертой эксплуатации большинства нефтяных месторождений, входящих в состав ОАО «Башнефть-Янаул», является снижение объемов добычи нефти и, как следствие, расслоенный режим течения добываемой продукции по промысловым нефтепроводам. Это также старение трубопроводного парка, повышение обводненности добываемой нефти, увеличение содержания механических примесей и развитие коррозионной активного биоценоза привели к повышению коррозионной агрессивности перекачиваемой продукции и увеличению уровня аварийности по причине внутренней коррозии. При этом просматривается тенденция к повышению доли аварий трубопроводов по причине внутренней коррозии - с 50% в конце 80-х годов до 95-98% в данный период.

Ежегодно в результате аварийных разливов нефти загрязняется порядка 350 тыс. м² территории. Это свидетельствует об актуальности вопросов обеспечения промышленной безопасности на территориях нефтяных месторождений. Как показал приведенный в работе анализ, скорость локальной коррозии трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД) и промысловых нефтепроводов достигает в некоторых случаях значений 1,3-1,4 мм/год, с наиболее вероятными значениями соответственно 0,6-0,8 и 0,3-0,5 мм/год.

На интенсивность развития коррозионных дефектов внутренней поверхности промысловых трубопроводов оказывают влияние содержание в перекачиваемой продукции механических примесей, ионный состав попутно добываемой пластовой воды, режим течения и наличие коррозионно-активной микрофлоры.

Представлено распределение частоты порывов промысловых нефтепроводов по различным НГДУ «Башнефть» гистограмма, а также доля нефтепроводов в общей их протяженности. Данные рисунка позволяют сделать вывод о значительном влиянии режима течения на риск коррозионных разрушений промысловых нефтепроводов.

Проведенный анализ показал значительную биозараженность нефтепромысловых сред ОАО «Башнефть»:

- в попутно-добываемых пластовых водах содержание сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) достигает в некоторых случаях 102 клеток/см³,

- углеводородокисляющих (УОБ) - 107 клеток/см³,

- тионовых бактерий (ТБ) - 103 клеток/см³.

В водах системы ППД может содержаться до 106 клеток/см³ СВБ. Ускорение коррозионных процессов в присутствии данных микроорганизмов происходит как вследствие непосредственного участия микроорганизмов в коррозионном процессе, так и за счет появления значительного количества продуктов их метаболизма.

Приведем пример Южарланского месторождения, выход из строя трубопроводов с толщиной стенки 9 мм произошел менее чем через год после ввода их в эксплуатацию вследствие развития дефектов в виде отдельных язв и канавки на нижней образующей внутренней поверхности трубы. Частота порывов и доля участков с расслоенным режимом течения нефтяной эмульсии в ОАО «Башнефть» по трубопроводам осуществлялся транспорт низкообводненной продукции (2-4%), устойчивой к расслоению и выделению коррозионно-агрессивной водной фазы.

Поскольку трассировка указанных трубопроводов приурочена к природоохранной зоне, исследование причин аварий, актуально в целях снижения рисков подобных аварий.

Было сделано предположение о том, что развитие коррозионных повреждений связано с образованием скоплений воды, использовавшейся для гидроиспытания, которая обычно удаляется с потоком продукции, однако при невысоких скоростях движения жидкости (для исследованных участков ~ 0,7 м/сек). В пониженных местах трассы и перед узлами задвижек остаются водные скопления, даже при малых значениях обводненности продукции.

Для полного выноса скоплений водной фазы на рассматриваемом участке необходимы скорости движения более 1,2-1,4 м/сек. Другим источником образования водных скоплений являются солевые растворы, применяемые для глушения скважин при проведении ремонтов или гидроразрыва пласта (до 300 м³ раствора на скважинную операцию), при этом жидкость, после проведения скважинных ремонтных работ попадает в действующие нефтесборные трубопроводы. Для определения причин аномально высокой скорости коррозии (~10 мм/год) был проведен физико-химический анализ состава отложений на внутренней стенке аварийного трубопровода, который позволил выявить в их составе следующие компоненты: кальцит, карбонаты, гипс, кварц, циркон, продукты коррозии, пирит и сульфиды. Кварц и циркон являются породообразующими компонентами, и присутствие их в составе отложений может быть связано с выносом частиц породы коллектора. Микро-твердость частиц данных минералов составляет соответственно 11200 и 10470-12760 МПа, диаметр частиц от 0,1 до 0,5 мм.

Исследованный образец металла в очаговой зоне разрушения имел микро-твердость поверхности 1900 МПа, что свидетельствует о возможности износа поверхности трубы частицами этих минералов, наклепа металла и повышения его коррозионной активности. Сульфиды, присутствующие в составе отложений, вызывают локализацию коррозионных повреждений и могут являться продуктами сероводородной коррозии. Однако анализ состава водной фазы транспортируемой продукции показал отсутствие в ней растворенного сероводорода. Это позволило сделать предположение о том, что причиной отложения сульфидов железа является жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Для подтверждения сделанного предположения о влиянии микробиологического фактора был произведен посев проб попутно-добываемой пластовой воды и частиц отложений в питательную среду. Результаты анализа показали отсутствие культур СВБ в составе самой добываемой продукции.

Однако отмечено наличие культур СВБ в составе отложений на внутренней поверхности аварийной трубы. Это в определенной мере подтверждает выдвинутую гипотезу и может служить одной из причин развития локальных коррозионных повреждений. При гидроиспытаний трубопроводов в период строительства использовалась вода поверхностных водоемов (болотная), содержание клеток СВБ в которой, по результатам проведенного в работе анализа, достигает значений 102-103 клеток/см3. В промежуток времени от гидроиспытания до пуска в работу (2-3 месяца) создавались предпосылки для развития на внутренней поверхности трубопровода адгезированных форм СВБ (это подтверждается результатами проведенных в диссертации исследований), что способствовало возникновению локальных коррозионных повреждений.

Наличие в составе используемых жидкостей глушения от 180 до 200 мг/л сульфат-ионов также способствует развитию СВБ. В результате изучения физико-механических свойств металла внутренней поверхности трубы (на глубине ~ 5 мкм) выявлена пониженная, по сравнению с основным металлом, микро-твердость стали в районе канавки, что может являться следствием воздействия механических примесей. Механизм данного явления связан с тем, что поверхность трубы подвергалась совместному воздействию процесса микро резания абразивными частицами, сопровождающегося наклепом металла, и коррозионной среды в виде водных скоплений. При этом повышается коррозионная активность поверхности металла, что приводит к ускорению процесса растворения наклепанной поверхности и, следовательно, к снижению ее микро твердости вследствие релаксации напряжений.

Анализ состава перекачиваемой продукции, показал значительное содержание механических частиц в перекачиваемой продукции (200-400 г/т), которое значительно возрастает после проведения операции по гидроразрыву пласта - залповые выбросы до 1000 г/т. Таким образом, аварии данных трубопроводов произошли вследствие образования устойчивых скоплений в пониженных местах трассы воды для гидроиспытания и жидкостей глушения. Интенсификация коррозионных процессов произошла вследствие совместного действия микробиологического и механохимического факторов. Приведенный анализ показал, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием является коррозия металла сварного соединения внутренней поверхности трубы по причине низкой эффективности протекторной защиты в виде кольцевого алюминиевого напыления. Все вышеизложенное существенно снижает ресурс безопасной эксплуатации трубопроводов и требует принятия превентивных мер, снижающих степень риска возникновения аварийных ситуаций.

3. Проектная часть

3.1 Обзор применяемых ингибиторов для защиты трубопроводов

от внутренней коррозии

Одним из наиболее эффективных методов снижения аварийности промысловых трубопроводов является ингибиторная защита. Однако, эффективность применяемых в ОАО «Башнефть» ингибиторов коррозии недостаточно высока. Это связано с отсутствием мероприятий по экономически и научно обоснованному выбору реагентов с учетом их свойств, состава и гидродинамических параметров транспортирования промысловых сред.

Для снижения отрицательного воздействия промысловых сред и технологических жидкостей рекомендована ингибиторная защита труб без противокоррозионного покрытия и с внутренним противокоррозионным покрытием. При отсутствии внутреннего покрытия необходим обоснованный подбор ингибиторов коррозии с учетом их адсорбционной устойчивости на поверхности металла трубы для защиты ее от гидроабразивно-коррозионно механического разрушения. Кроме того, в этих же целях дополнительно рекомендованы периодическая очистка полости трубопроводов, транспортирующих низко обводненную продукцию.

Например, с использованием гелевых пробок и бактерицидная обработка применяемых жидкостей глушения. При наличии покрытия, для снижения нецелевого расхода, ингибитор должен преимущественно адсорбироваться на внутренней поверхности стыкового сварного соединения с минимальной адсорбцией на поверхности покрытия.

Для оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии используем адаптированный к исследованию процессов адсорбции органических веществ на плоских поверхностях твердых тел метод электрокинетического потенциала. Метод основан на представлении о формировании на поверхности любой природы, при контакте с электролитом, молекулярного комплекса, состоящего из ионно-гидратного слоя (ИГС). В процессе адсорбции на поверхности поверхностно-активных молекул ингибитора происходит полное или частичное разрушение ИГС и вытеснение, ионно-гидратных комплексов молекулами реагента в раствор.

Критерием сравнения адсорбционной устойчивости ингибиторов является количество десорбировавшегося под действием потока электролита реагента, которое пропорционально увеличению молекулярной емкости ИГС.

Молекулярная емкость ИГС пропорциональна значению электрокинетического потенциала, определяемого расчетным путем с использованием замеренных значений потенциала течения в процессе адсорбции и десорбции исследованных реагентов на специально сконструированной проточной ячейке.

3.2 Выбор оборудования для применения ингибиторной защиты

Техническая реализация данного метода осуществляется с помощью специальных модулей, устанавливаемых, как правило, в районе скважин. Каждый такой модуль включает в себя емкость с ингибитором, дозировочный насос, систему трубопроводов с соответствующей арматурой и пульт управления. Из-за отдаленности скважин его обслуживание и ремонт вызывают серьезные затруднения. В зимний период при нередкой для данных районов температуре воздуха -40^оС и ниже, практически все используемые ингибиторы застывают, что приводит к отказам в работе модуля. Кроме этого, используемые в его составе плунжерные насосы- дозаторы отличаются невысокой надежностью, сложностью обслуживания и ограниченным диапазоном регулирования расхода.

В ГП НИТИ им. А.П. Александрова был выполнен цикл работ по исследованию механизмов коррозии нефтепромыслового оборудования, выбору наиболее эффективных ингибиторов для конкретных месторождений и оптимальных режимов их дозирования [1, 2], а также предложена технологическая схема реализации системы ингибиторной защиты нефтепроводов от внутренней коррозии. В основу предлагаемой системы дозирования ингибиторов положено использование разработанных в ГП НИТИ им. А.П. Александрова оригинальных мембранных насосов-дозаторов (патент РФ №2160383).

Насосы просты, надежны, не содержат вращающихся частей (электродвигателей, редукторов и т.п.) и сальниковых уплотнений. При этом питание насосов может осуществляться как от сети переменного (220 В, 50 Гц), так и постоянного (12 или 24 В) тока. Управление работой насоса (изменение величины расхода) производится с выносного пульта, удаленного от места установки насоса до нескольких километров, причем регулировка расхода осуществляется непосредственно «на ходу».

Учитывая незначительные габариты насосов, вся система дозирования ингибиторов не требует применения специальных модулей и может быть смонтирована, например, непосредственно в составе имеющихся АГЗУ «Спутник», что существенно удешевляет стоимость системы дозирования, упрощает ее обслуживание и исключает застывание ингибитора в зимний период.

Эксперименты проводились, на поверхности стали для ряда промышленно выпускаемых ингибиторов коррозии. Сравнение адсорбционных свойств ингибиторов позволило определить ингибиторы, наиболее устойчивые в условиях гидроабразивно-коррозионно механического износа и, наоборот, минимально адсорбирующиеся на поверхности покрытия. Результаты проведенных исследований представлены так: Адсорбционная устойчивость исследованных реагентов на поверхности металла растет в ряду (при температуре 20 С): СНПХ-1004р < И-21ДМ < Азол CI-130 < Союз 2000 < Сонкор-9701, а на поверхности покрытия убывает в ряду: Союз 2000 > Сонкор-9701 > Азол CI-130 > СНПХ-1004р > И-21ДМ. Реагенты с наибольшей адсорбционной устойчивостью на металлической поверхности следует применять для защиты участков трубопроводов без защитного покрытия, транспортирующих продукцию со значительными скоростями потока и высоким содержанием механических примесей, т.е. в условиях, способствующих разрушению «пленки» ингибиторов на поверхности металла. Реагенты Азол CI-130, СНПХ-1004р, И-21ДМ и Servo-497 можно рекомендовать для защиты трубопроводов с поврежденным внутренним антикоррозионным покрытием, и для защиты внутренних сварных соединений. Была сделана попытка выбора ингибитора одинаково эффективного для защиты металла трубопроводов без защитного покрытия и металла сварного соединения трубопроводов с защитным покрытием.

Из исследованных реагентов поставленной задаче наиболее соответствует Азол CI-130, обладающий высокой адсорбционной устойчивостью на металлической поверхности и низкой на поверхности антикоррозионного покрытия. Поскольку основной причиной снижения ресурса промысловых трубопроводов является внутренняя коррозия, снижение скорости развития коррозионных дефектов при обоснованном применении ингибиторов приведет к повышению срока безаварийной эксплуатации пропорционально значению их защитного эффекта.

На основе результатов проведенных лабораторных исследований наиболее эффективные ингибиторы коррозии из представленных выше рядов были испытаны в промыслах. Скорость коррозии определялась по потере массы образцов из стали в ингибируемой и контрольной средах в специальных проточных ячейках. При этом защитный эффект всех исследованных реагентов, кроме И-21ДМ, Servo 497 и Союза 2000, в промысловых условиях превышает значение 80%, при дозировках от 25 до 30 г/т. Кроме того, дополнительно исследовался ряд других ингибиторов, из которых Азимут-14Б, ИНК-1, ИНК-2 и СНПХ 6301 показали аналогичные результаты.

Для снижения отрицательного влияния на коррозионную стойкость нефтепромыслового оборудования жидкостей глушения определены наиболее эффективные для этих сред ингибиторы коррозии. На основе проведенных исследований, с учетом значительного отрицательного влияния микробиологического фактора, в этих целях, рекомендованы реагенты комплексного действия (ингибиторы коррозии-бактерициды), например СНПХ-1004р, в дозировке 100 г на тонну жидкости глушения, полностью подавляющий планктонные культуры СВБ и обеспечивающий защитный противокоррозионный эффект 82%. Рассматриваются вопросы оптимизации затрат на мероприятия по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов. В современных экономических условиях финансовые и материальные средства предприятий ограничены, что предопределяет обоснованность распределения средств, расходуемых для снижения аварийности, в первую очередь, на участках с максимальными рисками аварий.

В связи с приближенностью промысловых объектов Башкирии от населенных пунктов и, как следствие, низкой вероятностью катастрофических экологических последствий при авариях трубопроводов, возможна количественная оценка рисков аварий трубопроводов в денежном выражении как произведение вероятности аварии и ожидаемого экономического ущерба. В связи с этим были разработаны методики оценки экономического ущерба от аварий нефтепромысловых трубопроводов и экономической эффективности ингибиторной защиты. Установлена большая доля косвенного ущерба от недодобычи нефти, затрат на сбор разлитой нефти и рекультивацию загрязненных земель, соизмеримая с затратами на капитальные ремонты трубопроводов.

Для расчета экономической эффективности ингибиторной защиты были введены два коэффициента: КРЕМ - коэффициент, учитывающий увеличение, и коэффициент КЭФ, учитывающий снижение количества порывов на участке трубопровода при использовании ингибиторной защиты (показывает реальную эффективность ингибиторной защиты). Зависимость частоты порывов и эффективности ингибиторной защиты от срока эксплуатации нефтесборных коллекторов срока межремонтного периода трубопровода, при внедрении ингибиторной защиты. Значения коэффициентов получены на основе анализа данных по аварийности нефтепромысловых трубопроводов ОАО «Башнефть» и составляют: КРЕМ 0,018-0,022 (в среднем 0,02), значение КЭФ зависит от срока эксплуатации участка трубопровода и находится в пределах от 0,4 до 0,8.

4. Расчетная часть

4.1 Расчет подачи ингибитора в скважину

Зависимость ущерба от объемов перекачки нефти выражается формулой:

У = 0,35 * Qн = 0,35 * Qж *(1 - n),

где n - обводненность, доли единиц, экономические риски от аварий промысловых нефтепроводов, показывает области экономической целесообразности применения ингибиторов коррозии в зависимости от расхода нефти, обводненности и диаметра трубопровода. При рассмотрении различных объемов внедрения средств снижения аварийности по причине коррозии получено значение оптимальных затрат на противокоррозионные мероприятия для ОАО «Башнефть» - ~200 млн. р./год (с учетом старения трубопроводного парка, протяженности защищенных направлений, средней эффективности защиты).

За оптимум затрат принята точка, соответствующая минимуму результирующей кривой суммы прогнозного ущерба от коррозии и затрат на противокоррозионные мероприятия. «Методические указания для расчета ущерба от коррозии, экономической эффективности ингибиторной защиты и экономически обоснованного межремонтного периода трубопроводов системы нефтесбора».

«Методика расчета ущерба от коррозии и экономической эффективности ингибиторной защиты в системе ППД». Область экономической целесообразности применения ингибиторов для защиты нефтесборных трубопроводов ОАО «Башнефть».

4.2 Технологический расчет трубопроводов

Расчет проводится по формуле:

Э=Скпр*Крем+Спорср*nбз*Кэф-Сз

где Э - среднегодовой экономический эффект;

СКПР - затраты, связанные с проведением последнего капитального ремонта участка трубопровода, приведенные к расчетному году;

СПОРср - среднегодовое значение затрат, связанных с ликвидацией одного порыва и его последствий;