Методы борьбы с коррозией в системе сбора и транспорта нефти
Методы борьбы с коррозией в системе сбора и транспорта нефти
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 5
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 6
- Общие сведения о месторождении 6
- Характеристика нефтяных пластов 7
- Характеристика нефтяных флюидов 13
- Текущее состояние разработки месторождения 17
- Конструкция скважины 18
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 22
2.1 Современная система сбора и транспорта нефти на месторождениях 22
2.1.1 Технологическая схема УПС 26
2.1.2 Трубный водогазоотделитель 36
2.1.3 Отстойники 37
2.1.4 Резервуары 39
2.2 Причины коррозии трубопроводов 42
2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов 45
2.3.1 Ингибиторная защита 50
2.3.2 Применение защитных покрытий 52
2.3.3. Применение труб в антикоррозионном исполнении 57
2.4 Гидравлический расчет трубопроводов 59
3 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ 63
3.1 Техника безопасности и охрана труда при сборе и подготовке
нефти и газа 63
4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 72
4.1 Охрана недр и окружающей среды при сборе и подготовке неф-
ти и газа 72
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 76
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 76
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 77
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Система сбора и транспорта нефти ЦДНГ № 1 78
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Схема УПС « Кадырово» 79
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Схема РВС. 80
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Схема « Методы борьбы с коррозией» 81
ВВЕДЕНИЕ
Термин коррозия происходит от латинского слова corrosio – разъедание. Ежегодно из-за коррозии безвозвратно теряется огромное количество металла. Коррозия приводит не только к полной потере металлических изделий, но и к потере металлами многих ценных качеств (твердости, пластичности и др.) Ежегодно из-за коррозии в мире теряется более 20 млн. тонн металла. Еще более существенны экономические потери, связанные с порчей изделий, затраты на ремонт, замену деталей, аппаратуры, приборов, которые во много раз превышают стоимость металлов, из которых они изготавливаются. Много и косвенных потерь из-за коррозии металлов (утечки газа, нефти из испорченных трубопроводов и т. д.). Поэтому борьба с коррозией является важнейшей проблемой человечества. Чтобы бороться с коррозией, нужно знать сущность этого процесса, механизм его протекания, условия, ускоряющие и замедляющие разрушение металла.
В настоящее время в процессе разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана вместе с нефтью добывается более 80 % минерализированной воды, которая вызывает ощутимую коррозию глубинного скважинного оборудования и трубопроводов. Аналогичная картина отмечается в нефтяных добывающих скважинах Чекмагушевского УДНГ. В связи с появлением в продукции скважин воды, к промысловым системам сбора и транспортирования нефти предъявляются требования, связанные не только с необходимостью транспортирования по трубопроводам вязких эмульсий, но и с необходимостью борьбы с коррозией этих коммуникации.
В данной курсовой работе рассмотрены основные и наиболее эффективные методы борьбы с коррозией, получившие широкое распространение в нефтяной промышленности.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Общие сведения о месторождении
Илишевское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Республики Башкортостан, на территории Илишевского района, в 20 км от районного центра- села Верхнеяркеево. Ближайшие населенные пункты - села Кадырово, Кызыл-Кучково. Ближайшая железнодорожная станция Буздяк Куйбышевской железной дороги находится в 125км. По территории района проходят автомобильные дороги Уфа - Мензелинск - Казань и Нефтекамск - Туймазы. Имеется сеть грунтовых дорог, которые пригодны для движения автотранспорта в сухое время года. На р. Белой, в 60км от района месторождения, находится пристань Груздевка. Вблизи от месторождения (50км) находится в промышленной разработке Манчаровское нефтяное месторождение. Территория района расположена на северо-восточных отрогах Бугульминско-Белебеевской возвышенности. В тектоническом отношении Илишевское месторождение расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, на восточной окраине Восточно-Европейской платформы.
В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, изрезанную речной сетью и оврагами. Разрабатываемая площадь месторождения расположена в междуречье рек Сюнь и База, левосторонних притоков р. Белой.
Климат района умеренно-континентальный. Наиболее высокие температуры приходятся на июль месяц, наиболее низкие - на январь и февраль. Толщина снежного покрова зависит от рельефа местности: на водоразделах - 30-50 см, в оврагах - до 1,5 м. Средняя глубина промерзания грунта 58 см.
Преобладающие направления ветра южные и юго-западные. Максимальная скорость ветра- 13 м/с. Среднее годовое количество осадков составляет 492 мм.
Район месторождения входит в состав лесостепной зоны Башкортостана. Лесные массивы состоят в основном из лиственных пород (береза, дуб, осина, липа), занимают 15% площади, приурочены преимущественно к водоразделам рек. Остальная часть занята лугами, пашнями.
Почвы в районе разработки серо-лесные, пойменные и выщелоченные черноземы.
Животный мир представлен видами, обитающими в лесостепной зоне. Земель природоохранного назначения, заповедников, заказников в районе разработки месторождения нет, кроме земель в водоохранных зонах рек, протекающих по территории месторождения.
В сейсмическом отношении район спокойный.
Полезные ископаемые представлены месторождениями нефти, глин, песчано-гравийной породой.
Природные условия для строительства хорошие. Из полезных ископаемых можно отметить также медистые песчаники, известняки, которые применяются в качестве строительного материала при постройке дорог, при кладке фундаментов и стен зданий. Гипсы используют для приготовления алебастра, суглинки - для производства кирпича. По долинам рек имеют широкое развитие гравий и галечник, используемые для покрытия дорог.
Район выделяется развитым сельским хозяйством - возделывание зерновых культур, молочно - мясное скотоводство, свиноводство. Промышленность представлена добычей нефти, масло - сыродельным, мясным и пищевым комбинатами, межхозяйственным комбикормовым заводом.
1.2 Характеристика нефтяных пластов
Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения Алекинского (пласт СО), тульского (пласт Стл), бобриковского (пласты СVI.1 - СVI.4) горизонтов нижнего карбона, карбонатные отложения сакмарского яруса нижней перми( пачки Рск 1, Рск2), окского надгоризонта визейского яруса (пачки Сок, Сал.к), турнейского яруса( пачки СТ1, СТ2), заволжского надгоризонта (пачка Dзв) фаменского яруса . В филлиповском горизонте кунгурского яруса (Рфл) выявлены залежи азотногелиевого газа. Характеристика залежей пачки Рфл в данной работе не приводится, так как запасы азотногелиевого газа были только оценены, но не утверждены комиссией ГКЗ Роснедра.
Сакмарский ярус, пачки Рск1 и Рск2
Залежи нефти карбонатных отложений сакмарского яруса выявлены на южном куполе Исаметовского поднятия. В обеих пачках продуктивными являются пористые известняки, залегающие одним, двумя пропластками. По материалам 14 скважин южного купола коллектора пачек имеют ограниченное распространение по площади.
Пачка Рск1 представлена, в основном, известняками. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина коллектора 1,3 м. Тип коллектора порово-каверновый. Доля коллекторов в пачке составляет 0,16, расчлененность 1,6. В пачке Рск.1 выявлены две структурно-литологические залежи.
Пачка Рск 2. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина коллектора 1,0 м, тип порово-каверновый. Доля коллекторов в пачке составляет 0,12, расчлененность 1,3.
Окский надгоризонт, пачки и Сал.к.Сок
Продуктивная пачка Сок залегает в верхней карбонатной части разреза окского надгоризонта михайловско-веневского горизонта. Она залегает на 18-20 м выше подошвы михайловско-веневского горизонта. Нефтенасыщенные известняки пачки выявлены в двух скважинах 313УМТ и 323УМТ Исаметовского поднятия. Они представлены пористыми органогенно-обломочными известняками толщиной 1,4-2,0м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1,7 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,68, расчленённость 1,5. Тип коллектора порово-каверновый. По пачке Сок выявлено две залежи нефти, которые относятся к залежам структурно-литологического типа.
Вторая продуктивная пачка Сал.к окского надгоризонта объединяет продуктивные известняки, залегающие в основании михайловско-веневского горизонта и в верхней части алекинского горизонта. Коллекторы пачки (органогенно-обломочные известняки) залегают, в основном, одним прослоем. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пачки составляет 1,0 м, нефтенасыщенная толщина меняется от 0,8 до 2,9 м, составляя в среднем 1,3м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,17, расчлененность 1,4. Тип коллектора порово-каверновый. Начальное пластовое давление по пачке равно 11,9 МПа. В коллекторах пачки выявлено 3 залежи нефти. Залежи 2 и 3 литологические и представляют собой небольшие линзы нефтенасыщенных известняков алексинского горизонта. Залежь 1 структурно-литологического типа.
Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК).
Продуктивными объектами ТТНК являются: пласт С0 алекинского горизонта, пласт Стл. Тульского горизонта, пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4 радаевско- бобриковского горизонтов. Они представлены близкими по литолого- петрографической характеристике песчано- алевролитовыми породами. Пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4 отличает кольцеобразный характер развития по площади в пределах Кадыровского поднятия, что связано с условиями осадконакопления бобриковского горизонта. Эти пласты выклиниваются вверх по напластованию. В разрезах скважин, пробуренных в сводовой части поднятия, они отсутствуют. В песчаниках перечисленных пластов образовались ловушки нефти « прислоненного типа». Песчаники серые, темно- серые, и коричневато- серые, разной степени отсортированности. Преобладают мелко- и среднезернистые разности кварцевого состава. Тип коллектора поровый. Начальное пластовое давление меняется от 11,7 до 13,7 Мпа.
Продуктивный пласт С0 находится в верхней части алекинского горизонта под карбонатной пачкой Сал.к., отделенный от него тонким прослоем аргиллитов. Коллекторы пачки представлены кварцевым песчаником, залегающим одним прослое. Его максимальная толщина 3,2 метра. Коллектор пласта С0 представлен прослоем песчаника, вскрытых на 23 скважинах. В песчаниках пласта выявлено 5 залежей нефти, из которых залежь 1 - литологического, остальные - структурно-литологического типа. Нефтенасыщенная толщина коллектора колеблется в пределах 0,6 до 2,9 м, составляя в среднем 1,2 м. Коэффициент песчанистости 0,88, коэффициент распространения 0,26.Начальное пластовое давление равно 11,7 Мпа.
В Тульском горизонте нефтеносность связана с песчаным пластом Стл, залегающим на плотных аргиллитах подошвенной части горизонта, преимущественно одним прослоем. Максимальная толщина 10,5 м.Коллекторы пласта развиты на обоих участках месторождения, но наибольшее распространение они имеют на Кадыровском участке. Тип коллектора поровый. В отложениях тульского горизонта выявлены три залежи структурно-литологического типа. Коэффициент песчанистости 0,01, расчлененность- 1,1. Нефтенасыщеннная толщина коллектора колеблется в пределах 0,8- 3,4 м, составляя в среднем 1,8 м.
Бобриковский горизонт. В отложениях горизонта выделяется песчаный пласт CVI. Он представлен пятью пластами: CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4, CVI.5. Продуктивными являются все пласты кроме CVI.5. Разрез горизонта представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргилллитов. Песчаниками представлен пласт в 78 скважинах.
Пласт CVI.1 залегает в верхней части горизонта, иногда непосредственно под прослоем тульских известняков. В песчаниках пласта выявлено 3 залежи структурно-литологического типа. Они залегают в основном одним- двумя прослоями и имеют максимальную нефтенасыщенную толщину 13,2м (скважина 1663). Нефтенасыщеннная толщина коллектора колеблется в пределах1,0- 13,2 м, составляя в среднем 5,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,58, расчлененность- 1,6.
Пласт CVI.2 отделяется от пласта CVI.1 прослоем аргиллитов. Пласт выявлен в разрезе 49 скважин. Максимальная эффективная толщина песчаников пласта 25,5 м ( скважина 1693). Нефтенасыщенная толщина залежи меняется от 0,8 до 16,8 м. Средняя ее толщина равна 6,5 м. Коэффициент песчанистости 0,73, расчлененности 1,7. Тип коллектора поровый. В песчаниках пластах выявлено 2 залежи структурно-литологического типа.
Алевролито-песчаные пласты CVI.3, CVI.4, располагаясь последовательно по разрезу, имеют в качестве покрышек аргиллитовые прослои толщиной от 1 до 10 м. Выявлены они на Кадыровском участке и отличаются ограниченным распространением по площади в результате выклинивания. Оба пласта отличаются значительной толщиной. Песчаники пласта залегают в основном, одним- двумя, реже - тремя пропластками. Максимальная эффективная толщина песчаников пласта CVI.3 достигает 27,3 м, а пласта CVI.4-38,4 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта CVI.3 меняется от 1,0 до 16,9 м, в среднем равна 8,2 м. Коэффициент песчанистости 0,7, расчлененность-1,7. Тип коллектора поровый.
Нефтенасыщенная толщина пласта CVI.4 меняется от 1,2 до 32,7 м, в среднем равна 12,7 м. Коэффициент песчанистости 0,7, расчлененность-2,0 м. Тип коллектора поровый. В песчаниках пласта выявлена одна залежь структурно-литологического типа.
Турнейский ярус, пачки СТ1 и СТ2.
В разрезе отложений турнейского яруса выделены 2 продуктивные пачки известняков, СТ1 и СТ2.Представлены пачки чередованием пористых, органогенно- обломочных и органогенно- сгустковых известняков и плотных карбонатых разностей.
Пачка СТ1 залегает в верхней части разреза. Покрышкой пачки являются аргиллиты глинисто- карбонатные породы. Разделяет пачки 4-6 метровый прослой плотных известняков. Нефтенасыщенная толщина пачки СТ1 меняется от 0.9 до 17,2 м, в среднем равна 4,7 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,25, расчлененность-2,0 м. Тип коллектора порово- каверновый. В карбонатах пачки СТ1 выявлено четыре залежи из них залежь 2б структурного типа, остальные - структурно-литологического типа.
Пачка СТ2. Нефтенасыщенная толщина пачки СТ2 меняется от 1,4 до 7,6 м, в сренем равна 4,1 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,31, расчлененность-1,9 м. Тип коллектора порово- каверновый. В отложениях пачки СТ2 выявлено две залежи нефти, из них залежь 1 – структурного типа, залежь 3 структурно-литологического типа.
Заволжский надгоризонт, пачка Dзв.
Отложения заволжского надгоризонта представлены карбонатами рифогенного происхождения. Нефтеносность связана с пористыми порово-каверновыми известняками пачки Dзв Кадыровского поднятия. В своде поднятия выявлена массивная залежь нефти. Максимальная толщина пород пачки вскрыта в сводовой части поднятия скважиной 311УМТ и достигает 62,4 м. Нефтенасыщенная толщина пачки Dзв меняется от 3,7 до 35,0 м, в среднем равна 15,3м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,51, расчлененность-3,3 м. Характеристика продуктивных пластов представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Характеристика продуктивных пластов и объектов
|
Параметры
|
Глубина залегания,
м
|
Нефте-насыщен-
ность,
д. ед.
|
Н/насы
щенная
толщина, м
|
Пористость,
д. ед
|
Проница
емость,
мкм2
|
P пл,
МПа
|
t,
oС
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
I объект. Сакмарский ярус
|
|
Рск.
|
125,7
|
0,79
|
1,0
|
0,17
|
0,025
|
18
|
-
|
|
II объект. Алекинский горизонт
|
|
Сал.к.
|
936,2
|
0,76
|
1,3
|
0,12
|
0,008
|
23
|
11,9
|
|
Сок.
|
917,8
|
0,77
|
1,7
|
0,1
|
0,008
|
23
|
11,5
|
|
С0
|
985,1
|
0,82
|
1,2
|
0,22
|
0,005
|
23
|
11,7
|
|
III объект. Тульский горизонт
|
|
Стл.
|
981,8
|
0,85
|
1,8
|
0,21
|
0,434
|
24
|
12,2
|
|
IV объект. Бобриковский горизонт
|
|
CVI. 1.
|
1028,4
|
0,90
|
5,3
|
0,24
|
1,727
|
24
|
12,2
|
|
CVI. 2.
|
1045,7
|
0,91
|
6,4
|
0,24
|
2,017
|
25
|
11,6
|
|
CVI. 3.
|
1061,2
|
0,9
|
6,9
|
0,23
|
1,934
|
25
|
12,9
|
Продолжение таблицы 1
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
CV. 4.
|
1082,7
|
0,9
|
12,7
|
0,22
|
0,851
|
25
|
13,0
|
|
V объект. Турнейский ярус
|
|
СТ1
|
1008,9
|
0,83
|
5,5
|
0,12
|
0,012
|
24
|
12,4
|
|
СТ2
|
1008,9
|
0,83
|
4,7
|
0,13
|
0,048
|
24
|
13,0
|
|
VI объект. Заволжский надгоризонт.
|
|
Dзв
|
1075,9
|
0,81
|
15,3
|
0,13
|
0,07
|
25
|
13,2
|
1.3 Характеристика нефтяных флюидов
1.3.1 Характеристика нефти
Для характеристики нефтей продуктивных отложений Илишевского месторождения использованы результаты анализов 22 проб. Исследованы глубинные пробы всех продуктивных пластов и пачек месторождения, кроме Рск.1 и СТ2. Отбор проб произведен практически из всех залежей, нефтеносность которых доказана опробованием.
Сопоставление результатов исследования проб пластовых нефтей позволяет сделать вывод о том, что нефти залежей различаются по свойствам в зависимости от приуроченности к структурам (таблица 1). Нефти залежей Исаметовского поднятия по сравнению с нефтями Кадыровского поднятия более тяжелые и вязкие.
В пределах Исаметовского поднятия нефти залежей различных куполов различаются – более тяжелые и вязкие нефти залежей южного купола. В пределах одного поднятия нефти всех продуктивных отложений по свойствам сходны.
По поверхностным пробам нефти месторождения изучены значительно лучше. Для характеристики поверхностных нефтей продуктивных отложений месторождения использованы результаты анализов 139 качественных проб, из них по 15 пробам определялось содержание серы. Наиболее полно изучены нефти бобриковского горизонта (92 пробы из 23 скважин) Кадыровского купола. Слабо охарактеризованы нефти пласта Стл. Тульского горизонта – всего две пробы по двум скважинам.
Таблица 2 – Физико-химические свойства нефти
|
Пара-
метры
|
Плотность,
кг/м3
|
Вяз- кость,
Мпа с
|
Давление
насыще- н ния,
Мпа
|
Содержание, %
|
Газо-
содер-
жание
|
|
|
|
|
|
серы
|
смол
|
асфаль-
тенов
|
парафи-
на
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
I объект. Сакмарский ярус
|
|
Рск.
|
-
|
-
|
-
|
2,1
|
23,8
|
8,31
|
3,2
|
4,5
|
|
II объект. Алекинский горизонт
|
|
Сал.к.
|
869
|
13,80
|
2,4
|
2,3
|
20,16
|
3,64
|
2,2
|
8,7
|
|
Сок.
|
889
|
27,06
|
1,5
|
3,7
|
16,7
|
3,30
|
3,0
|
5,7
|
|
С0
|
890
|
9,40
|
3,0
|
1,6
|
14,1
|
3,06
|
3,9
|
13,6
|
|
III объект. Тульский горизонт
|
|
Стл.
|
869
|
14,04
|
2,2
|
3,1
|
25,5
|
2,30
|
2,4
|
7,6
|
|
IV объект. Бобриковский горизонт
|
|
CVI.1.
|
883
|
8,31
|
4.5
|
2,27
|
17,09
|
3,97
|
1,08
|
20,0
|
|
CVI.2.
|
883
|
8,03
|
5,9
|
2,59
|
18,21
|
4,76
|
1,14
|
24,9
|
|
CVI.3.
|
870
|
7,62
|
6,0
|
2,53
|
18,8
|
3,65
|
0,92
|
25,3
|
|
CVI.4.
|
873
|
7,73
|
5,6
|
2,63
|
17,16
|
5,81
|
0,94
|
29,2
|
|
V объект. Турнейский ярус
|
|
СТ1
|
884
|
22,55
|
3,8
|
2,52
|
20,22
|
2,61
|
1,85
|
7,2
|
Продолжение таблицы 2
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
VI объект. Заволжский надгоризонт
|
|
Dзв.
|
866
|
6,49
|
6,1
|
2,68
|
16,50
|
2,46
|
1,21
|
28,2
|
Нефти месторождения не содержат сероводород, кроме пачки СТ1 турнейского яруса (0.06%) южного купола Исаметовского поднятия и пачки Dзв.( 0,41% моль) Кадыровского участка.
1.3.2 Характеристика газа
По всем продуктивным отложениям месторождения, кроме пачки Сал.к. северного купола Исаметовского участка отмечается незначительное содержание углекислого газа (0.03-0.25% моль) и азота (1.23-5,9% моль). Наибольшее содержание азота в нефтях пласта CVI.1. (5,9% моль) Исаметовского поднятия.
Газы месторождения характеризуются значительным содержанием азота. Максимальное количество его содержится в попутном газе бобриковского горизонта пласта CVI.2. (52,42 % моль) на северном куполе Исаметовского поднятия.
Содержание этана составляет по пластам от 7,56 до1 7,30 % моль.
Гелий выявлен только в попутном газе залежи 1 пласта CVI.2. и залежи 3 пласта СО на Кадыровском поднятии (0.0405% моль, 0.0063% моль соответственно), а также в попутном газе пачки СТ1 северного купола Исаметовского поднятия.
1.3.3 Характеристика пластовых вод
По геолого-литологическому строению и химическому составу пластовых вод в разрезе палеозоя выделяются три гидрогеологических яруса: нижний, средний верхний. Скважинами Илишевского месторождения наиболее подробно изучен средний гидрогеологический ярус, залегающий между кунгурским и кыновско-доманиковыми водоупорами. Минерализация колеблется в пределах 177,05 до 256,0 г/дм3, плотность – от 1,156 до 1,180 г/см3. Воды среднего яруса относятся к водам хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Воды нижнего яруса хлоркальциевого типа - высокоминерализованные рассолы, залегающие в условиях хорошей закрытости.
Изучалась водоносность в процессе опробования скважин на приток пластового флюида (таблица 3).
Таблица 3 – Свойства и ионный состав пластовых вод
|
Пласт
(горизонт)
|
Плот-
ность,
кг/м3
|
Общая минерализа-ция, г/дм3
|
Содержание, моль/дм3
|
|
|
|
|
Na +
|
Ca +2
|
Mg +2
|
Cl -
|
HCO3-
|
SO4- 2
|
|
Сакмарский
ярус
|
1121
|
187,1
|
2461
|
74,33
|
294,13
|
3182
|
4,69
|
42,3
|
|
Каширский
ярус
|
1160
|
235,1
|
3143
|
571,90
|
337,54
|
4021
|
3,46
|
27,9
|
|
Верейский
ярус
|
1140
|
213,2
|
2763
|
612,33
|
306,17
|
3655
|
3,32
|
22,5
|
|
Башкирский
ярус
|
|
211,0
|
2724
|
632,73
|
285,70
|
3616
|
1,14
|
23,9
|
|
Окский
надго-
ризонт
|
1160
|
247,4
|
3555
|
490,34
|
181,65
|
4217
|
0,84
|
8,9
|
|
Тульский горизонт
|
1170
|
238,7
|
3397
|
473,96
|
216,75
|
4084
|
1,53
|
2,1
|
|
Бобриковский горизонт
|
11180
|
238,1
|
3279
|
579,22
|
214,20
|
4060
|
1,67
|
10,9
|
|
Турнейский
ярус
|
1170
|
211,9
|
2911
|
450,8
|
284,85
|
3623
|
2,63
|
20,5
|
|
Заволжский
надгоризонт
|
1156
|
228,6
|
3385
|
31,81
|
164,26
|
3826
|
1,93
|
62,7
|
1.4 Текущее состояние разработки месторождения
Илишевское месторождение введено в промышленную разработку в 1996 году. На 01.01.07 г. На месторождении пробурено 97 скважин. Действующий добывающий фонд составляет 63 скважины, нагнетательных – 9, в том числе 3 под закачкой водогазовой смеси. В бездействии находится 6 добывающих и 1 нагнетательная скважина. Пьезометрический фонд насчитывает 2 скважины, водозаборный – 5 скважин. Ликвидировано 11 геологических неудачных и разведочных скважин.
Месторождение находится на начальной стадии разработки. В целом, по месторождению добыто 3778,8 тыс.т. жидкости из них – 2589,0 тыс.т. нефти. Текущая обводненность по месторождению составляет 32,6%.
В последнем проектном документе «Технологическая схема разработки Илишевского нефтяного месторождения» с целью повышения нефтеотдачи пластов была предложена технология водогазового воздействия. В декабре 1999 года по I пачке бобриковского горизонта Кадыровского участка организована закачка водогазовой смеси (ВГС) с помощью насосно-бустерной установки. Из-за постоянных поломок насосного оборудования установки с марта 2001 по сентябрь 2003 закачка ВГС производилась крайне нерегулярно и чередовалась с закачкой воды. В 2003 году руководством Чекмагушевского УДНГ было принято решение о замене насосно-бустерной установки и временном прекращении работ по внедрению данной технологии.
В августе 2004 года, после замены насосного агрегата, водогазовое воздействие было возобновлено и продолжается до настоящего времени. По технологии ВГВ закачано 238,1 тыс. м3 воды, 1875,3 тыс. нм3 газа, что в пластовых условиях составляет 248,5 тыс. м3 водогазовой смеси. Всего по месторождению закачано 302,3 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды и ВГС по месторождению составляет 20,2%.
1.5 Конструкция скважины
Конструкция скважин и их забоев должна обеспечить:
-доведение скважины до проектной глубины;
-осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов;
-предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии в процессе ее эксплуатации;
-минимум затрат на строительство скважин;
-выполнение всех требований охраны недр и окружающей среды как при строительстве, так и при эксплуатации.
При выборе числа обсадных колонн и глубины их спуска учитывается не только физическая характеристика коллекторов, но и проектный профиль скважины. Степень искривления в выбранном профиле должна позволить спуск колонны на нужную глубину.
Конструкция скважины выбирается на основании следующих нормативных ссылок:
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.М., утв. Госгортехнадзором России №56 от 05.06.2003г.
Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. М.ВНИИОЭНГ.
Протокол технического совещания при заместителе начальника Башкирского округа Госгортехнадзора России от 09.11.94г. г.Уфа
Протокол геолого-технического совещания объединения «Башнефть» по вопросу пересмотра проектов на строительство скважин от 11.03.90г., г.Уфа
Заседание совместного ПО «Башнефть» и ПРО «Башкиргеология» геолого- технического совета по вопросу определения глубин спуска кондукторов при бурении скважин 31.07.89г. г. Уфа
По результатам вышеуказанных требований и нормативных документов, глубины залегания горизонтов, принимается следующая конструкция наклонно-направленных скважин (рисунок 1):
Направление II 324 мм спускается на глубину 50 м. с целью закрепления обваливающихся пород, предупреждения прихватов. Для закрепления приустьевой части от размыва буровым раствором и обрушения предусматривается шахтное направление I Ф530мм длиной 4м;
Кондуктор III Ф245 мм спускается на глубину 256 м с целью изоляции пресноводного комплекса, закрепления обваливающихся пород. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора на 350 атм);
Эксплуатационная колонна IV Ф146 мм спускается на проектную глубину для разобщения продуктивного пласта, перекрытия обваливающихся глиносодержащих пород
Подъем цементного раствора за всеми колоннами - до устья скважины.
Цементирование направления производится прямым одноступенчатым способом с применением тампонажного цемента ПТЦ 1-50. удовлетворяющего требованиям ГОСТ 1581-96, на технической воде с введением ускорителя схватывания. Плотность тампонажного раствора - 1,83-1,85 г/см. При наличии недоизолированных зон поглощений в тампонажный раствор вводить до 10% масс разноразмерных наполнителей.
Кондуктор оборудуется башмаком, обратным клапаном, центраторами типа ЦЦ на башмаке устье и против башмака направления.
Цементирование эксплуатационной колонны в зависимости от наличия или отсутствия поглощающих пластов производится в двух вариантах.
Вариант 1. Эксплуатационная колонна в случае отсутствия поглощающих пластов цементируется одноступенчатым способом с применением 2-х порций тампонажного раствора:
-первая порция для верхней части готовится из облегченного тампонажного раствора с плотностью 1.65 г/см3 , удовлетворяющая требованиям ГОСТ 1581-96, с введением при затворении реагентов: стабилизатора и понизителя водоотдачи;
-вторая порция готовится из тампонажного цемента марки ПЦТ 1-50 при В/Ц=0,5. Для снижения водоотдачи, стабилизации и пластификации тампонажного раствора вводятся реагенты (« Гидроцем», ФХЛС и др);
Вариант 2. Эксплуатационная колонна при наличии поглощающих пластов цементируется двухступенчатым способом с установкой муфты ступенчатого цементирования МСЦНГ- 146/2 16 конструкции «Башнипинефть» (или МСЦ другой конструкции при угле наклона ствола скважины не более 30°) выше кровли поглощающего пласта на 50 м. Колонна оснащается также башмаком, обратным клапаном и центраторами.
Для цементирования эксплуатационной колонны применяются:
-первой ступени - цемент марки ПЦТ 1-50 при В/Ц=0,5 плотностью 1,84 г/см3 или ПЦТ 1-G-СС-2 при В/Ц=0,45 плотностью 1,88-1,9 г/см . Для снижения водоотдачи и стабилизации тампонажного раствора вводятся реагенты («Гидроцем», ФХЛС);
-второй ступени - цемент ПЦТ 111-06.6 ГОСТ 1581-96 с введением реагентов для стабилизации и снижения водоотдачи.
При высокой кавернозности ствола скважины (при коэффициенте кавернозности более рекомендуется применять комбинированные буферные жидкости, имеющие вязкоупругую порцию, а для цементирования кавернозного продуктивного интервала рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные цементы. Работы по цементированию проводятся в соответствии с РД по креплению скважин на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» [24]. Показатели тампонажных растворов и прочность цементного камня должны соответствовать требованиям ГОСТ 1581-96.
Для сохранения коллекторских свойств эксплуатационных объектов, перекрытых эксплуатационной колонной, рекомендуется применять при цементировании специальные устройства, предотвращающие проникновение цементного раствора и фильтрата в пласт и повышающие качество разобщения пласта - МОП-146-230, ПОП-146 и др. в соответствии с инструкцией.
Крепление скважин обсадных колонн считается качественным, когда по заключению геолого-промысловой службы уровень цемента отмечен на проектной высоте с перекрытием башмака предыдущей, и по данному заключению все вскрытые газо- нефте- и водоносные пласты разобщены, имеется свободный доступ по колонне до искусственного забоя, и обсадная колонна испытана на герметичность в соответствии с действующей инструкцией. Качество крепления определяется по результатам АКЦ и ГГК (СГДТ).
При наличии, в соответствии с заключением геофизической службы, межколонных перетоков, негерметичности колонны, недоподьема цемента за колонной согласно проекту строительства скважин, разрывы его сплошности в ответственных интервалах должны подлежать вводу в эксплуатацию после проведения КРС.
1 – обсадные трубы; 2- цементный камень; 3 – пласт; 4 – перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II- кондуктор; III- промежуточная колонна; IV- эксплуатационная колонна.
Рисунок 1 – Конструкция скважины
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Современная система сбора и транспорта на месторождениях
Для каждого вновь открытого нефтегазового месторождения, составляются проект разработки и проект обустройства. Неотъемлемой частью проекта обустройства является обоснование системы сбора продукции скважин, которая закладывается в этом проекте.
Транспортировка продукции скважин от их устья до центрального пункта подготовки и перекачки нефти называется сбором. Поэтому этот пункт также называют центральным пунктом сбора (ЦПС).
Система трубопроводов и оборудования, взаимосвязанных друг с другом и обеспечивающих транспортировку продукции нефтяных скважин от их устья до ЦПС с выполнением определенных функций, составляют систему сбора.
Проект обустройства нефтяного месторождения должен решать следующие вопросы, определяющие систему сбора нефти и газа:
• производить ли сбор нефти и газа совместно или раздельно;
• предусматривать строительство дожимной насосной станции (ДНС) или избежать ее строительства за счет увеличения диаметра сборных коллекторов и устьевого давления;
• разместить замерно-сепарационные установки у одной скважины или у группы скважин.
Таким образом, наличие или отсутствие самостоятельного газосборного коллектора, источник давления, за счет которого производится сбор продукции скважин, месторасположение и состав замерно-сепарационной установки являются основными факторами, определяющими систему сбора нефти и газа.
До недавнего времени применялось сравнительно много систем сбора нефти и газа. Они носили названия: самотечная, Бароняна-Везирова, Краснодарская, Бакинская, Гипровостокнефти, Грозненская, двухтрубная и др. В настоящее время проекты обустройства площадей нефтяных месторождений составляются с применением высоконапорных герметизированных систем, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов.
Старые системы сбора нефти и газа, как правило, проектировались применительно к конкретным месторождениям на основе технических достижений того времени. Поэтому преимущества или недостатки обусловливались объективными факторами, например: геологическими условиями месторождения, пластовым давлением, физико-химическими параметрами добываемой продукции. Высокое пластовое давление и низкая вязкость дают возможность транспортировать продукцию от скважины до ЦПС под собственным давлением, следовательно, создавать герметизированную систему сбора. Грозненская система и система сбора института «Гипровостокнефть» обладают преимуществами перед другими потому, что в первом случае устьевое давление, равное 6 МПа, а во втором-1 МПа, вполне обеспечивают транспортировку нефти под собственным давлением до ЦПС, а газа до газобензинового завода.
Система сбора Бароняна-Везирова спроектирована применительно к старым нефтяным месторождениям Азербайджана и Туркмении, где низкое пластовое давление и наличие песка в составе добываемой продукции не позволяют транспортировать нефть на большие расстояния без строительства насосных станций. Поэтому она имеет недостатки по сравнению с вышеуказанными, а именно: необходимость строительства на площади нефтяного месторождения большого числа мелких нефтесборных пунктов с очистными сооружениями, парком резервуаров, насосными и компрессорными станциями.
В настоящее время промысловое обустройство представляет собой герметизированную высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов. Характерной особенностью этой системы является ее универсальность, что, прежде всего, обусловлено общими требованиями к обустройству всех нефтяных месторождений. Эти требования сводятся к обеспечению:
• полного герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды;
• индивидуального замера объемов добываемой нефти, газа и воды по каждой скважине с целью контроля и регулирования процесса разработки месторождения;
• подготовки нефти для нефтеперерабатывающих заводов по 1 группе качества товарной нефти;
• поставки основных узлов в блочно - комплектном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса («под ключ»);
• высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижения металлоемкости и эксплуатационных расходов.
Герметичность системы может осуществляться лишь при однотрубном сборе, отсутствии или минимальном количестве перекачивающих агрегатов и технологических емкостей, поддержании высокого давления в системе, когда легкие фракции нефти находятся в жидком состоянии и поэтому их потери исключаются. Для обеспечения эффективной разработки нефтяного месторождения нужно вести учет добываемой продукции по каждой скважине. Следовательно, во всех случаях каждая скважина должна подключаться к замерной установке.
Подготовка нефти к транспорту является одним из основных технологических процессов. Доведение качеств нефти, газа и воды до норм товарной продукции должно осуществляться в аппаратах, использующих наиболее эффективные гидродинамические и физико-химические процессы. Только при этом можно достичь высоких технико-экономических показателей.
В последнее время появилось еще одно требование в системе сбора: нефтепромысловые трубопроводы должны быть использованы для предварительного разделения нефти и воды, т.е. система сбора также должна работать на конечную цель - получение товарной нефти с необходимой кондицией. Это требование дает основание говорить о существовании единой системы добычи, сбора и подготовки, технологические процессы и оборудование которых взаимосвязаны.
Общая характеристика системы сбора нефти ЧЦДНГ №1 Чекмагушевского УДНГ:
Система трубопроводов предназначена для транспорта нефтесодержащей жидкости от скважин до установок подготовки нефти и представляет собой полностью герметизированную однотрубную систему сбора нефти.
Производительность системы нефтепроводов – 21100 м3/сут.
Рабочее давление в трубопроводе Рраб. до 4.0 МПа
Для обеспечения сбора жидкости от скважин построено:
групповые замерные установки (АГЗУ) – 56 шт.;
одиночные замерные установки (БИУС) – 4 шт.;
нефтегазосборные коллектора – 279,201 км, из них:
- выкидные линии от скважин – 130,935 км;
- сборные коллектора – 148,266 км.
Сбор жидкости из пластов девона и карбона осуществляется совместно. Из скважин, по выкидным трубопроводам, жидкость поступает на АГЗУ, где происходит ее замер и далее по нефтегазосборным коллекторам поступает на установки трубного водоотделителя (ТВО). В цехе функционируют три установки трубного водоотделителя - ТВО «БКНС-18», ТВО «Кр.-Буляк», ТВО «Яркеево». Утилизация пластовой воды производится через БКНС-18, БКНС-17, БКНС-3, водяной шурф с УЭЦП при ТВО «Яркеево» и шурфы-колодцы при УПС «Кадырово». Попутный нефтяной газ после сепарации в УПС «Яркеево», УПС «Кадырово» собирается и поступает потребителям, а дегазированная нефть откачивается в нефтесборный парк «Манчарово». Добытая жидкость Манчаровского и Илишевского месторождений после дегазации на УПСах и предварительного сброса воды поступает в нефтепарк «Манчарово».
Система трубопроводов расположена на землях Илишевского и Дюртюлинского районов Республики Башкортостан.
Поверхность трассы нефтепроводов представляет собой полого-волнистую равнину, пересеченную реками Манчарка, Нажи, Курпа, Базы, Исян, Сарьяз.
Для повышения надежности транспорта пластовой жидкости переходы через овраги, реки, автодороги выполнены в конструкции «труба в трубе».
Для предотвращения коррозии применяются трубы в коррозионно-стойком исполнении нефтевыкидных линий и защита стальных труб ингибитором коррозии согласно технологическому регламенту. Схема системы сбора и транспорта нефти ЧЦДНГ №1 представлена в приложении А.
2.1.2 Технологическая схема УПС
В последние годы все большее распространение получает метод раннего сброса пластовой воды на начальных участках промысловых систем сбора и подготовки нефти. В условиях роста обводненности этот метод приобретает большое экономическое и экологическое значение. Сокращаются энергозатраты на транспортировку добываемой вместе с нефтью воды, уменьшаются затраты на пунктах подготовки нефти и очистки воды, уменьшается коррозия трубопроводов.
На УПС «Кадырово» поступает нефть Илишевского нефтяного месторождения: три пачки пластов бобриковского горизонта, карбонатные пласты турнейского яруса и заволж ского надгоризонта. Основным продуктивным горизонтом является бобриковский, на долю I пачки этого горизонта приходится 79% запасов месторождения. Нефти I и II пачек бобриков ского горизонта по своим свойствам относятся к средним: плотность при 20°С составляет 0.862-г 0.877 г/см3, вязкость 12.4ч-21.4 мПа-с; содержание асфальтенов 1.6-3.4%, смол силикагелевых 13.2-17.1%, парафинов 2.8-4.8% с температурой плавления 42-46°С. Нефть III пачки бобриковского горизонта более тяжелая: плотность при 20°С 0.879Ч-0.886 г/см3, вязкость 24.3 -44.2 мПа-с; содержание асфальтенов 5.5-7.6% с темпера турой плавления 48-55°С. По своим свойствам нефти фаменского яруса заволжского надгоризонта аналогичны нефтям I и II пачек бобриковского горизонта, в отличие от послед них температура плавления парафинов составляет 57°С.
Продукцией УПС является частично разгазированная нефть с остаточной обводнен ностью 5%.
Для защиты трубопровода внешней откачки нефти от парафиноотложения и корро зии рекомендовано применение ингибиторов СОНПАР-5403, Викор-1А.
Для защиты оборудования и трубопроводов пластовой воды и низконапорного водо вода минерализованной воды от коррозии рекомендовано применение ингибитора коррозии «Викор-1А».
Продукция скважин Илишевского месторождения, обработанная на промысле деэмульгатором, через узел задвижек с температурой 5-10°С, давлением 0.3 МПа поступает в депульсатор Д, где происходит гашение пульсаций и расслоение жидкости. Далее нефтяная эмульсия направляется в сепаратор I ступени С1, где при температуре 5-10°С и давлении 0,3 МПа осуществляется сепарация нефти от газа.
В сепараторе С1 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.1 и дистанционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.30;
- местное измерение давления манометром техническим МП4-У поз.101 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 140;
- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-Ипоз.302а-1;
- измерение уровня жидкости в емкости датчиком системы измерения уровня и разде ла фаз УМФЗОО поз.301а-1;
- регулирование давления клапаном КР7 поз. 140г стоящим после газосепаратора ГС 1;
- регулирование уровня нефти клапаном КР2 поз.301 г-1, стоящим на трубопроводе выхода нефти из С1.
С ростом обводненности нефти (более70%) предусмотрена возможность сброса пла стовой воды из депульсатора Д.
На депульсаторе предусматривается:
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 103 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 142;
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. З;
На линии сброса пластовой воды из депульсатора предусматривается:
- местное измерение давления до и после клапана техническим манометром МПЗ-У поз. 104;
- дистанционное измерение давления до и после клапана преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 167 и 143;
- регулирование давления на линии сброса пластовой воды клапаном КР1поз.143г.
После сепаратора С1 разгазированная нефть поступает в отстойник О1, где осуще ствляется предварительный сброс пластовой воды. Деэмульсация нефти в отстойнике О1 происходит при температуре 20- 25 oС за счет горячей нефти, подаваемой в межфазный слой.
В отстойнике О1 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.2 и дистан ционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз. З1;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 102 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 141;
- сигнализация верхнего регулируемого уровня нефти датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз.301а-2;
- сигнализация нижнего аварийного регулируемого уровня нефти датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.302а-2;
- измерение уровня нефти и межфазного уровня «нефть-вода» в емкости датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз.301а-2;
- сигнализация верхнего и нижнего уровней раздела фаз «нефть-вода» и сигнализация нижнего аварийного уровня воды датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз.301а-2;
- регулирование давления клапаном КРЗ поз.141г стоящим на трубопроводе выхода нефти из О1;
- регулирование межфазного уровня «нефть-вода» клапаном КР4 поз.301г-2, стоящим на трубопроводе выхода пластовой воды из О1.
После отстойника О1 нефть с остаточным содержанием воды до 5% поступает в бу ферную емкость БЕ1.
В буферной емкости БЕ1 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.4;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 105 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 144;
- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиками-реле уровня РОС102-И поз.307а,б;
- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500 поз.306а,б;
- регулирование давления клапаном КР5 поз. 144г стоящим на газовой линии из БЕ1.
Из буферной емкости БЕ1 нефть насосами Н1.1, Н1.2 через узел учета подается в тру бопровод для откачки в НСП «Манчарово».
Из буферной емкости БЕ1 нефть поступает на прием насосов Н1.1, Н1.2. Для насосов Н1.1,Н1.2 предусматривается:
- местное измерение давления до и после фильтра техническими манометрами МПЗ-Упоз.110и111;
- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз. 112 и дистан ционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз.151, 152 на выкидной линии насосных агрегатов;
- дистанционное измерение перепада давления на фильтре интеллектуальными дат чиками перепада давления Метран-100-Ех-ДД поз.153,154;
- дистанционный контроль температуры подшипников насосов термопреобразова телями сопротивления ТСП-9204-07 поз. 10-1,10-2,11-1,11-2;
- местный останов и пуск насоса;
- дистанционный с клавиатуры системы управления пуск насосных агрегатов при ВУвБЕ1иР1;
- автоматический останов насосных агрегатов по нижнему уровню в емкости БЕ1 и резервуаре Р1, по отклонению давления на выкидной линии насосов, по превышению темпе ратуры подшипников насоса;
- сигнализация состояния насосных агрегатов ( включен);
- сигнализация наличия напряжения в цепях управления;
- сигнализация положения переключателя «Местное»;
- сигнализация уровня утечек из насосов датчиком-реле уровня РОС-102И поз.313а,б
На узле учета предусматривается:
- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз.11З и 113-1 и дистанционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 155, 156 на общем коллекторе после расходомеров и на трубопроводе подачи нефти на печь;
- измерение расхода нефти счетчиком нефти турбинным МИГ в трубопроводе на печь поз.512а,б и трубопроводе на внешнюю откачку поз.509а,б и 513а,б;
- регулирование расхода нефти на печь клапаном КР11 поз.512г;
- регулирование уровня в буферной емкости БЕ1 клапаном КР12 поз.ЗОбг;
- измерение влажности нефти влагомером ВСН-2-ПП поз.521а,б на трубопроводе неф ти на НСП «Манчарово»;
- автоматический отбор пробы автоматическим пробоотборником «Стандарт-А» поз.520а, б на трубопроводе нефти на НСП «Манчарово».
Часть нефти после насосов Н 1.1,1.2 направляется в подогреватель нефти П1. После нагрева в подогревателе П1 до 70°С нефть подается в отстойник О1.
На площадке подогревателя П расположена одна печь ПП 0,63А, клапан регулирую щий КР10 (поз.158г).
Печь оснащена локальной системой автоматической безопасности в виде блока БУК-5ПУР, расположенного в аппаратурном блоке N1 (об.01.26).Блок БУК-5ПУР обеспечивает:
- автоматический пуск и останов горелки;
- останов горелки при возникновении аварийных ситуаций, включение световой сиг нализации с запоминанием первопричины аварии, передачу в контроллер сигнализации ава рии.
На трубопроводе нефти к подогревателю П1 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.20 и дис танционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.37;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 114 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 157.
На трубопроводе нефти от подогревателя предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. 21 и дис танционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.39;
- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз.115,116 и дис танционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 158,159 до и после регулирующего клапана.
При аварийной ситуации открытием электрозадвижки ЗД6 нефть из буферной емкости БЕ1 направляется на концевую ступень сепарации в С2. В концевом сепараторе С2 при дав лении 0.005 МПа осуществляется сепарация нефти от газа.
В сепараторе С2 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.5;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 106 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 145;
- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиками-реле уровня РОС 102-И поз.308а, б;
- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500поз.328а, б;
- регулирование уровня клапаном КР8 поз.328г. стоящим на трубопроводе выхода нефти из С2.
Из концевого сепаратора С2 нефть поступает в аварийный резервуар Р1. Откачка нефти из резервуара Р1 осуществляется насосами внешней откачки Н1.1,1.2 и далее через узел уче та нефть подается в НСП «Манчарово».
В резервуаре Р1 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.22 на тру бопроводе выхода из резервуара;
- местное измерение давления на входе и выходе из резервуара техническим маномет ром МПЗ-У поз.128,129;
- сигнализация верхнего аварийного уровня нефти датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.316а, б;
- сигнализация верхнего и нижнего аварийного уровней нефти и измерение уровня нефти уровнемером У1500 поз.314а,б;
- измерение межфазного уровня «нефть-вода», сигнализация нижнего аварийного уровня воды уровнемером У1500 поз.315а,б.
Попутный нефтяной газ из депульсатора Д, сепаратора С1 поступает в газосепаратор ГС1, где освобождается от конденсата, унесенного газом.
В газосепараторе ГС1 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.6 и дистанционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.34;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 107 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 146;
- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.303а, б;
- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500 поз.309а,б;
Часть газа из газосепаратора ГС1 направляется в газосепаратор ГС2, где производит ся подготовка газа, используемого на собственные нужды ДНС (газ на топливо подогревате ля нефти П1 и подогревателей воды П2.1, П2.2, газ на продувку факельного коллектора, газ на запал факела).
На трубопроводе газа к подогревателю П1предусматривается:
- дистанционное измерение расхода, температуры и давления газа приборами поз. 507,508, 506а,б, входящими в комплект счетчика газа вихревого СВГ.Т;
- местное измерение давления топливного газа до и после фильтра техническими ма нометрами МПЗ-У поз. 127;
В газосепараторе ГС2 предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.7 и дистан ционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.35;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 108 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 147;
- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.311а,б.
На трубопроводе газа из ГС2 на продувку факела предусмотрено:
- регулирование давления клапаном регулирующим КР9 поз. 165г;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 123 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 165.
На трубопроводе газа на запал факела предусматривается
- регулирование расхода газа клапаном регулирующим КР 19 поз.504г;
- местное измерение давления техническими манометром МПЗ-У поз. 122 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 166;
- дистанционное измерение расхода, температуры и давления газа приборами поз. 504а-1... 504а-3, 5046, входящими в комплект счетчика газа вихревого СВГ.Т.
- сигнализация верхнего уровня жидкости в фильтре Ф4 перед расходомером датчи ком-реле уровня РОС102-И поз.341 а-1,3416.
Газ из буферной емкости БЕ1 поступает в газосепаратор ГСЗ, туда же поступает газ из отстойников воды ОВ1.1, ОВ1.2. Далее газ направляется на компрессорную установку КС. В газосепараторе ГСЗ предусматривается:
- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. 8 и дистан ционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.36;
- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 109 и дистанци онное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 148;
-сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-И поз.312а, б;
Часть газа из ГС подается на компрессорную установку КС, оставшийся газ, после отбора на собственные нужды, поступает в газопровод для транспорта в НСП «Телепаново», в дальнейшем в НСП «Манчарово». В целях борьбы с гидратообразованием в газопроводе попутного газа от УПС «Кадырово» предусмотрена подача метанола в газопровод из емкости ЕМ.
Компрессорная установка блочного исполнения КС, включает в себя агрегат компрессорный производства ЗАО НИИ «Турбокомпрессор» г. Казань с трубопроводной и регулирующей арматурой и стойкой местных приборов, установленных на блоке компрессорной производства ОЗНПО г. Октябрьский и щита управления системы автоматизации, установленного в блоке управления компрессором, производства ОЗНПО г. Октябрьский.
Газ от компрессорной установки КС с температурй 100 oС и давлением 0,8 Мпа подается в аппараты воздушного охлаждения Х1.1, 1.2, где газ охлаждается до температуры 60 oС. Газ из аппаратов воздушного охлаждения Х1.1, 1.2 поступает на насосно-бустерные агрегаты Н2.1,2.2, предназначенные для закачки водогазовой смеси в залежь нефти бобриковского горизонта. Вода на насосно-бустерные агрегаты Н2.1, 2.2 подается из водозаборной скважины насосом Н3 под давлением 0,8 МПа.
В аварийной ситуации на газопроводе газ сжигается на факеле Ф. На трубопроводе подачи газа, на факел установлен конденсатосборник ЕК для сбора газового конденсата.
Сброс с предохранительных клапанов аппаратов С1, О1, БЕ1, ОВ1.1, 1.2, БЕ2 осуществляется в емкость ЕД. Сброс газа с предохранительных клапанов газосепараторов ГС1, ГС2, ГС3 направляется в трубопровод газа на факел. Газовый конденсат, накопившийся в газосепараторах ГС1, ГС2, ГС3, (по достижению заданного уровня) сбрасывается в дренажную емкость ЕД. опорожнение аппаратов на период ремонта производится в емкость ЕД. Утечки с насосов Н1.1, 1.2, Н2.1, 2.2 собираются в подземной емкости ЕУ,
Сброс с предохранительных клапанов насосно-бустерных агрегатов Н2.1, 2.2, компрессорной установки К, сброс конденсата с линии всасывания газа на компрессоре направляются в емкость ЕП2.
Аварийный сброс продукта из подогревателя нефти П1 осуществляется в аварийную емкость ЕА. Подземные емкости ЕД, ЕУ, ЕА, ЕК, ЕП2 оборудованы погружными насосами для откачки продукта: из ЕД, ЕА в технологический процесс, на вход буферной емкости БЕ1, из емкостей ЕК, ЕП2 – в общий коллектор существующего узла задвижек.
Газ из емкостей ЕД, ЕА, ЕК, ЕП2 направляется на факел, с емкости ЕУ – на свечу рассеивания.
Для защиты трубопровода внешней откачки нефти от парафиноотложения и коррозии предусмотрена подача в трубопровод реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии блоком БДР1, комплектуемый набором средств контроля и автоматики.
Блок БЗС предназначен для приготовления горючей смеси в трубопроводе газа на запальник дежурной горелки, а также розжига горючей смеси в трубопроводе пламяпереброса и контроля пламени в дежурной горелке.
Блок БЗР предназначен для ручного регулирования давления топливного газа, а также его автоматической подачи (отсечки) в соответствии с управляющими сигналами наличия давления топливного газа.
Пластовая вода из сепаратора С1 и отстойника нефти О1 под давлением 0,20 МПа и с температурой 5 – 10 oС поступает на очистку в напорные горизонтальные отстойники пластовой воды ОВ1.1, 2 (1 рабочий, 1 резервный) и затем в буферную емкость БЕ2. Очищенная пластовая вода из буферной емкости под остаточным напором направляется на прием насосов БКНС для закачки в систему заводнения нефтяных пластов. Уловленная нефть и жидкость с предохранительных клапанов отстойников ОВ1.1, 2и буферной емкости БЕ2 отводятся в дренажную емкость ЕД. Дренаж аппаратов ОВ1.1, 2 предусмотрен в подземную емкость промдождевых токов ЕП1. В эту же емкость направляются дождевые стоки с технологических площадок и из резервуарного каре, подтоварная вода от периодической подрезки аварийного резервуара Р1 (РВС-2000). По мере накопления стоки откачиваются в передвижные средства и вывозятся на очистные сооружения НСП «Манчарово». Технологическая схема УПС «Кадырово» представлена в приложении Б.
2.1.2 Трубный водогазоотделитель
Трехфазный гравитационный сепаратор представлен трубным наклонным водогазоотделителем типа УСТН-1 (рисунок 2). Он предназначен для разделения нефти и газа на концевых и промежуточных ступенях сепарации в пунктах сбора и подготовки продукции скважин. Но более широкое применение нашел на месторождениях с большим газовым фактором нефти для предварительного отделения газа от нефти. Поэтому его иногда представляют как УПОГ. Используется в комплексе с резервуарами, буферными емкостям или насосами.
Отличительной особенностью сепаратора является использование в качестве сепарационной емкости трубы большого диаметра. Он работает следующим образом. Газожидкостная смесь, предварительно расслоенная на газовую фазу и жидкость, входит в наклонную колонну и, поднимаясь по ней, подвергается дальнейшему разделению. Выделившийся при этом из жидкости свободный газ поднимается по верхней образующей колонны. Граница раздела «нефть — газ» в колонне устанавливается или в соответствии с уровнем жидкости в резервуаре, в комплексе с которым работает данный сепаратор, или поддерживается на заданном уровне с помощью регулятора. Свободная вода из установки отводится по трубопроводу, подсоединенному к нижней части аппарата.
1-успокоительный нефтеподводящий коллектор; 2 -цилиндрическая наклонная колонна; 3-газоотводящий коллектор; 4, 5 - нефтеотводящие коллекторы I, II, III, IV, V — контрольные точки для проведения испытаний
Рисунок 2 — Принципиальная схема трехфазного сепаратора типа
УСТН-1
2.1.3 Отстойники
Для отстоя нефтяных эмульсий после нагревания в блочных нагревателях разработаны отстойники различных конструкций. Наибольшее распространение получили горизонтальные отстойники с нижним вводом нефтяной эмульсии конструкции института ГипроНИИнефтемаш. В последнее время разработаны новые конструкции отстойников с промывкой нефтяной эмульсии горячей водой. Принципиальная схема отстойника ОГ-200 показана на рисунке 3. Он представляет собой емкость (200 м3), разделенную перегородками на три отсека. Отсек I служит для отделения полусвязанной воды из нефтяной эмульсии, отсек II – для окончательного обезвоживания нефти, отсек III – для сброса отделившейся пластовой воды.
Техническая характеристика отстойника ОГ-200 следующая:
Объем, м3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
Рабочее давление, Мпа (кгс/см2) . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,6 (6)
Рабочая среда . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Нефть, вода
Температура рабочей среды, oС . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 – 80
Производительность, м3/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3000
Габариты, м
длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22,7
внутренний диаметр . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3,4
Масса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40,22
При подготовке легких нефтей после подогрева в блочных нагревателях необходимо полностью отделить свободный газ, чтобы не нарушался процесс отстоя. Для отделения газа из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками устанавливают специальные сепараторы или же предусматриваются сепараторы, встроенные в отстойнике. В настоящее время разработаны отстойник со встроенным сепаратором ОГ-200С. Процесс отделения воды от нефти осуществляется здесь во втором отсеке, так же как и в отстойнике ОГ-200, а в качестве сепаратора используется первый отсек, в котором имеются сепарирующие устройства.
В УПС «Кадырово» разгазированная после сепаратора С1 нефть поступает в отстойник ОГ-200П, назначение которой – предварительный сброс воды. Рассчитан он на рабочее давление 0,8 Мпа.
Для очистки пластовой воды, отделившейся от нефти, предусмотрены на УПС напорные горизонтальные отстойники пластовой воды ОВ 1.1, 2 объемом, равным 100 м3. При прохождении пластовой воды через отстойник происходит гравитационное разделение фаз: примесь с большей плотностью, чем жидкость осаждается, а с меньшей всплывает, то есть происходит отделение эмульгированной нефти. Принятая конструкция отстойников обеспечивает очистку пластовой воды по нефти и взвешанным веществам до 40 мг/л.
С целью защиты отстойников О1 от коррозии на внутреннюю поверхность наносится эпоксидное покрытие, наружная поверхность подвергается покраске. Внутренняя поверхность ОВ 1.1, 2 покрывается эмалью ЭП5116, наружная поверхность – лаком ПФ-170.
- -штуцер для ввода эмульсии; 2- штуцер для вывода нефти; 3- штуцер для пластовой воды; 4,5,7,8- распределители эмульсии; 6,10- переливные устройства; 9- сборный коллектор; 11,12- перегородки
Рисунок 3- Принципиальная схема отстойника ОГ-200
2.1.4 Резервуары
Нефтяные резервуары, устанавливаемые на территории месторождения, представляют собой емкости различных размеров, предназначенных для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. По назначению они подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары служат для приема обводненной нефти с месторождений. Технологическими считаются резервуары для предварительного сброса воды, а также резервуары, используемые как отстойники. Следует отметить, что использование резервуаров в качестве отстойников нежелательно, так как отстаивание подогретой нефти связано со значительными потерями нефти и пожарной опасностью.
Для удобства обслуживания и сокращения длины трубопроводной обвязки резервуары на нефтяных месторождениях строят группами отдельно от установок. Группу сырьевых и технологических резервуаров, сосредоточенных в одном месте, обычно называют резервуарным парком, если в составе этой группы имеются товарные резервуары, то ее называют товарным парком.
Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные наземные резервуары, реже – бетонные и железобетонные, полностью или частично заглубленные в землю.
Основными элементами вертикального стального резервуара являются днище, корпус и крыша. Днище укладывается на специальное основание – фундамент. Вокруг фундамента для отвода ливневых вод устраивают кювет с уклоном в сторону канализационной сети.
При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Корпус резервуара в зависимости от его объема и высоты изготавливают из листовой стали марок Ст2, Ст3 толщиной от 4 до 10 мм. По технологическим условиям в изготовлении резервуаров не может применяться листовая сталь толщиной менее 4 мм, если даже расчетная толщина стенки получается меньше 4 мм.
В зависимости от свойств нефтей и климатических условий крыши стальных резервуаров могут строиться плоскими, коническими и сферическими. На нефтяных месторождениях чаще всего сооружаются резервуары с плоской крышей. При этом уменьшается не заполненное нефтью газовое пространство, следовательно, потери легких фракций от малых и больших «дыханий» также уменьшаются. Крыша резервуара располагается на строительных перекрытиях (фермах), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки. Крыша резервуара воспринимает внешние нагрузки от снега, внутреннюю нагрузку – от вакуума и избыточного давления в паровом пространстве резервуара. Обычно ее изготавливают из листовой стали толщиной не более 5 мм.
Каждый резервуар снабжается приспособлениями и необходимой арматурой, объединяемыми под общим названием оборудование резервуара. Кроме того, резервуары оснащаются лестницами и противопожарными средствами.
Оборудование вертикального стального резервуара РВС представлено в приложении В. На крыше имеется световой люк 1, который служит для проветривания в процессе подготовки резервуара к ремонту и проникновения света внутрь резервуара. В рабочем положении световой люк должен быть плотно затянут и пропуски в прокладке не допускаются.
На крыше резервуара имеется также замерный люк 5,который служит для измерения уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Крышка замерного люка герметично соединяется с горловиной посредством прокладки и нажимного откидного болта. Вместо замерных люков иногда устанавливают камеры для измерения уровня нефти с указателем уровня 6 типа УДУ-5.
На первом поясе резервуара устроен люк-лаз 7, служащий для проветривания, а также для ввода резиновых шлангов при зачистке и проникновении людей внутрь резервуара.
Для присоединения резервуаров к приемным и раздаточным трубопроводам служат приемные и раздаточные патрубки 10. В некоторых резервуарах приемные патрубки совмещаются с раздаточными. С внутренней стороны резервуара на приемном патрубке устанавливается хлопушка 9, а на раздаточном – шарнирное устройство 15 с подъемной трубой 14. Подъемная труба предназначена для отбора нефти из резервуара с требуемой высоты. Подъемная труба устанавливается в нужное положение при помощи лебедки 13, которая связана с ней канатом, проходящим через роликовый блок 16.
Хлопушка 9 служит для дополнительной защиты от возможной утечки нефти из резервуара при неисправных трубопроводе и задвижке. При наполнении резервуара струя нефти приподнимает крышку хлопушки, а при прекращении заполнения эта крышка под действием силы тяжести опускается и закрывает приемную трубу. Устройство 12 управления хлопушкой предназначено для открывания крышки, удержания ее в поднятом состоянии и закрывания. Оно состоит из вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.
Сифонный кран 8 служит для удаления из резервуара свободной воды (в резервуарах для предварительного сброса воды).
Ответственным элементом резервуарного оборудования является дыхательный клапан, предназначенный для выпуска воздуха с парами нефти при заполнении резервуара и ввода воздуха внутрь при его опорожнении. Для повышения надежности на резервуарах устанавливается гидравлический предохранительный клапан. Он имеет то же назначение, что и дыхательный, но срабатывает только при предельно допустимых значениях давления или вакуума в резервуаре, например, в случае неисправности дыхательного клапана.
Для предупреждения проникновения пламени внутрь герметизированного резервуара через дыхательный или гидравлический предохранительный клапаны под этими клапанами устанавливают огневые предохранители.
2.2 Причины коррозии трубопроводов
Коррозией называется разрушение материала в результате химического или электрохимического взаимодействия с окружающей средой.
Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, назы вается коррозионной или агрессивной.
По характеру взаимодействия металла труб со средой разли чают два основных типа коррозии: химическую и электрохимиче скую.
Химической коррозией называется процесс разрушения всей поверхности металла при его контакте с химически агрессивным агентом, при этом он не сопровождается возникновением и про хождением по металлу электрического тока. Одним из видов внутреннего коррозионного разрушения трубопроводов является сероводородная коррозия, обусловленная наличием сероводорода, содержащегося в пластовых флюидах или выделяемого сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ).
Растворенный в воде сероводород в зависимости от рН среды имеет различную степень диссоциации. При рН< 6 основная часть Н2S находится в виде молекулярно-растворенного газа, а с ростом рН диссоциирует по схеме:
Н2S « Н+ + HS-
HS- « H+ + S2- (при рН > 9).
Ионы водорода непосредственно участвуют в коррозионном процессе. Атомарный водород, возникающий при химическом взаимодействии сероводорода с металлом, проникает в металл и вызывает его охрупчивание.
Процесс сероводородной коррозии стали в водных растворах стимулируют не только Н2S и НS- (гидросульфитный ион, адсорбируясь на поверхности металла, смещает его электрохимический потенциал в отрицательную сторону и приводит к ускорению катодного процесса), но и продукты коррозии – сульфиды железа FexSy. Сульфид железа по отношению к железу и стали, является эффективным катодом, т.е. обладает более положительным потенциалом, чем сталь. Разница в потенциалах может составлять 0,2 – 0,4 В.Это обычно приводит к образованию глубоких точечных поражений. С увеличением концентрации сероводорода в жидкости скорость коррозии увеличивается. Полученные закономерности можно связать с образованием на поверхности металла сульфидных пленок, обладающих различными защитными свойствами.
Электрохимическая коррозия — это процесс разрушения ме талла, сопровождающийся образованием и прохождением элект рического тока. При электрохимической коррозии в отличие от химической, на поверхности металла образуется не сплошное, а. местное повреждение в виде пятен и раковин (каверн) большой глубины.
Сущность электрохимической коррозии заключается в том, что в результате взаимодействия металла с окружающей средой (почвой, водой) происходит растворение и разрушение металла, сопровождающееся прохождением электрического тока.
При соприкосновении с полярной водой поверхностные атомы металла подвергаются воздействию силового поля молекул воды, которые благодаря своему малому размеру, как бы внедряются в кристаллическую решетку твердого тела. Это взаимодействие, которое принято называть гидратацией, может быть настолько сильным, что происходит ослабление связи атома металла со своими внешними электронами и ион металла (Fе2+) получает" возможность покинуть узел кристаллической решетки и перейти в воду. Так образуется ион (катион), несущий положительный заряд, Fе2+. Перешедший в раствор ион гидратируется, т. е. окружает себя молекулами воды, при этом на поверхности металла остают ся освобождающиеся электроны 2е, перемещаемые по металлу к катодным участкам К. На катодных участках эти электроны вза имодействуют с кислородом и в результате его ионизации проиcходит образование гидроксильной группы ОН-
2е + 1/2О2 +Н2О = 2ОН-
Переходящие в раствор на анодных участках А катионы Fе2+,. а на катодных участках К гидроксильные ионы ОН - взаимодейст вуют в растворе с образованием закиси железа Fe2++2ОН- = Fе (ОН)2.
При наличии в воде или почве свободного кислорода закись железа окисляется в гидрат окиси железа
02 + 4Fе (ОН)2 + 2Н20 = 4Fе (ОН)3,
который выпадает в виде осадка.
Так происходит электрохимическая коррозия труб, а также любого другого оборудования.
Кроме коррозии металлов указанных видов, в нефтегазоводосборной системе трубопроводов может возникать электрокоррозия под воздействием блуждающих токов. Блуждающие токи - электрические токи, идущие по земле от рельсов трамвая, метрополитена, от электрических подстанций и др. Часть своего пути блуждающие токи проходят по нефтепромысловым трубопроводам. В местах выхода электронов трубопровод имеет положительную полярность относительно земли, вследствие чего идет процесс переноса металла (катионов) в землю. На этом участке и происходит разрушение трубопровода. В основе этого процесса также лежит электролиз.
Биокоррозия трубопроводов вызывается активной жизнедея тельностью микроорганизмов. В настоящее время биокоррозии уделяется огромное внимание, так как на долю ее приходится зна чительное число коррозионных разрушений эксплуатационных колонн скважин нефтяных и газовых месторождений.
Различают анаэробные бактерии, жизнедеятельность которых может протекать при отсутствии кислорода, и аэробные — только в присутствии кислорода.
В природе наиболее широко распространены сульфатвосстанавливающие анаэробные бактерии, обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах. Наиболее благоприятной средой для развития этих бактерий являются во ды продуктивных горизонтов нефтяных месторождений с рН = 5—9 при температурах 25—55 °С. В результате жизнедея тельности сульфатвосстанавливающих бактерий образуется серо водород, который, соединяясь с железом, образует сульфиды же леза, выпадающие в осадок.
4Fе2 + 12Н2S + ЗО2 = 4Fе2S3+ 12Н20
2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов
Комплекс мероприятий по защите трубопроводов от коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает применение (Приложение Г):
-технологических методов;
-химических методов (применение ингибиторов коррозии, бактерицидов, поглотителей кислорода, нейтрализаторов сероводорода);
-электрохимической защиты (ЭХЗ);
-коррозионно-стойких труб;
-защитных покрытий.
К технологическим методам защиты от коррозии относятся:
- поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока, путем подбора оптимальных диаметров нефтесборных коллекторов;
-сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для ее утилизации путем закачки в пласт;
-в газопроводах – выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;
-очистка трубопроводов от механических примесей (в том числе продуктов коррозии).
Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды рекомендуется по возможности не допускать:
-совместный сбор продукции скважин, содержащей и не содержащей сероводород (если не производится нейтрализация сероводорода);
-смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой,
содержащей ионы железа (если не производится нейтрализация сероводорода), кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектом;
-смешивание пластовых вод, содержащих сероводород, и сточных вод,
содержащих кислород.
Процесс разрушения трубопроводов может быть обусловлен воздействием внешней окружающей (породы почвы — песок, глина, суглинок), внутрен ней (пластовая вода, эмульсия, нефти, содержащие сероводород) среды, а также атмосферы. В зависимости от этого трубопроводы системы сбора могут подвергаться трем видам коррозии: атмосферной, внешней (почвенной) и внутренней (жидкостной).
Атмосферная коррозия - это обычное ржавление (окисление) труб, уложенных на поверхности земли. Разрушительное действие атмосферной коррозии невелико и легко может быть устранено путем окраски поверхности труб масляными красками и лаками, липкими лентами. Атмосферная коррозия обычно бывает равномерной.
Внешняя (почвенная) коррозия трубопроводов наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Почвенная коррозия, возникающая вследствие химического или электрохимического процесса в окружающем трубу грунте, может в некоторых случаях вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и вывести трубопровод из строя.
Основной причиной внешней коррозии трубопроводов являются электрохимические процессы. Образование гальванопар в металле труб может быть вызвано еще отличием в плотностях металла труб, вызванных ее деформацией. Механические напряжения, особенно при знакопеременных и пульсирующих напряжениях, повышая активность металла, всегда в какой-то степени облегчают коррозию его. Влияние их усиливается, когда коррозирующее действие среды и механическое напряжение направлены на одни и те же участки поверхности. Разность потенциалов между такими участками трубы может достигнуть 1,5 В.
Существует два способа защиты трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный. К пассивной защите трубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различными материалами.
К активным средствам относятся катодная защита от почвенной коррозии и электрозащита от коррозии, вызываемой блуждающими токами. При активной защите процессы коррозии переносятся с трубопровода на заземляющие устройства. Средства электрозащиты применяют на изолированных трубопроводах, уложенных в грунт с омическим сопротивлением не более 100 Ом-м и в зонах действия блуждающих токов.
Принцип катодной защиты подземных трубопроводов основан на электрохимической теории почвенной коррозии, согласно которой коррозия является результатом образования на поверхности металла трубы гальванопар, в которых движется электрический ток. Коррозия металла , трубы происходит в местах выхода положительно заряженных ионов в почву, т.е. в анодах. При катодной защите электрический ток от постороннего источника пропускается в трубопровод и тем самым превращает его в катод, благодаря чему процесс коррозии на поверхности трубы прекращается и переносится на искусственно созданные аноды, состоящие из обрезков металла, зарытых в землю и соединенных электрически с плюсовой клеммой источника постоянного тока.
На рисунке 4 приведена схема расположения элементов катодной защиты. Источник постоянного тока 1 через плюсовую клемму соединен с зарытыми в землю кусками металла 2. Минусовая клемма источника тока соединена проводником 4 с трубопроводом 3. Электрический ток (отрицательно заряженные частицы - электроны) направлен от анода 2 к катоду 3 через катодную станцию 1. При этом, оставшиеся на аноде 2 положительно заряженные ионы железа (катионы), переносятся в почву, вследствие чего происходит разрушение труб. А катод (трубопровод) не подвергается разложению, поскольку в нем всегда имеет место избыток электронов, поступающих от катодной станции.
1 – источник постоянного тока; 2 – анод; 3 – трубопровод;4 - проводник тока.
Рисунок 4 – Схема расположения элементов катодной защиты.
Для повышения эффективности катодной защиты и сокращения затрат электроэнергии защищаемый участок трубопровода отделяется от соседних фланцевым соединением с изолирующей прокладкой из диэлектрического материала: заземлители (аноды) делают из старых труб, обрезков рельсов. Расстояние заземлителей от защищаемого трубопровода принимают 100-150 м; заземлители спускают в скважину глубиной 60 м. Для снижения сопротивления в зоне заземления грунт, в который закапываются аноды, рекомендуется засолить обычной поваренной солью.
Для борьбы с электрохимической коррозией металлов применяют также и специфические электрохимические методы, основанные на том, что защищаемый металл подвергается катодной поляризации. В одной из разновидностей катодной защиты, называемой протекторной защитой, это достигается присоединением к защищаемому металлу более активного металла (протектора), который становится анодом, благодаря чему анодные участки поверхности защищаемого металла превращаются в катод по отношению к протектору (Рисунок 5).
1 - защищаемый газопровод;2- стальной Г-образный стержень;3- соединительный провод;4 - протектор; 5- наполнитель.
Рисунок 5 - Схема расположения элементов протекторной защиты
Протекторы изготавливают из металлов, электрический потенциал которых больше потенциала материала трубопровода. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы становятся разрушаемыми анодами, в результате чего трубопровод сохраняется от коррозии. Протекторная защита применяется для защиты небольших участков трубопровода.
Из химии известно, что при рН<7 воду (почву) считают кислой; при рН = 7 — нейтральной и при рН>7 — щелочной. В кис лых водах присутствуют, как правило, соли железа, а в щелочных — сода. Внутренняя (жидкостная) коррозия стенок труб возникает в результате кон такта с жидкостями, имеющими кислые или щелочные основания. Причинами, вызывающими внутреннюю коррозию трубопроводов, также являются электрохимические процессы, с той только разницей, что роль электролита в этом случае играет минерализованная вода - хороший проводник электрического тока. Зоной коррозии обычно является внутренняя поверхность нижней образующей трубопровода. Это говорит о том, что внутренняя коррозия трубопроводов особенно опасна при расслоенном (ламинарном) режиме движения жидкости, когда под действием сил гравитации происходит расслоение сред - минерализованная вода с осадками внизу. К сожалению, эффективных методов борьбы с внутренней коррозией пока еще нет.
Комплекс мероприятий по защите трубопроводов от внутренней коррозии включает в себя применение химических, технологических методов.
Для предупреждения коррозионных разрушений также применяются различные покрытия внутренней поверхности труб и использование труб в антикоррозионном исполнении.
2.3.1 Ингибиторная защита
Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бес спорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, которые, адсорбируясь поверхностным слоем трубы, образуют защитную пленку от действия коррозионной среды. Несмотря на то что эффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение их технически и экономиче ски оправдано как при углекислотной и сероводородной коррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разру шения промыслового оборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать ингибиторы для кон кретных условий эксплуатации оборудования на промысле. От это го в значительной мере зависят эффективность и экономичность защиты. Эффективность ингибитора зависит также и от способа его ввода в скважины и сборную систему.
Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат нефтегазопроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие прямую водонефтяную эмульсию («нефть в воде»), водоводы, транспортирующие средне- и высокоагрессивные пластовые и сточные воды, и промысловые газопроводы. Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с инструкцией по применению ингибиторов. Ингибиторы коррозии подаются в трубопровод или систему трубопроводов при помощи сертифицированных установок дозирования реагентов в соответствии с технологическим регламентом.
В настоящее время синтезировано и внедрено много ингибито ров для различных условий нефтяной и газовой промышленности; самые эффективные (до 92—98%) из них — ингибиторы И-1-А, ИКБ-ЧВ и ИКАР-1, ИКСГ-1, эффективность их защитного дейст вия в среднем составляет 80—98 %.
Для защиты оборудования от коррозионного разрушения ин гибиторы можно закачивать также в пласт. Его массовая доля не должна превышать 0,018 % от дебита скважины. Продолжи тельность эффекта составляет около 20 дней.
В ЧУДНГ ингибитор коррозии стали применять в 1976 году. На сегодняшний день подача ингибитора коррозии производится 216 дозирующими устройствами, ингибированием охвачено 85% трубопроводов, 15% составляют трубы в антикоррозионном исполнении (футерованные, МПТ, ГПМТ). Подача ингибиторов коррозии производится в межтрубное пространство, в выкидные линии скважин, в сборные коллекторы ЦДНГ 1-5, в трубопроводы после ТВО, резервуары, водоводы на КНС, БКНС цеха ППД с помощью дозировочных установок типа УДЭ и БР. В 2008 году израсходовано ингибиторов коррозии 727 тонн, в том числе на ингибирование в системе сбора 467 тонн, при этом обработано 20214,062 тыс.м3 жидкости, в системе ППД израсходовано 260 тонн и обработано 12756,376 тыс.м3.Охват ингибирования по жидкости в системе сбора составил 81,7%, по воде в системе ППД- 60,8%.Удельный расход в системе сбора составил 22,98 г/м3, в системе ППД- 20,57 г/м3.Подача ингибиторов коррозии для защиты внутренней поверхности трубопроводов проводилась согласно технологическим регламентам.
С учетом обводнения добываемой жидкости из года в год увеличивается и подача ингибитора коррозии. На 2009 год расход ИК составляет 780 тонн на 27908,4 тыс.тонн добываемой жидкости.
Для каждого вида агрессивной среды следует подбирать соответствующий ингибитор. Лаборатория по противокоррозионной защите проводит коррозионное исследование ингибиторов коррозии: лабораторные, стендовые и промысловые. По результатам исследований выявляется необходимый ингибитор коррозии. Основная задача коррозионных испытаний заключается в определении долговечности и эксплуатационной надежности технологического оборудования и трубопроводов в агрессивной среде. Обоснование дает промышленное испытание ИК.
Важно оценить фактическую (фоновую) скорость коррозии оборудования по всей технологической цепочке от добывающей скважины до потребителя, коррозионную агрессивность добываемой или транспортируемой среды. В ЧУДНГ для этого используется периодический и непрерывный методы неразрушающего контроля.
К периодическим методам контроля коррозии относятся: визуальный, гравиметрический, метод неразрушающего контроля с помощью ультразвуковой толщинометрии. Для определения гравиметрическим методом на всех главных коллекторах расположены контрольные точки(30 штук) с образцами-свидетелями. Составляется план на год периодического осмотра, извлечения образцов-свидетелей и по ним проводятся лабораторные исследования.
К непрерывным методам контроля относится анализ среды на содержание агрессивных компонентов. С 2001 года по 2003 год прошли промышленные испытания ингибитора коррозии «Викор-1А», ЗАО «Полимак», г.Стерлитамак, который показал высокую степень защиты (89-92%), по сравнению с другими ингибиторами коррозии. Было решено ранее применяемые ингибиторы коррозии «Сонкор»(ОАО «Опытный завод Нефтехим» г.Уфа) заменить на «Викор-1А». Исследования показали, что с применением ИК «Викор-1А» количество аварий уменьшились в 2 раза.
Наряду с ингибирующими свойствами, при лабораторных испытаниях, выявились нейтрализирующие способности ИК Викор 1А.
2.3.2 Применение защитных покрытий
Наиболее широко в промысловой практике применяют покрытия из нефтяных битумов с увеличением их механической прочности путем обертывания гидроизолом и покрытия из полимерных лент, наноси мых на трубопроводы с помощью специальных очистных механиз мов и машин.
В последние годы противокоррозионная защита стальных трубопроводов в трассовых условиях осуществляется липкими поливинилхлоридными изоляционными лентами. Ленты изготовлены из пластиката на основе поливинилхлоридной смолы, пластификаторов и красителей. На внутреннюю поверхность лент нанесен клей на основе перхлорвиниловой смолы при применении лент летом или специальный морозостойкий каучуковый клей для лент при применении в зимних и условиях. Полимерные покрытия трубопроводов по сравнению с битумными имеют следующие преимущества: 1) они технологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в 2—4 раза, а материалоемкость в 8—10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия еще недостаточно изучены в условиях дли тельной эксплуатации.
Для контроля качества изоляционных покрытий применяют различные приборы, предназначенные для проверки прилипаемости изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей. Для выбора средств защиты подземных сооружений — трубо проводов и резервуаров — необходимо располагать данными о коррозионных свойствах почвы. Чем выше электросопротивление почвы (сухой песок), тем меньше токи коррозии и соответственно, тем меньше разъедание металла. Поэтому степень активности почв подразделяется на следующие категории: особо высокая — с удель ным сопротивлением 5 Ом м; высокая — с удельным сопротивле нием 5—10 Ом м; повышенная—10—20 Ом м; средняя — 20-100 Ом • м и низкая — выше 100 Ом • м.
В зависимости от удельного сопротивления отдельных участков почвы, где прокладывается трубопровод, определяются толщина и материал изоляции.
Ко всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны предъявляться следующие, требования: 1) водонепрони цаемость; 2) прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хоро шая изоляция от электрического тока; 4) достаточная прочность и способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость.
Для противокоррозионной защиты наружной поверхности стальных трубопроводов при их подземной, подводной (с заглублением в дно) и наземной (в насыпи) прокладке применяются конструкции покрытий согласно ГОСТ Р 51164, приведенные в таблице 4.
Таблица 4 – Конструкции защитных покрытий трубопроводов
|
Условия нанесения
|
Конструкция покрытия
|
Толщина покрытия, мм для труб диаметром,мм
|
Максимальная темпратура эксплуатации, оС
|
|
|
|
273
|
530
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Защитные покрытия усиленного типа
|
|
Заводское или базовое
|
Трехслойное полимерное:
грунтовка на основе термореактивных смол;
термоплавкий полимерный полслой;
защитный слой на основе экструдированного олиолефина
|
2,0
|
2,2
|
60
|
|
Заводское или базовое
|
Двухслойное полимерное:
термоплавкий полимерный подслой;
защитный слой на основе экструдированного олиолефина
|
2,0
|
2,2
|
60
|
|
Заводское, базовое или трассовое
|
На основе полиуретанрвых смол
|
1,5
|
2,0
|
80
|
Продолжение таблицы 4
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Защитные покрытия нормального типа
|
|
Заводское, базовое или трассовое
|
Ленточное:
грунтовка полимерная или битумно-полимерная;
лента изоляционная общей толщиной не менее 0,7 мм;
обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,5 мм
|
1,2
|
30
|
|
Заводское, базовое или трассовое
|
Мастичное:
грунтовка битумно-полимерная;
мастика изоляционная на основе битумов толщиной не менее 2,0мм;
рулонный армирующий материал;
мастика изоляционная,
обертка защитная
|
4
|
30
|
Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяются покрытия, приведенные в таблице 5.
Таблица 5 - Типы внутренних защитных покрытий
|
Условия нанесения покрытия
|
Тип защитного покрытия
|
Кол-во слоев
|
Суммарная
толщина
покрытия,
мкм
|
Степень агрессивности транспортируемой среды
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Базовое
|
Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенольных материалов, содержащих растворитель
|
2–5
|
125–300
|
Неагрессивная,
слабоагрессивная,
сильноагрессивная 1)
|
|
Базовое
|
Стеклоэмалевые покрытия
- безгрунтовое
|
1
|
300
|
То же
|
|
|
- покровное
|
2
|
400
|
Неагрессивная, слабоагрессивная
|
|
Базовое
|
Порошковые покрытия на основе полимерных эпоксидных материалов,
|
1
(праймер)
|
|
|
Продолжение таблицы 5
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
|
Наносимых по жидкой адгезионной грунтовке (праймеру)
|
1
(порошок)
|
300-500
|
неагрессивная,
агрессивня,
сильноагрессивная
|
2.3.3 Применение труб в антикоррозионном исполнении
На коррозионно-опасных участках трубопроводов для транспортирования наиболее агрессивных сред следует использовать коррозионно-стойкие трубы: стальные, футерованные полиэтиленом (СФП); стальные с внутренним полимерным покрытием (СВПП); металлопластовые (МПТ); гибкие полимерно-металлические (ГПМТ), полиэтиленовые (ПЭ) Рекомендуемые области эффективного применения коррозионно-стойких труб в зависимости от агрессивности транспортируемых сред приведены в таблице 9.
Секции стальных труб, футерованные полиэтиленом (СФП), изготавливаются по техническим условиям ТУ 1308-037-00135645-2000 и ТУ 3667-014-00147275-02. Футерованные секции представляют собой стальные плети с внутренней полиэтиленовой оболочкой, с подготовленными под сварку в полевых условиях концами труб в виде запрессованного наконечника, защемляющего оболочку с протекторной втулкой. Секции имеют наружное изоляционное покрытие согласно ТУ. Отводы стальные гнутые, футерованные полиэтиленом, изготавливаются по техническим условиям ТУ 1120-55-00135645-2001.
СФП предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении до 20 МПа и температуре до 60 оС.
Секции стальных труб с внутренним изоляционным покрытием могут быть в следующем исполнении: с внутренним полимерным покрытием и наружной изоляцией; только с внутренним полимерным покрытием.
СВПП предназначены для напорных трубопроводов, транспортирующих
нефть, соленую и пресную воду при рабочем давлении до 20 МПа и температуре до 60 оС.
Металлопластовые трубы (МПТ) изготавливаются согласно техническим условиям ТУ 3667-051-00135645-01 методом экструзии из полимерного материала с одновременным армированием стальным сварным каркасом из проволоки с последующим формированием концов труб приваркой трением законцовок под сварное, резьбовое муфтовое, резьбовое раструбное соединения. Отводы металлопластовые изготавливаются по техническим условиям ТУ 3667-012-00147275-01.
Металлопластовые трубы предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении не более 4МПа и температуре до 60 оС.
Гибкие полимерно-металлические трубы (ГПМТ) изготавливаются в соответствии с техническими условиями ТУ 3667-017-00147275-03. Гибкие трубы имеют следующие конструктивные элементы: внутреннюю герметизирующую оболочку, выполненную из полиэтилена низкого давления; внутренний (правый, левый) повив металлокорда или стальной ленты; промежуточную технологическую прослойку; наружный (правый, левый) повив металлокорда или стальной ленты; промежуточную технологическую прослойку; внешнюю защитную оболочку; концевые соединения.
Гибкие трубы предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении не более 4 МПа и температуре до 60 оС.
Содержание сероводорода в транспортируемой продукции не должно превышать 4 % масс.
Полиэтиленовые трубы (ПЭ) используются для строительства подземных газопроводов и водоводов.
2.4Гидравлический расчет трубопровода
При движении жидкости по трубопроводу происходит потеря давления по его длине, это происходит вследствие гидравлических сопротивлений.
Величина потерь давления (напора) зависит от диаметра трубопровода, состояния внешней поверхности стенок (гладкие, шероховатые), количества перекачиваемой жидкости и ее свойств.
Зависимость между путевой потерей напора и расходом жидкости называют характеристикой трубопровода.
Гидравлический расчет выкидных линий добывающих скважин базируется на использовании уравнения Д. Бернулли, записанного от носительно выбранной плоскости сравнения для двух сечений (устье добывающей скважины — вход в сепарационную установку):
g(zу –zс )+ (pу-pс) +(vу 2-v с2) /2= + , (1)
где zу ,zс - соответственно абсолютные величины над плоскостью сравнения устья скважины и сепаратора, м,
ру , рс - соответственно давления на устье скважины и на входе в сепаратор, Па,
vу , vс - со ответственно скорость движения нефти на устье скважины и перед входом в сепаратор, м/с,
- плотность нефти, кг/м3,
-потери давления по длине на течение при движении нефти до сепаратора, Па:
, (2)
где l - длина выкидной линии, м,
dвн - внутренний диаметр выкидной линии, м,
- средняя скорость движения нефти в выкидной линии, м/с
-потери давления на местных сопротивлениях, Па:
/2, (3)
где - коэффициент потерь на местных сопротивлениях,
- потерянная скорость на местном сопротивлении.
Коэффициенты потерь на местных сопротивлениях для различ ных их видов (внезапное расширение или сужение потока, задвиж ки, повороты и т.д.) приводятся в справочниках.
Коэффициент гидравлических сопротивлений рассчитывается по соответствующим формулам в зависимости от режима движения жидкости.
Для простых напорных трубопроводов при течении в них жид костей гидравлический расчет сводится к решению одной из следую щих задач:
ПРОСТОЙ трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов.
Гидравлический расчет для простых трубопроводов сводится к определению одного из параметров:
- расчет пропускной способности трубопровода;
- расчет начального давления;
- расчет диаметра трубопровода, способного пропустить заданный раход;
Задача 1 решается графоаналитическим методом, строится напорная характеристика и при необходимом напоре определяется скорость, Рейнольдс и потери напора Q ReН
Задача 2 решается QvReНР
Задача 3 решается DReHхарактеристика
Если Dисх. не соответствует ГОСТам, то округляют до ближайшего большего
Любой сложный трубопровод можно представить как ряд последовательных или параллельных трубопроводов.
Сложный трубопровод различим диаметром по длине и отводы, при гидравлическом расчете встречаются 4 случая:
- жидкость из раздаточного коллектора отбирается, при этом D = const
- жидкость поступает в коллектор, при этом D изменяется
- жидкость поступает в коллектор, который имеется
трубопровод имеет форму кольца.
Рассчитать давление на устье ру добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальна, местные сопротивления отсутствуют,
- длина выкидной линии – l, м 4000
- внут ренний диаметр линии – d ,м 0,1
- дебит скважины – Q, м3/сут 150
- плотность нефти - рн, кг/м3 880
- давление перед входом в сепаратор рс,МПа 1,5
- вязкость нефти - µ мПа • с 1,5
Решение. Так как выкидная линия горизонтальна, то zу=zс. Учитывая, что диаметр выкидной линии постоянен, vу= vс . Тогда уравнение Бернулли записывается в виде
, (4)
Прежде чем рассчитать определяем скорость движения неф ти:
, (5)
где Q- дебит скважины, м3/сут,
d - внут ренний диаметр линии, м.
Рассчитываем число Рейнольдса:
, (6)
где µ- вязкость нефти, мПа • с,
- плотность нефти.
Так как число Rе =12907 > 2320, то режим турбулентный и ко эффициент гидравлических сопротивлений вычисляем по формуле
, (7)
,
Рассчитываем по формуле (2):
Определяем по (4) давление на устье скважины:
..
Таким образом, давление на устье скважины должно быть равно 1,53 МПа.
3 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
3.1 Техника безопасности и охрана труда при сборе и подготовке нефти и газа
Технологические процессы добычи, сбора, под готовки нефти и таза, их техническое оснащение, выбор сис тем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безо пасность обслуживающего персонала и населения.
Закрытые помещения объектов сбора, подго товки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сбло кированную с системой выключения оборудования, вклю чая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вен тиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соот ветствии с СНиП 11-33-75. Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.
Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.
Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.
Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин - герметичными.
На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, пол ностью соответствующих их нумерации в проектной техно логической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.
Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопо жарной защиты могут вноситься только при наличии норма тивно-технической и проектной документации, согласован ной с организацией - разработчиком технологического про цесса и проектной организацией - разработчиком проекта.
Реконструкция, замена элементов технологической схе мы без наличия утвержденного проекта не допускаются.
Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изоли ровано от действующей схемы установкой заглушек. Уста новка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.
При наличии в продукции, технологических ап паратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других ава рийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воз действия этих веществ.
Оборудование для сбора нефти, газа и конден сата должно удовлетворять требованиям стандартов и техни ческих условий на их изготовление, монтироваться в соответ ствии е проектами и действующими нормами технологическо го проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).
Оборудование и трубопроводы должны осна щаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.
Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубо проводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком.
Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.
. Аппараты, работающие под давлением, осна щаются манометрами, указателями уровня, запорной и пре дохранительной аппаратурой, люками для внутреннего ос мотра, а также дренажной линией для опорожнения.
Электрические датчики систем контроля и уп равления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на примене ние в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанав ливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транс портируемой средой.
Технологические трубопроводы и арматура ок рашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026 ССБТ и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указываю щие направление движения транспортируемой среды.
Промысловые трубопроводы
Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в со ответствии с требованиями «Правил устройства и безопас ной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденных Госгортехнадзором России 02.03.95 г., и «Пра вил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефте промысловых трубопроводов», утвержденных Минтопэ нерго РФ 30.12.93 г.
Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и хи мическому воздействию. Трубопроводы должны быть защи щены от наружной коррозии.
Допускается применение неметаллических трубопрово дов по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.
Изготовление труб различного типа (включая неметаллические) для нефтегазопромысловых трубопроводов должно производиться на предприятиях, имеющих, ответствующую лицензию Госгортехнадзора России.
Трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно-измерительных приборов.
В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.
К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке, предусмотренном «Правилами аттестации сварщиков»), утвержденными Госгортехнадзором России 16.03.93 г.
Контроль качества сварных соединений трубо проводов проводится в соответствии с требованиями действу ющих нормативных документов. Контроль качества и прием ка работ должны включать в себя операционный и визуаль ный виды контроля, обмер, проверку сварных швов методами неразрушающего контроля, а также механические испытания.
Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобиль ными и железными дорогами, технологическими коммуника циями), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.
Трассы газо- и конденсатопроводов (по каждой нитке в отдельности) должны быть обозначены на местнос ти указательными знаками.
В местах пересечения газо - и конденсатопроводами дорог, водных преград, оврагов, железнодорожных путей, на углах поворотов, местах возможного скопления людей, тех нологических узлах газоконденсатопроводов выставляются пре дупредительные знаки и надписи. Для перечисленных и подоб ных мест проектом должны предусматриваться мероприятия, исключающие (уменьшающие) опасность выбросов. Указанные проектные решения должны быть включены в ПЛА, утверж денный техническим руководителем предприятия.
Участки трубопроводов в местах пересечения с авто- и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, обо рудованные в соответствии с требованиями нормативных документов по п. 3,13.6.1 настоящих Правил.
Прокладка наземных и подземных нефтегазокон денсатопроводов через населенные пункты не допускается.
Профиль прокладки должен быть самокомпен сирующимся, либо трубопроводы оборудуются компенсато рами, число и тип которых определяются расчетом и указы ваются в проекте.
В районах, где могут возникнуть перемещения земляных масс под воздействием природно-климатических особенностей, необходимо предусмотреть меры по защите трубопроводов от этого явления.
При почвах, с недостаточной несущей способностью ком пенсирующие мероприятия должны предотвратить повреж дения трубопровода от оседания или поднятия.
При скалистой почве должна быть предусмотрена соот ветствующая оболочка (обшивка) либо укладка балластных слоев, при этом в случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации воз можных аварийных выбросов углеводородов и снижения тех ногенного воздействия на окружающую среду.
Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравличес кого удара.
На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движе нием штока, должны быть указатели, показывающие направ ление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологи ческой схеме.
Запорная арматура нефтегазоконденсатопрово дов (задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, дол жна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия ее без спуска человека в колодец.
Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, должны быть оборудованы обратными клапанами или другими запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток жидкости из скважи ны при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.
Допускается применение дистанционно управляемых запорных устройств, если параметры работы скважины кон тролируются дистанционно и запорные устройства могут быть закрыты с пульта управления скважиной.
Перед вводом в эксплуатацию участок трубо провода или весь трубопровод должен подвергаться очист ке полости и испытаниям на прочность и герметичность. Эти операции проводятся после полной готовности учас тка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной докумен тации на испытываемый объект).
Продувку и испытание нефтегазосборных тру бопроводов (от скважин до дожимных насосных установок или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.
Способы испытания и очистки полости трубо проводов устанавливаются проектной организацией в рабо чем проекте, проекте производства работ.
Перед началом продувки и испытания трубо провода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ.
На территории охранной зоны нефтегазопро водов не допускается устройство канализационных колод цев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ.
Периодичность испытания трубопроводов ус танавливается нефтегазодобывающим предприятием с уче том свойств транспортируемой среды, условий ее транспор тировки и скорости коррозионных процессов.
Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.
Эксплуатация трубопроводов должна осуще ствляться при параметрах, предусмотренных проектом. Из менения в технологический процесс, регламент могут вно ситься только при наличии проектно-сметной документации, утвержденной техническим руководителем предприятия.
Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов при наличии «хомутов» и дру гих устройств, применяемых для герметизации трубопрово дов в полевых условиях.
При профилактических осмотрах нефтегазо проводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.
Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.
Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию неф тегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.
Ревизии нефтегазосборных трубопроводов дол жны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством предприятия.
Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как пра вило, во время проведения ревизии трубопроводов.
Периодический контроль состояния изоляци онного покрытия трубопроводов проводится существующи ми методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем предприятия.
Резервуары
Настоящие Правила распространяются на сталь ные сварные цилиндрические резервуары (РВС) вместимос тью от 100 до 50 000 м3, предназначенные для сбора, хране ния и подготовки сырой и товарной нефти, а также сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласты.
Выбор типа резервуара, его внутренней осна щенности, противокоррозионного покрытия, способа монта жа обосновывается проектом в зависимости от емкости, на значения, климатических условий, характеристики сред, а также с учетом максимального снижения потерь.
Каждый резервуар должен быть оснащен: ды хательными клапанами, предохранительными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сиг нализаторами уровня, манометрами, устройствами для пре дотвращения слива (хлопушами), противопожарным обору дованием, оборудованием для подогрева, приемо-раздаточными патрубками, зачистным патрубком, вентиляционными патрубками, люками (люк световой, люк замерный).
Резервуары, в которые при отрицательной тем пературе окружающего воздуха поступают нефть, вода с тем пературой выше О °С, оснащаются непримерзающими ды хательными клапанами.
Не допускается монтаж резервуаров вместимо стью более 10 000 м3 рулонным методом.
Вертикальные швы первого пояса стенки резер вуара не должны быть расположены между приемо-раздаточными патрубками; швы приварки отдельных элементов оборудования должны располагаться не ближе 500 мм один от другого и от вертикальных соединений стенки, не ближе 200 мм от горизонтальных соединений.
Каждый резервуар должен быть огражден сплош ным земляным валом, рассчитанным на гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара.
Размещение задвижек внутри обвалования не допускается, кроме запорных и коренных, установленных непосредственно у резервуара и предназначенных только для обслуживания данного резервуара.
Колодцы и камеры управления задвижками следует рас полагать с внешней стороны обвалования.
Основание резервуара должно защищаться от размыва поверхностными водами, для чего должен быть обеспечен постоянный отвод вод по канализации к очист ным устройствам.
Сброс загрязнений после зачистки резервуа ров в канализацию не допускается. Сточные воды, образую щиеся при зачистке резервуаров, отводятся по сборно-раз борным трубопроводам в шламонакопители.
Устройство, взаимное расположение и расстояния между отдельными резервуарами и группами должны соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93 «Склады не фти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».
Перед вводом резервуара в эксплуатацию про водятся гидравлические испытания, а также проверяется горизонтальность наружного контура днища и геометрическая] форма стенки резервуара.
Резервуары, находящиеся в эксплуатации, под лежат периодическому обследованию, диагностике, позво ляющей определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара.
4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
4.1 Охрана недр и окружающей среды при сборе и подготовке нефти и газа
В условиях интенсивной индустриализации и химизации народ ного хозяйства проблема окружающей среды приобретает острый характер.
В настоящее время было бы напрасно связывать рост атмос ферного загрязнения с каким-то особым видом индустриальной деятельности, с какой-то конкретной современной технологией. В действительности это — результат воздействия многочисленных факторов, характерных для современной цивилизации: роста про изводства энергии и металлургической промышленности, увеличе ния числа автомобилей и самолетов, сжигание тысяч тонн отходов, большого количества нефтяного газа и т. д.
Основная роль в осуществлении плановой системы мер по ох ране окружающей среды отводится в настоящее время совершенствованию технологии производства, а также максимальному со кращению и утилизации отходов.
При добыче нефти вместе с ней извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровья людей и окружающей живой природы сероводород Н2S и углекислый газ СО2. Содержа ние Н2S в воздухе свыше 3 мг/м3 опасно для жизни людей, а сброс пластовых сильноминерализованных вод в открытые водоемы и реки может привести к полному уничтожению флоры и фауны и, как следствие, истреблению ценных пород рыб. В настоящее время вместе с нефтью на поверхность поступает около' 1 млрд. 200 млн. м3 пластовой воды, которая должна тщательно очищать ся от нефти и снова закачиваться в продуктивный пласт для поддержания в нем давления и увеличения коэффициента нефтеот дачи.
Нефтяные и природные газы, содержащие Н2S и СО2, должны подаваться на специальные очистные установки для получения элементарной серы и сжиженной углекислоты.
Иногда пластовая вода после отделения ее от нефти закачива ется в поглощающие скважины, в этом случае необходимо предусмотреть, чтобы она не контактировала с водами, добываемыми из водоносных горизонтов для хозяйственных и промышленных нужд.
Для предупреждения загрязнения окружающей среды на месторождениях предусмотрено следующие мероприятия:
- герметизация технологических процессов в подготовке нефти, газа и воды;
- комплексная автоматизация технологических процессов , предупреждение возникновения аварийных ситуаций;
- блокировка оборудования и сигнализация при отклонении от нормальных условий эксплуатаций;
- стационарная система пожаротушения;
- оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами со сброса и в специальные емкости, с последующим возвращением жидких продуктов в технологический процесс;
- сжигание газа в аварийных ситуациях на факеле, высота которого обеспечивает рассеивание дымовых газов до приземной концентрации ниже предельно допустимого;
- опорожнение и дренаж с технологических емкостей в закрытую систему;
- отсутствие технологических выбросов в атмосферу, на поверхность земли;
- антикоррозийная защита оборудования и трубопроводов;
- подготовка пластовой воды с последующей закачкой в пласт в систему заводнения;
В аварийных случаях территория, загрязненная продуктами производства нефтью, реагентами должна быть обозначена указателями. После аварийного разлива должна тщательно очищаться от продукта: производится сбор продукта, территория тщательно зачищается. В местах, где это невозможно, участок присыпается чистым грунтом.
Сохранение и охрана природных ресурсов – важнейшая мировая проблема, все более усложняющаяся в связи с урбанизацией общества, интенсивным развитием промышленности.
В республике мероприятия, направленные на охрану окружающей среды, рассматриваются как часть глобальных экономических и социальных мероприятий. Охрана природы и рациональное использование природных ресурсов включаются в планы экономического и социального развития.
Проблема рационального использования и охрана окружающей природной среды – одна из важнейших проблем для нефтедобывающей промышленности. Это связано с тем, что ввод в действие новых нефтяных месторождений, привлечение к нефтедобывающей отрасли больших трудовых ресурсов требует ускоренного решения вопросов оптимизации условий проживания населения районов размещения нефтедобывающих предприятий.
Нефтедобывающая промышленность относится к отраслям, потребляющим огромное количество водных ресурсов на технологические нужды, что в свою очередь приводит к образованию почти таких же количеств сточных вод. Разработка нефтяных месторождений при несоблюдении правил охраны окружающей среды, нарушения технологической дисциплины, а также нерешенности некоторых проблем защиты нефтепромыслового оборудования и коммуникаций от коррозионного разрушения может привести к значительному загрязнению объектов внешней среды не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих территориях. В связи с этим проблема охраны окружающей среды практически существует во всех звеньях бурения, добычи нефти, сбора и транспорта продукции скважин.
При применении ингибиторов на промысловых объектах необходимо предусматривать меры предосторожности по охране здоровья рабочих, предупреждению пожаров и исключению загрязнения окружающей среды исходя из действующих Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.
Основные правила защиты окружающей среды от загрязнения ингибиторами сформулированы в РД-39-1-218-79, РД-39-1-219-79 по технологии применения ингибиторов солеотложения при добыче нефти.
В последние годы были исследованы санитарно-гигиенические и санитарно-токсикологические свойства нескольких десятков различных химических веществ, рекомендованных к использованию в технологических процессах нефтедобычи. При этом установлено, что химреагенты используемые на нефтедобывающих предприятиях при попадании в природные воды оказывают отрицательное влияние на органолептические свойства воды (придают воде запах, привкус, окраску, мутность, образуют пену), самоочищающую способность водоемов, а также оказывают токсическое действие на теплокровные организмы, употребляющие воду, содержащую химреагенты.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Резюмируя результаты курсовой работы можно прийти к выводу о том, что коррозия является одной из важнейших проблем в нефтяной промышленности, приводящая к выходу из строя нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Актуальность данной темы обусловлена увеличением объемов добычи сероводородсодержащей нефти, а также с появлением в продукции скважин высокоминерализованной воды. Для борьбы с коррозией необходимо знать сущность данного процесса, механизмы ее протекания, условия, ускоряющие и замедляющие коррозию металла.
Различают атмосферную, внешнюю и внутреннюю коррозии. В зависимости от соотнесения коррозии к тому или иному виду и выбираются определенные методы борьбы с ней. При этом нужно учесть одно обстоятельство: лишь комплексный подход к проблемам защиты от коррозии труб является надежным и наиболее рациональным путем решения проблемы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Ишмурзин А. А., Храмов Р. А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. - Уфа: УГНТУ, 2003.
Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. – М.: Недра, 1978.
Правила безопасности в нефтяной промышленности. – С.-Пб.,2001.
Проект разработки Илишевского нефтяного месторождения. Договор 4206 (4 книги, 1 папка). Разработан ООО « БашГео Проект». – Уфа 2007.
Технологический регламент на эксплуатацию системы трубопроводов Чекмагушевского ЦДНГ №1. Филиал ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть – Уфа».
Технологический регламент на эксплуатацию УПС «Кадырово». Филиал ОАО АНК «Башнефть» « Башнефть – Уфа» Чекмагушевское УДНГ.
Эксплуатация промысловых трубопроводов. ОАО АНК «Башнефть». Стандарт организации.
98
Методы борьбы с коррозией в системе сбора и транспорта нефти