Анализ работы систем сбора и транспортирования продукции скважин на промыслах НГДУ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

Южно-Сургутское месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь в 20 км к северо-востоку от города Нефтеюганска.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчлененную, неравномерно заселенную равнину, наклоненную на север - к долине реки Обь.

Климат района резко континентальный.

Наиболее крупным населенным пунктом на описываемой территории является город Нефтеюганск. С Южно-Сургутским месторождением он соединен бетонной дорогой. В пределах месторождения имеется несколько деревень (Романовская, Каменный мыс) и железнодорожная станция Островная.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду, расположено в его юго-восточной части. Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур I порядка Западно-Сибирской платформы.

Месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложненный структурными насосами и небольшими куполами. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) угол падения слоев склона составляет 3°50'. Свод оконтуривается на юге и востоке изолинией - "2800", на западе - "2900", на севере - "3000". Амплитуда его 350-500 м. Нефтеносность установлена в отложениях горизонта Б10 (пласты Б110, Б210, Б310) берриас валанжинского яруса, в васюганской свите (пласт Ю1), в тюменской свите (пласт Ю2).

Основные запасы сосредоточены в горизонте Б10 - 95,5%. Запасы юрских отложений невелики Ю1 - 4%, Ю2 - 0,5%. Месторождение по объему запасов относится к разряду крупных, балансовые запасы нефти более 0,5 млрд.т. Размеры месторождения 25*25 км. Общая площадь месторождения - 36690 га. На севере переходит в Западно-Сургутское месторождение. На северо-востоке по горизонту Б10 зоной замещения отделяется восточный участок, ранее относимый к Восточно-Сургутскому месторождению. Анализ морфологии основного горизонта Б10 показывает, что его пласты накапливались в прибрежно-морской зоне бассейна седиментации в момент проявления интенсивных тектонических движений.

Песчаный материал, приносимый с юга (вдоль восточного склона Пимского вала), распределяется таким образом, что наиболее отсортированные осадки значительной мощности накапливались на бортах Южно-Сургутского заливообразного погружения. В прибрежных частях происходило постепенное выклинивание пластов и его глинизация за счет поступления пилитового материала с местных источников сноса. Глубина залегания горизонта 2350 м.

Отложения васюганской свиты (пласт Ю1) на месторождении представлены морскими осадками, приурочены к кровле свиты и развиты не на всей площади. Глубина залегания 2810 м.

Отложения пласта Ю2 накапливались преимущественно в обстановке континентального бассейна, это определило низкие фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Глубина залегания 2800-2850 м.

Анализ материалов большого объема разведочного и эксплутационного бурения выявил сложное строение всех продуктивных горизонтов. Все выделенные пласта литологически неоднородны, наблюдается резкая фациальная изменчивость по разрезу и по площади Ю1 а также изменчивость характера насыщения.

1.2 История освоения месторождения

Южно-Сургутское месторождение разрабатывается с 1976 года

ООО "РН-Юганскнефтегаз".

Месторождение разбуривалось на стыке времен, характеризующимся переходом от редких сеток к более плотным, внедрением жестких систем воздействия. В связи с этим история этого месторождения по-своему уникальна.

Огромный комплекс мероприятий по уплотнению и интенсификации системы воздействия был внедрен на сравнительно ранней стадии разработки и быстрыми темпами.

Месторождение является частью более крупного, на севере переходит в Западно-Сургутское, на поверхности разделяется рекой Обь. Характеризуется большой площадью нефтеносности. Особенностью месторождения является сильная концентрация запасов (96%) в одном горизонте Б10.

Половина запасов сосредоточена в водно-нефтяной зоне, имеют низкую начальную нефтенасыщенность.

Нефтеносность связана с горизонтом Б10 (берриас-валанжинский ярус), пластом Ю1 (васюганская свита), пластом Ю2 (тюменская свита). Отмечается высокая кондиционность запасов, объем непромышленных балансовых запасов всего 0,5%, высокая достоверность, доля категории С1 - 99%.

На месторождении выделено две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки - собственно Южно-Сургутская (доля запасов 96%). Восточный участок (присоединен после утверждения запасов ГКЗ 1989 г., ранее относился к Воточно-Сургутскому месторождению).

С 1968 года в районе действует нефтепровод Усть-Балык-Омск, который располагается в непосредственной близости от месторождения.

Выделена промышленная нефтеносность пластов Б110, Б210, Б310, приуроченных к отложениям валанжина.

В 1985 году в скважине 1259р при опробовании пласта Ю1 получен промышленный приток нефти. Также выявлена на месторождении нефтеносность пласта Ю2, однако продуктивность этой залежи низкая.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

В строении Южно-Сургутского нефтяного месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла. В разряде последнего выделяются отложения юры, мела, палеогена и четвертички.

Палеозойский фундамент.

Породы палеозойского фундамента представлены порфиритами темно-зеленовато-серыми, трещиноватыми и серпентинитами темно зелеными, трещиноватыми с зеркалами скольжения. Максимальная мощность 70 м.

Кора выветривания.

Кора выветривания представлена выветренными брекчевидными миндалекаменными порфиритами темно-серыми, травяно-зелеными с вишнево-бурыми разностями. Возраст коры выветривания принимается условно как триасовый. Мощность коры выветривания 5-16 м.

Юрская система.

В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты, которые несогласно залегают на породах фундамента.

Тюменская свита

Осадки тюменской свиты залегают в основании мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты серые, темно-серые с зеленоватым оттенком. Структура пилитовая, алевролитовая, текстура однорядная.

Алевролиты серые, крупнозернистые, сидеритизированные с глинисто-кальцитовым цементом, с пилитово-алевролитовой структурой. Порода на 70-75 % представлена обломочным материалом, а цемент составляет 30-35 % породы. Цемент глинисто-кальцитовый, поровый.

Песчаники серые, мелкозернистые, алевритистые, аркозовые с кальцитовым цементом. Порода на 60-65 % сложена обломочным материалом алевро-песчаной фракции. Цемент составляет 35-40 % породы. Мощность прослоев песчаника колеблется от 0,5 до 3,5 м. Для пород тюменской свиты характерны: тонкая, горизонтальная, реже косая слоистость, наличие многочисленных растительных остатков. Возраст тюменской свиты датируется нижне-средней юрой. верхней части свиты прослеживается песчаный пласт , представленный песчаниками с аргиллитами. Мощность пласта колеблется от 0 до 30 м.

Васюганская свита

В основании свиты залегает морской пласт черных, местами битуминозных аргелитов с обломками мелких пелиципод, с прослоями, с прослоями сидерита, с галькой кремнистых пород.

К кровле свиты приурочен песчаный пласт. Песчаники, слагающие его, светло-серые до черных, мелкозернистые, алевритистые, полимиктовые, слабо известковые. Мощность пласта 13 м.

Мощность васюганской свиты на Южно-Сургутском месторождении 50 м. Возраст свиты принят от среднего келловея до оксфорда включительно.

Георгиевская свита

Отложения георгиевской свиты согласно залегают на породах васюганской свиты и присутствуют не повсеместно. В сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют. Свита представлена аргиллитами черными с прослоями битуминозных аргиллитов мощностью 2-3 см, с прослоями песчаников и алевролитов серых, кварцево-полевошпатовых и кварцево-глауконитовых. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Мощность пород георгиевской свиты 5 м. Возраст - кимериджский.

Баженовская свита

Свита представлена аргиллитами темно-серыми, черными с коричневым оттенком различной степени битуминозности с линзочками глинистого сидерита, с прослоями органогенных осадков. Мощность свиты 28 м. Возраст свиты - волжский.

Нижнемеловой отдел

Нижнемеловые образования представлены преимущественно глинистыми осадками берриас-валанжинского возраста, объединенными в мегионскую свиту, песчано-глинистыми толщами готерив-баррема, выделяющимися в варшавскую свиту, и глинисто-алеврито-песчаной толщей апт-альба, входящими в состав алымской и прокурской свит.

Мегионская свита

Свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки или толщи. В основании свиты выделяется глинистая пачка подачимовская, сложенная аргиллитами темно-серыми, слабо-слюдистыми с полураковистым изломом. Мощность отложений пачки 50-90 м. Выше залегает ачимовская толща, состоящая из ряда самостоятельных пачек. Продуктивные пласты приурочены к верхней и нижней песчаным пачкам. Нижняя пачка ачимовской толщи имеет наиболее широкое площадное распространение. Сложена она песчаниками мелкозернистыми, разноотсортированными с многочисленными слойками алевролитов

Березовская свита.

Березовская подразделяется на две подсвиты: нижнюю - апоковидную и верхнюю - глинистую. Мощность их соответственно равны 60-80 м и 50-60 м.

Ганькинская свита

Свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми с включениями пирита. Мощность ганькинской свиты от 50 до 60 м.

Талицкая свита

Талицкая свита представлена глинами темно-серыми. Мощность свиты 100-120 м.

Люлинворская свита

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, апоковидными с прослоями алевролитов и включениями глауконита, пирита и сидерита. Мощность свиты 180-200 м.

Чеганская свита

Чеганская свита представлена глинами зеленовато-серыми, вязкими и линзами алевролита. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Алымская свита

В нижней части алымской свиты развиты пески серые, мелко и среднезернистые, а в верхней части - глины с прослоями угля. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Новомихайловская свита

Свита представлена чередованием глин буровато-серых с песками и алевролитами. Мощность новомихайловской свиты от 90 до 110 м.

Туртасская свита

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, вязкими, с редкими прослоями и линзами алевролитов. Мощность свиты от 45 до 50 м.

Четвертичная система.

На разлитой поверхности туртасской свиты залегают пески с прослоями глин. Выше находятся отложения самаровской толщи, сложенной озерно-аллювиальными отложениями, моренными озерно-ледниковыми отложениями, (валунные глины с линзами песков и галечников). Современный аллювий представлен 15 метровой пачкой песков, супесей, суглинков и торфа. Общая мощность четвертичных отложений 70-80 м.

Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур первого порядка Западно-Сибирской платформы. По верхнеюрскому отражающему горизонту "Б" свод оконтурен на юге и востоке изолинией "-2800 м"; на западе "-2900 м" и на севере "-3000 м". Его амплитуда - 350-500 м. Вверх по разрезу амплитуда свода постепенно уменьшается.

Сургутский свод граничит на северо-западе с Надымской, юго-западе - Ханты-Мансийской и юге - Юганской мегавпадинами. На востоке - Ярсомовский прогиб, он отделяется от Нижневартовского свода; на севере - системой небольших впадин от Пурпейского свода.

На западе, на границе Ханты-Мансийской и Надымской мегавпадин, через небольшую седловину Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной.

В пределах Сургутского свода и смежных районов в процессе нефтепоисковых работ выявлены крупные скопления нефти, которые контролируются фациальным замещением вверх по восстановлению нефтеносных пластов с одной стороны и положением зеркала водонефтяного контакта - с другой.

2.2 Продуктивные пласты

Горизонт Б10 расположен на всей площади месторождения. Относится к мегионской свите валанжинского яруса меловой системы. Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки и толщи. Кровля горизонта Б10 четко выделяется по подошве чеускинских глин, которые являются репером, толщина этих глин около 30 м.

Горизонт Б10 представляет собой мощную толщу. Общая толщина горизонта в среднем 60 м, на севере залежи достигает 80 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина 15 м, изменяется в пределах от 2 до 25 м. Песчанистость горизонта - 0,5; расчлененность - 12. Глубина залегания горизонта - 2350 м.

Горизонт имеет сложное строение. При подсчете запасов в его составе было выделено три самостоятельных пласта Б110, Б210, Б310. Залежи пластов Б110, Б210 расположены на всей площади месторождения, имеющей ВНК - 2346 м. Залежь пласта Б310 небольшая на юго-востоке, ВНК - 2363 м.

Пласты Б110 и Б210 отделяются друг от друга глинистой перемычкой толщиной 15-20 м, развитой практически на всей площади структуры. На юго-восточном крыле пласты сливаются. Нижняя часть пласта Б210 опесчанивается. В этом районе к нижней части пласта приурочена локальная залежь нефти с отметкой ВНК отличной от основной залежи, он условно проиндексирован как Б310.

Пласт Б110. Залежь расположена практически по всей площади месторождения. Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования и эксплуатации скважин. На северо-западном крыле ограничена зоной замещения коллекторов. На севере она соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского месторождения, на северо-востоке с залежью Восточно-Сургутского месторождения (Восточный участок).

Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93 % площади). Отметка ВНК - 2346 м. Размер 25*25 км.

Параметры пласта даны в таблице 2.2. Средние показатели не отражают полную картину, т.к. по площади выделяются две зоны, резко отличающиеся по своему геологическому строению.

Северо-западная - зона плохих, юго-восточная - зона хороших коллекторов.

Северо-западная зона имеет значительную площадь 12862 га, что составляет 40 % всей площади залежи. Строение пласта сложное. Прослеживается зональное распространение пласта. На карте видны две широкие полосы с низкими нефтенасыщенными толщинами и зонами замещения. Они протягиваются с северо-востока на юго-запад и имеют такое же направление, как линия замещения пласта на западе.

Вдоль линии замещения и между полосами замещения расположены зоны пласта с хорошими толщинами от 4 до 11 м. К центральной части ширина зон распространения коллектора увеличивается, они сливаются с небольшим пережимом в районе скв. 1012 (толщина 1,8 м).

На профилях, построенных вдоль зон распространения коллектора (рис.2.1), видно, что пласт хорошо прослеживается с севера на юг. В северной и южной частях толщина пласта 5 м, в центральной зоне в районе скважин 1021, 1028, 1029 центральной полосы и в районе скважин 6060, 5227, 994 восточной полосы более 10 м.

Часто к востоку и западу от линии распространения пласт замещается резко. Можно с уверенностью сказать, что выделенная на западе самостоятельная залежь пласта Б210 ни что иное, как зона, распространения песчаников пласта Б110 вдоль западной линии замещения. На рис.2.2. видно, что она соединяется с пластом Б110 по линии скважин 1418-1419-406-657.

Расчлененность пласта вдоль полос небольшая, в среднем - 2,4. В северной части зоны коллекторов расчлененность пласта связана с плотными прослоями, в южной - пласт монолитен. В центральной части толщина пласта возрастает за счет увеличения в подошве. Очевидно, вдоль зон распространения пласт представляет собой песчаное тело, вытянутое в меридиальном направлении.

Проницаемость по северо-западной зоне изменяется от 10 до 100 мД, пористость от 18 до 24 %, нефтенасыщенность по геофизике 0,61.

Юго-Восточная зона. Площадь зоны 19944 га или 61 % всей площади залежи. Пласт на основной части площади представляет сравнительно монолитную толщу.

Песчанистость - 0,64, эффективная толщина - 8 м, пористость изменяется от 22 до 26 %, в среднем 24 %, проницаемость - от 120 до 400 мД, в среднем 284 мД. Нефтенасыщенность высокая по геофизике - 0,68.

В северной части строение пласта более сложное. Здесь толщина небольшая 4-6 м. К югу нефтенасыщенная толщина пласта увеличивается достигая 16 м. В северной части встречаются протяженные плотные прослои толщиной 1-2 м. На большей части площади в разрезе пласта выделяются два прослоя, разделенных глинистой перемычкой.

Толщина глинистого раздела между прослоями с севера на юг уменьшается. В первом блоке она составляет 4 м, в третьем 2-3 м, в четвертом 1-2 м, в пятом и шестом практически отсутствует.

В северной части основную толщину имеет подошвенный слой 6-7 м, кровельный 2-3 м. На севере толщина верхнего слоя увеличивается. В районе 3, 4 блоков прослои равнозначны по толщине по 6 м и более.

В целом по юго-восточной зоне пласт достаточно однороден, нет зон слоистого переслаивания. Об этом говорят и параметры неоднородности: послойная неоднородность 0,482, зональная неоднородность - 0,479, расчлененность - 2,9, параметр Я - 0,062, параметр r - 0,033.

Пласт Б210 представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородную по площади и разрезу. О сложности строения пласта говорят его параметры:

песчанистость - 0,48

расчлененность - 9,5

толщина проницаемости прослоя - 2 м.

Для пласта Б210 характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами. От пласта Б110 отделяется глинистой перемычкой, мощность которой изменяется от 0 до 20 м. На основной части площади раздел мощный. На западном крыле отмечается зона полной глинизации песчаных отложений пласта.

На юго-западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений пластов Б110 и Б210. Пласты представляют собой единую гидродинамическую систему с единым ВНК.

Тип залежи - пластовая, сводовая, размеры 19,7*20,5 км. ВНК - 2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75 % площади). Пласт имеет представительную нефтенасыщенную толщину, в среднем 9 м, однако существенная доля запасов находится в отдельных линзах или тонких прослоях.

Еще одной существенной особенностью пласта Б210 является его низкая начальная нефтенасыщенность - 0,55 в чисто нефтяной зоне, 0,53 - водонефтяной зоне.

В центральной части и на север до границы с Западно-Сургутским месторождением пласт Б210 разделяется на две толщи. Нижняя толща, в дальнейшем именуемая Б2(3)10 , отделяется от основной мощным глинистым прослоем от 4 до 15 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи Б2(3)10 колеблется от 1 м до 19 м, Средняя 5,4 м. Размер данной залежи 8,2*7,2 км. Залежь водоплавающая, начальная нефтенасыщенность низкая. По разрезу и по площади пласт Б2(3)10 неоднороден. В основном залегает в виде сравнительно узких полос, вытянутых с севера на юг. Часто встречается в виде отдельных линз. Толщина узких полос достигает 15 м. Расчлененность варьирует от 3 до 10, в среднем до 5.

Между пластами Б210 и Б2(3)10 встречаются тонкие линзовые прослои. Пласт Б2(3)10 на продольных профилях хорошо прослеживается с севера на юг. На поперечных ограничен зонами замещения с запада и востока. Это говорит о его мередиальном распространении узкими полосами.

Пласт Б2(3)10 на Западно-Сургутском месторождении был выделен как Б11. На Южно-Сургутском месторождении самостоятельно не испытывался. На Западно-Сургутском на пласту Б11 были пробурены самостоятельные скважины. Показатели работы этих скважин плохие. Всего по Западно-Сургутскому месторождению в добыче на Б11 перебывало 43 скважины. Практически все они (93 %) малодебитные с дебитом от 1 до 7 т/сут., только три имеют дебит более 10 т/сут. (скв. 1569, 1577, 1582), средний дебит нефти около 5 т/сут.

Результаты эксплуатации пласта Б11 позволяют нам оценить добывные возможности пласта Б2(3)10 Южно-Сургутской площади как малоперспективные. Что касается самого пласта Б210 назовем его Б2(2)10, он отличается сильной изменчивостью. Относительно монолитное строение он имеет в центральной зоне в районе III, IV блоков. На юге пласт имеет расчлененное строение, на севере, северо-западе тонкослоистое.

Если посмотреть на карту нефтенасыщенных толщин, на ней нет зон замещения. Однако по разрезу прослой часто имеют прерывистое строение. Протяженность прослоев различная, некоторые прослеживаются на расстоянии 3-4 скважин, некоторые встречаются в отдельных скважинах.

Только незначительная по толщине часть пласта (около 5 м) прослеживается на основной части площади. Это осложняет вовлечение в разработку всей толщины пласта.

Линзовое строение часто имеет подошвенная часть пласта. В кровле пласта часто встречается тонкослоистое строение. В центральной части залежи на западе выделяются два достаточно выдержанных прослоя, толщиной 6-8 м. Верхний прослеживается практически по всей площади с запада на восток, нижний осложнен зонами замещения к оси структуры замещается.

По оси структуры нефтенасыщенная толщина небольшая 4-6 м. К востоку от центра толщина увеличивается до 12-16 м. На востоке центральной зоны пласт сравнительно однороден. Здесь мощная монолитная толща изрезана тонкими глинистыми прослоями толщиной 0,4-1 м. Толщина песчаных прослоев от 2 до 6 м. В шестом блоке нефтенасыщенная толщина уменьшается. Запасы контактные с мощной толщей воды.

На юго-востоке пласт Б210 сливается с пластом Б110 в мощную однородную толщу. Интересно уменьшение нефтенасыщенной толщины к оси структуры.

Пласт Б310. Залежь пласта Б310 выделяется на юго-востоке месторождения. Она изолирована от основной залежи. Отметка ВНК в этом районе 2363 м, что на 17 м ниже отметки ВНК по основной залежи. Залежь водоплавающая. Отсутствует глинистый раздел между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями. Запасы контактные с мощной толщей воды.

Общая толща пласта 43 м, эффективная в среднем 24 м, нефтенасыщенная толща 8,6 м. Залежь небольшая. Размер залежи 4,1*6,4 км. Фильтрационные свойства пласта близки к пласту Б210. Промышленная нефтеносность доказана результатами эксплуатации скважин. Залежь пласта Б310 является самостоятельным объектом разработки. Объект Б310 представляет собой монолитный пласт, в котором местами встречаются глинистые и плотные прослои толщиной до 1 м, от верхнего Б1+210 отделяет перемычка от 4-х до 8-ми метров глин.

Пласт Ю1 стратегически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллитов, толщиной до 1 м. Сильная глинизация обусловила низкие емкостные свойства коллекторов, что привело к отсутствию залежи на своде структуры. В то же время улучшение коллекторских свойств на юго-восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти, несмотря на более низкие гипсометрические отметки. Водонефтяной контакт по залежи Ю1 с учетом данных по опробованию и комплекса ГИС принят на отметке - 2787 м.

Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5*5,2 км. Общая толщина пласта 16 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м (абс. отметка - 2787 м). Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренным скважинам изменяется от 1,4 м до 20,6 м. Средняя по залежи 8,2 м. Расчлененность пласта средняя. Коллектор характеризуется изменчивостью, от монолитного строения до сильно расчлененного. Фактический дебит по эксплутационным скважинам в среднем 33 т/сут. соответствует полученным при опробовании разведочных скважин 36 т/сут.

Опыт разбуривания аналогичного пласта на Фаинском месторождении говорит о сложности его строения. Возможны зоны замещения и зоны резкого увеличения толщины.

Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность 0,535 %, подстилается подошвенной водой. Водоносная толща , подстилающая пласт, имеет значительную толщину от 4 до 10 м. Глинистый раздел от водоносной толщи, в основном, незначительный - от 0,4 до 1,5 м. Водонефтяное строение залежи подтверждают данные эксплуатации скважин. Скважины вводятся с обводненностью до 56 %. В среднем обводненность новых скважин в 1990 году - 17 %.

Пласт Ю2 относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен перслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40 м. Общая мощность свиты 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м. Пласт Ю2 подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1,0 до 8,6 м, в среднем составляет 3,9 м. Выделяются три отдельные залежи нефти, разделенные зонами замещения и водонасыщенным коллектором. Нефтенасыщенная толщина Ю2 вскрыта в 22 скважинах, из них в 8 скважинах менее 3 м, в 14 скважинах менее 5 м и только в 3 скважинах нефтенасыщенная толщина превышает 7 м. Эти скважины расположены в центральной части залежи. Минимальная толщина пласта 1,2 м в скв. 1252, расположенной на востоке залежи, 1,0 м в скв. 1172 на западе залежи. По результатам испытания в ней получена пленка нефти при дебите воды 29 м3/сут. Залежь недоразведана, внешний контур нефтеносности достоверно не определен.

Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости - 0,16, коэффициент проницаемости - 9,8 мкм2.Часть запасов залежи отнесена к забалансовым. Нефтенасыщенность пласта Ю2 доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти, скважины , испытанные на пласт Ю2, практически "сухие". Дебит нефти более 5 м3/сут. имеют лишь три скважины: № 1251 - 8,2 (нефтенасыщенная толщина 5,2 м), № 1253 - 6,82 (нефтенасыщенная толщина 4,3 м), № 6067 - 17,9 (нефтенасыщенная толщина 3,6 м). Испытание скважин проводились пластоиспытателем.

Восточный участок. Пласт Б110. На восточном участке нефтенасыщенность связана только с пластом Б110. Залежь небольшая по размерам 6*7 км. На западе от Южно-Сургутской площади залежь отделена обширной зоной замещения. На востоке и юго-востоке ограничена зоной замещения. Пласт маломощный, средняя толщина 4 м. В основном, пласт в разбуренной части по толщине выдержан 4-5 м. На северо-востоке на небольшой площади нефтенасыщенная толщина пласта увеличивается до 7-9 м за счет нефтенасыщения пласта Б210. На юге нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается до 1-3 м. В основном пласт представлен переслаиванием песчаников и глинистых прослоев. Толщина песчаных прослоев от 0,4 до 3 м. Глинистых прослоев от 0,4 до 2 м. При подсчете запасов залежь отнесена к чистонефтяным, однако от нижнего водоносного пласта раздел небольшой 1-4 м, в связи с этим показатели разработки залежи близки к водонефтяным. Мощность нижнего водоносного пласта 3-10 м. Пласт имеет хорошие коллекторские свойства L пс 0,8-1, Pп 10-20 Ом.м. В зоне нефтенасыщения пласта нефтенасыщенность пониженная Pп 8-9 Ом.м. Продуктивность пласта высокая, средний удельный дебит 7-8 т/сут.н.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газа

В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Южно-Сургутском месторождении проведен большой объем исследований поверхностных и глубинных проб нефти в специализированных лабораториях.

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (для горизонта БС10 - 23 мПа, ЮС1 - 30 мПа, ЮС2 - 31 мПа) более чем в два раза превышающие давление насыщения. Пластовая температура достигает для пласта БС10 - 70°С, для пласта ЮС1 и ЮС2 - 80 - 90°С, что соответствует нормальному градиенту температур. Газосодержание для пласта БС10 в среднем составляет 50 м3/т. Нефть в пласте тяжелая, плотность - 822 кг/м3.Нефть пласта ЮС1 более легкая - плотность 770 кг/м3 и имеет повышенное газосодержание (82 м3/т). Нефть пласта ЮС2 также легкая (плотность 790 кг/м3) и газосодержание - 71 м3/т.

Для пласта БС10 молярная доля метана в пластовой нефти составляет 27,7%, молекулярная масса нефти 179. Для бутанов и пентанов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, содержание легковых углеводородов составляет всего 5,54%.

Нефть пласта ЮС1 более легкая, молекулярная масса - 132, молярная доля метана 23%. Для бутанов и пентанов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами.

Для пласта ЮС2 молекулярная масса нефти - 148, молярная доля метана 23,6.

Товарная характеристика нефти следующая:

для пласта БС10 дегазированная нефть средней плотности (879 кг/м3), вязкая (34,7 мПа*С), смолистая (9,3 %), парафинистая (3,6 %), сернистая (1,6 %);

для пласта ЮС1 дегазированная нефть средней плотности (850 кг/см3), вязкая (31 мПа), смолистая (10,5 %), парафинистая (3,3 %), сернистая (1,6 %).

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Южно-Сургутского месторождения

На Южно-Сургутском месторождении выделяются две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки. Собственно Южно-Сургутская площадь, разбуриваемая с 1976 года и Восточный участок, разрабатываемый с 1986 г.

По Южно-Сургутскому месторождению имеется несколько проектных документов по горизонту Б10. На разработку пласта Ю1 составлен один проект пробной эксплуатации. По пласту Ю2 проектных документов не составлялось.

Восточный участок имеет свою историю разработки. До 1989 г. пласт Б10 Восточного участка относился к Восточно-Сургутскому месторождению, история его проектирования связана с проектированием Восточно-Сургутского месторождения. По решению ГКЗ его запасы отнесены к Южно-Сургутскому месторождению, в связи с этим включен в настоящий проектный документ.

По Южно-Сургутской площади были составлены следующие проектные документы:

Технологическая схема разработки первоочередного участка . Утверждена протоколом № 397 ЦКР МНП от 22.11.74 г. Составлена для центральной наиболее разведанной части месторождения.

Технологическая схема разработки 1976 г. была составлена СибНИИНП и является первым проектным документом в целом для месторождения.

Уточненная технологическая схема разработки 1978 г. была составлена по заданию Миннефтепрома. В ней учтено то обстоятельство, что при проведении более точной границы между Западно- и Южно-Сургутскими месторождениями часть скважин (31 добывающая и 14 нагнетательных), предусмотренные техсхемой разработки Южно-Сургутского месторождения, оказались расположенными на территории Западно-Сургутского месторождения.

Уточненная технологическая схема 1981 г. была составлена по решению Коллегии Миннефтепрома в связи с необходимостью обоснования целесообразности разделения одного объекта разработки (горизонт Б10-11) на два самостоятельных. Дополнительная записка к техсхеме 1981 г. уточняла технико-экономические показатели разработки под рекомендованный Главтюменьнефтегазом темп разбуривания месторождения. Утверждена бюро ЦКР МНП с проектным уровнем добычи нефти 11,3 млн.т/год.

В дополнительной записке 1983 г. с целью стабилизации уровня добычи нефти и снижения темпов падения СибНИИНП было рекомендовано пробурить дополнительно 57 скважин, в т.ч. 34 добывающих и 23 нагнетательных на участках расширения площади нефтеносности и прироста запасов.

Дополнительная записка 1984 г. составлена с целью уточнения динамики технологических показателей с учетом вовлечения запасов нефти в краевых зонах.

7.Проект пробной эксплуатации пласта Ю1 Южно-Сургутского месторождения составлен в 1989 г.

Как видно из сказанного выше по Южно-Сургутскому месторождению постоянно шла работа по совершенствованию системы разработки и составления проектных документов.

Наличие большого количества проектных документов на таком крупном, сложнопостроенном месторождении каким является Южно-Сургутское закономерно. По мере разбуривания уточнялось геологическое строение, корректировались проектные решения.



3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

сургутский месторождение скважина разработка

На сегодняшний день Южно-Сургутское месторождение практически полностью разбурено. Основной горизонт Б10 разбурен до контура нефтеносности. Небольшая залежь Ю1 находится в стадии разбуривания. Резервов на размещение дополнительных скважин практически нет. Сетка скважин плотная. Объект 1Б10 - 23 га/скв. (по отдельным ячейкам от 14 га/скв. до 43 га/скв.). Объект 2Б10 - 18 га/скв., в зоне разбуривания плотность сетки 12 га/скв. Система заводнения интенсивная. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1Б10 1:3,2. Зона закачки приближена к зоне отбора (400-700 м).

Фонд работает в основном механизированным способом (87 %). Большая доля совместного фонда - 26 %, в т.ч. 1Б10 - 40 %, 2Б10 - 45 %.

В НГДУ проводится большая работа по поддержанию скважин в рабочем состоянии. Проводятся исследования, изоляционные работы, переводы скважин с одного объекта на другой.

Проектный фонд, по горизонту Б10 составляет 2355 скважин, в том числе: 1521 добывающих, 681 нагнетательных, 70 резервных. Фонд контрольных - 23, водозаборных 10, зависимых - 60.

По пласту Ю1 проектный фонд составляет 133 скважины, в т.ч. 78 добывающих, 35 нагнетательных, 20 резервных.

В настоящее время горизонт Б10 почти полностью разбурен, по пласту Ю1 разбурена центральная часть.

В процессе разбуривания месторождения были изменены проектные положения некоторых скважин. На некоторых участках, главным образом в краевых зонах, было пробурено 104 дополнительные скважины (81 добывающая и 23 нагнетательных). Горизонт Б10 является основным горизонтом на месторождении. Добывающий фонд по нему составляет 1439 скважин, нагнетательный - 423 скважины. По горизонту выделяются два объекта: 1Б10 и 2Б10.

В основном скважины работают мехспособом - 83 % от действующего фонда. Преобладающий способ эксплуатации - ЭЦН.

По объекту 1Б10 основная часть фонда (66 %) расположена в юго-восточной зоне монолитного строения пласта. По объекту 2Б10 основная часть (78 %) расположена в водонефтяной зоне пласта Б210. Пласт Б310 вскрыт в небольшом числе скважин объекта 2Б10 - около 6 %.

Весь фонд на месторождении распределен по четырем цехам. Самый большой цех № 3, к нему относится 37 % фонда, к цеху № 4 - 32 %, к цеху № 5 - 25 %, к цеху № 7 - 6 %.

По пласту Б1 эксплутационный фонд составляет 33 скважины. Все скважины механизированы.

3.3 Контроль за разработкой месторождения

Обязательный комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений призван обеспечить, в пределах возможностей методов и технической вооруженности исследовательских служб, получение достаточной по объему и удовлетворительной по качеству информации, необходимой для решения следующих основных задач контроля и управления процессом разработки месторождений:

1. Проектирование разработки, анализ и авторский надзор за внедрением запроектированных систем разработки;

2. Проектирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) по регулированию осуществляемых процессов разработки;

3. Контроль энергетического состояния залежей;

4. Контроль выработки запасов;

5. Контроль технического состояния скважин и скважинного оборудования;

6. Оптимизация режимов эксплуатации скважин и скважинного оборудования;

7. Оперативное планирование добычи нефти, газа, попутной воды и закачки рабочих агентов по залежам, объектам, участкам и скважинам;

8. Уточнение геологических, гидродинамических моделей разрабатываемых пластов по данным исследования скважин и воспроизведения истории разработки залежей;

Количественная оценка показателей эффективности систем разработки залежей и отдельных технологических мероприятий по регулированию и интенсификации процесса разработки.



4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Применяемое оборудование в системе сбора нефти и газа

Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождений участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС), откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦСП), а газ - потребителю. Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов.

Сравнительно невысокое содержание нефтяного газа обеспечивает его сепарацию в две-три ступени. Сепараторы первой ступени размещаются непосредственно на месторождении, на ДНС.

4.2 Применяемые ГЗУ “Спутник”

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.

На Южно-Сургутском месторождении наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки “Спутник А” и “Спутник Б”.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважин, газового фактора; пульсации потока, способов добычи, состояния разработки месторождения и т.д.

При раздельном сборе безводной и обводненной нефти скважины по очереди подключаются к переключателю ПСМ.

Например, продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию и далее в коллектор безводной нефти, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ. Дебит каждой из этих скважин измеряется как было описано выше, продукция скважин поступает в коллектор обводненной нефти.

Переключение скважин с обводненной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется в ручную.

4.3.Дожимные насосные станции

сургутский месторождение скважина разработка

Продукция скважин с температурой 20єС и давлением 0,6 МПа поступает в сепараторы I ступени (С1, С2), где происходит отделение основного количества газа от нефти. От превышения давления на сепараторах установлены предохранительные клапаны - рабочий и контрольный. Сброс газа при срабатывании контрольных предохранительных клапанов происходит в факельную систему, работающих в атмосферу.

Сепараторы I ступени приняты типа НГС производства НПО “Салаватнефтемаш” обеспечивают максимальную производительность ДНС по жидкости. Запаздывание продукции скважин в аппаратах составляет 5,5 минут.

После сепараторов жидкость поступает на блочную насосную станцию типа НПС, укомплектованную центробежными насосами типа ЦНС (Н1-Н5). Насосные агрегаты выбраны в результате гидравлического расчета “насос-труба” в соответствии с объемами перекачки и необходимым давлением, обеспечивающим транспорт жидкости на Усть-Балыкский ЦПС.

Отбор жидкости насосами из сепараторов регулируется с помощью датчика уровня жидкости в сепараторах и регулирующим клапаном с электроприводом типа УЭРВ.

После блочной насосной станции жидкость поступает на блочную установку оперативного учета нефти (БУУН-0). Данная установка предназначена для автоматического измерения, индикации и регистрации объема , массы нефти и состоит из двух блоков измерительных линий (БИЛ1, БИЛ2). Пройдя учет, жидкость поступает в нефтепровод внешнего транспорта.

Газ первой ступени поступает в газосепаратор (ГС), где освобождается от капельной жидкости, затем через регулирующий клапан и счетчик газа поступает в газопровод. Регулирующий клапан, установленный после газосепаратора (ГС) держит давление сепарации равное 0,6 МПа. В случае аварии на газопроводе весь газ подается на факел. Конденсат из газосепаратора самотеком поступает в трубопровод жидкости после сепараторов (С1, С2).

4.3.1 Установка ввода реагента

Для защиты оборудования ДНС и напорного нефтепровода от коррозии в поток жидкости перед входом в блочную сепарационную установку подается ингибитор коррозии. Для этого предусмотрены две надземные емкости (ЕР1, ЕР2),обеспечивающие месячный запас реагента и блок-бокс насосной дозирования ингибитора с дозировочными насосами (один рабочий, один резервный).

Для предотвращения образования гидратных пробок в газопроводе в поток газа подается метанол из емкости (ЕМ), объем которой обеспечивает 30 суточный запас реагента.



4.3.2 Установка факельная

Для сжигания аварийного сброса газа от технологического оборудования и сжигания газа в случае аварии на газопроводе предусмотрена факельная система.

Газ, который поступает в факельную систему, через счетчик газа попадает в факельный сепаратор (ФС), где освобождается от капельной жидкости, затем сжигается на факеле. Капельная жидкость, осажденная в факельном сепараторе, перетекает самотеком в конденсатосборник (ЕП1) с погружным насосом. Откачка уловленной жидкости осуществляется на вход резервного насоса станции (НПС).

К факельному стволу отдельной линией подводится топливный газ для дежурных горелок и предусматривается подача продувочного газа в факельный коллектор для предотвращения попадания в него воздуха.

4.3.3 Дренажная емкость

Дренажная емкость (ЕП2) предназначена для сбора утечек с насосов, опорожнение трубопроводов и оборудования. Емкость оборудована погружным насосом 12НА 9*4, который подает стоки из дренажной емкости на ввод насосов ДНС.

4.3.4 Нефтегазовые сепараторы

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые ряд преимуществ по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра).

В настоящее время выпускают двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС.



4.4 Блоки дозирования химреагентов

В настоящее время отечественной промышленностью изготовляются блоки дозирования химических реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, солеотложения и т.п.) БР-2,5; БР-10 и БР-25. Предназначены для приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в любой точке трубопровода промысловой системы транспорта и подготовки нефти на участке скважины до установки комплексной подготовки нефти.

Система автоматики обеспечивает программный режим работы шестеренного насоса, регулирование температуры дозируемого реагента, защиту дозировочного насоса при заданных верхнем и нижнем давлении в нагнетательной линии, а также при заданном верхнем значении температуры и нижнем предельном уровне реагента в емкости, дистанционное управление вентилятором, световую сигнализацию.

На установке БР-25 в отличии от установок БР-2,5 и БР-10 технологическая емкость вынесена в автономный блок, а в технологическом отсеке дополнительно смонтированы резервный насос-дозатор, насос для воды и смеситель.

Путем подачи в смеситель в определенных соотношениях воды и концентрированного реагента на установке БР-25 при необходимости можно приготовлять и дозировать водный раствор реагентов.

Приборы контроля и регулирования размещены в укрытом помещении.



5. Специальная часть

5.1 Анализ аварийности в системах сбора нефти

Как показывает практика, промысловые трубопроводы характеризуются высокой аварийностью.

Отказы промысловых трубопроводов наступают в основном из-за внутренней коррозии - 91%; наружной коррозии - 3 %; строительных дефектов - 3%; нарушений правил эксплуатации - 1%; заводской брак - 1%; прочих - 1%.

Эти причины приводят к сокращению нормативного срока службы промысловых трубопроводов и большим затратам на ликвидацию аварий. Основное число отказов из-за коррозии происходит на нефтепроводах с расслоенной структурной формой движения нефти и воды. Коррозионные повреждения большинства трубопроводов сосредоточены, как правило, по нижней образующей трубы, т.е. в той части, которая постоянно или длительное время находится в выделившейся из эмульсии водной фазе.

Анализ статистической информации свидетельствует о том, что, несмотря на принимаемые меры, уровень аварийности трубопроводов систем сбора нефти остается высоким. Амортизационный срок службы трубопроводов систем сбора нефти не достигает 20-летнего нормативного срока.

5.2 Внутренняя коррозия, механизм и причины

Коррозия металлов - это разрушение поверхности металлов в результате химического и электрохимического взаимодействия с агрессивной средой. Термодинамически коррозия металлов возможна в том случае, если в результате коррозионного процесса уменьшается свободная энергия системы, т.е. +F = F2 - F1 < 0, где +F - изменение свободной энергии, F1 - уровень свободной энергии веществ вступающих в реакцию, F2 - уровень свободной энергии продуктов реакции. Более отрицательные значения свободной энергии указывают на большую склонность металла к коррозии и высокую термодинамическую устойчивость продуктов коррозии, положительные - свидетельствуют о невозможности протекания коррозионного процесса, и становиться вероятной обратная реакция - восстановление продуктов реакции до исходного состояния.

Общая коррозия может привести к значительным потерям металла, так как разрушается вся поверхность металла, соприкасающаяся с агрессивной средой. Вместе с тем общая коррозия представляет собой один из наименее опасных видов коррозии при условии, что скорость растворения металла вследствие коррозионных разрушений не превышает норм, определяемых условиями работы оборудования. При достаточной толщине металла коррозия мало сказывается на уменьшении механической прочности конструкции при равномерно распределенных напряжениях по сечению (растяжение-сжатие). Общая коррозия по сравнению с местной легче поддается защите. Иногда для защиты оборудования от общей коррозии достаточно увеличить припуск с целью компенсации потери металла. Защита от местной коррозии требует не только воздействия на контролирующий фактор коррозионного процесса для уменьшения скорости коррозии, но также применения мер для устранения локализации коррозионного разрушения.

Условия коррозионного разрушения нефтегазопромыслового оборудования отличаются особой спецификой связанной с гетерогенностью, добываемой из скважины продукции. Соотношение углеводородной и водной фаз в продукции может быть различным.

Коррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами углеводородного и водного компонентов системы, их составом, количественным соотношением, наличием растворенных газов (сероводорода, углекислого газа, кислорода), в значительной степени зависит от условий разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, типа скважины, способа добычи, температуры, давления, скорости движения среды и др. Совокупность всех факторов оказывает различное влияние на интенсивность коррозии. При прочих равных условиях решающее влияние на коррозионную агрессивность среды оказывает сероводород. Поэтому принято классифицировать нефтяные и газовые скважины на содержащие и несодержащие сероводород.

Часто сильная коррозия оборудования нефтяных и газовых месторождений наблюдается на границе раздела двух несмешивающихся фаз углеводород - электролит. Быстрому разрушению подвергаются нефте- и газопроводы, донная часть резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, оборудование на установках деэмульгации нефти и др.

5.3 Предлагаемые мероприятия по снижению аварийности

Как показывает практика и проведенный анализ аварий промысловых трубопроводов одна из главных причин выхода из строя нефтепроводов это внутренняя и наружная коррозии (91 и 3,9 процентов соответственно от общего количества аварий нефтесборных коллекторов). Поэтому для снижения аварийности в системах нефтесбора необходимо:

Применять такие технологии, которые обеспечивают снижение коррозионного процесса.

Осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов путем диагностирования.

Одним из способов снижения коррозионного процесса и снижения аварийности в системе нефтесбора является закачка ингибиторов коррозии, веществ, введение которых в небольшом количестве в агрессивную среду тормозит процесс коррозионного разрушения и изменения механических свойств металлов и сплавов. Существует еще один метод защиты трубопроводов от коррозии - катодная защита. Катодную защиту применяют для предотвращения разрушения трубопровода от почвенной коррозии, а также от блуждающих токов. Также для снижения аварийности в системе нефтесбора необходимо осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов путем диагностирования.

5.4 Ингибиторы коррозии, технология их применения

Ингибиторы коррозии - вещества, введение которых в небольшом количестве в агрессивную среду тормозит процесс коррозионного разрушения и изменение механических свойств металлов и сплавов.

Широкое применение ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности объясняется тем, что в процессе добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды оборудование и сооружения, изготовленные в основном из конструкционных углеродистых сталей, эксплуатируются в условиях агрессивных коррозионных сред.

Эффективность защитного действия ингибитора определяют на основании результатов лабораторных или промысловых испытаний по уравнению:

где:

Кm - скорость коррозии металла в коррозионной среде, не содержащей ингибитора, г/(м2*ч);

Кmз - скорость коррозии металла в тех же условиях, но при наличии в среде ингибитора, г/(м2*ч).

Коэффициент ингибирования определяется по уравнению

Изменяя скорость коррозии, ингибиторы влияют на кинетику электрохимических реакций. По этому признаку ингибиторы делятся на анодные, катодные и смешанные (рис. 5.6).

Осложнение технологического процесса при использовании многих органических ингибиторов - это вспенивание технологических жидкостей при очистке газа с помощью моноэтаноламина или осушке его диэтиленгликолем, а также стабилизация эмульсий, образованных водой и углеводородным конденсатом Например, ингибитор И-25-Д не уступает по защитным свойствам ингибитору ВИСКО-904, но не увеличивает вспенивание технологических жидкостей при сероочистке природного газа и стабильность эмульсии метанола в углеводородном конденсате.

Учитывая эти и некоторые другие недостатки, к ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности наряду с общими требованиями: высокой эффективности защиты (не менее 80%), экономической целесообразности их применения, нетоксичнсти, взрыво- и пожаробезопасности, стабильности сырьевой базы, предъявляются специальные требования, связанные со спецификой этих отраслей промышленности.

5.5 Сущность и принципиальная схема катодной защиты

Катодную защиту применяют для предотвращения разрушения трубопровода от почвенной коррозии, а также от блуждающих токов при нецелесообразности использования электродренажной защиты.

При катодной защите отрицательный полюс источника постоянного тока подключают к трубопроводу, а положительный - к искусственно созданному аноду-заземлению. При включении источника тока электрическая цепь замкнется через почвенный электролит и на оголенных участках трубопровода в местах повреждения изоляции начнется процесс катодной поляризации. В простейшем случае получают трехэлектродную систему.

...