Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Основные сокращения и обозначения
• Введение
• Глава 1. Исходные данные Арланского месторождения
• 1.1 Общие сведения о районе работ
• 1.2 Назначение и общая характеристика системы сбора и подготовки нефти
• 1.3 Принципиальная схема сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Арланского ЦДНГ №3
• 1.4 Свойства, состав нефти, газа и воды Арланского месторождения. Свойства нефти Арланского месторождения
• 1.5 Постановка цели и задач проекта
• Глава 2. Анализ аварийности промысловых трубопроводов и повышение эффективности ингибиторной защиты от коррозии
• 2.1 Виды коррозии трубопроводов
• 2.2 Коррозионные процессы связанные с образованием гальванических пар между сульфидсодержащими осадками и металлом
• 2.3 Влияние герметичности системы нефтесбора на интенсивность осадкообразования и коррозию оборудования
• 2.4 Роль микроорганизмов в процессе осадкообразования в нефтепромысловом оборудовании
• 2.5 Основные направления работ при оценке эффективности коррозионной защиты трубопроводов
• 2.6 Анализ причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, разрабатываемой ОАО «Белкамнефть»
• 2.7 Анализ скорости коррозии трубопроводов системы ППД по ОАО «Белкамнефть»
• Глава 3. Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии
• 3.1 Ингибиторная защита трубопроводов от коррозии
• 3.2 Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов по Вятской площади Арланского месторождения
• 3.3 Повышение эффективности ингибиторов коррозии
• 3.4 Внедрение комплексно действующих реагентов
• 3.5 Повышение эффективности ингибиторной защиты трубопроводов
• 3.6 Расчет обработки выкидных линий скважин ингибитором коррозии
• 3.7 Выводы и предложения
• 3.8 Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов по Арланскому УДНГ
• 3.8.1 Анализ показателенй по Арланскому ЦДНГ №3 за 2008 год
• 3.8.2 Технология подавления сульфатвосстанавливающих бактерий введением комплексно-действующего реагента на начальных участках системы нефтесбора
• 3.8.3 Технология обработки бактерицидом пластовой воды на установках ее предварительного сброса и ее оптимизация
• 3.8.4 Оптимизация количества точек ввода химреагентов на контуре оборота пластовой воды
• Глава 4. Безопасность и экологичность проекта
• 4.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность
• 4. 2 Общие требования техники безопасности
• 4.3 Организация промышленной безопасности в ОАО «Белкамнефть»
• 4.4 Охрана окружающей среды
• Глава 5. Расчет технико-экономических показателей
• 5.1 Аннотация
• 5.2 Расчет сметы затрат на закачку ингибитора Азимут - 14
• 5.3 Расчет сметы затрат на закачку вспененной композиции
• 5.4 Расчет экономического эффекта от применения вспененной композиции для защиты от коррозии и солеотложений
• Выводы и предложения
• Заключение
• Список использованных источников

Основные сокращения и обозначения

УКПН - установка комплексной подготовки нефти

РВС - резервуар вертикальный стальной

ТВО - трубный водоотделитель

КНС - кустовая насосная станция

БКНС - блочная кустовая насосная станция

УДНГ - управление добычи нефти и газа

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка

ЦНИПР - цех научно - исследовательских работ

НГДУ - нефтегазодобывающее предприятие

ППД - поддержание пластового давления

ППН - перекачка и подготовка нефти

ОПИ - опытно - промысловые исследования

МОП - межочистной период

СВБ - сульфат- восстанавливающие бактерии

ГЭС - гидроэлектростанция

СНиП - санитарные нормы и правила

РД - руководящие документы

ПБ - Правила безопасности

ГОСТ - государственные стандарты

АНУ - Арланское нефтепроводное управление

ППР - проект производства работ

ПДК - предельно допустимая концентрация

ГУП - государственное унитарное предприятие

ФОТр - Фонд оплаты труда рабочих

нефть аварийность ингибиторный коррозия

Введение

Одним из крупных добывающих районов Урала-Поволжья является Башкортостан, где сосредоточены большие запасы нефти. Немалая роль в развитии нефтегазодобывающей промышленности отводится коллективу филиала ОАО АНК «Башнефть» НГДУ «Башнефть-Янаул». С 2005 года в состав филиала входят Краснохолмское, Арланское, Южарланское управления по добыче нефти и газа.

Коррозионные поражения нефтепромыслового оборудования в Арланском УДНГ принимают глобальные масштабы во всей технологической инфраструктуре разрабатываемых залежей. Эта проблема является одной из наиболее актуальных при эксплуатации всех месторождений. Об ее важности свидетельствуют многочисленные преждевременные инциденты, аварии промысловых трубопроводов различного диаметра и назначения, а также отказы и снижение ресурса работы нефтепромыслового оборудования и сосудов, работающих под давлением. Результатом являются несанкционированные недоборы нефти, связанные с вынужденной остановкой скважин, дестабилизация разработки, колоссальные затраты на ремонт или замену элементов инфраструктуры, на восстановление фонда скважин. Причина разлаженности в технологическом процессе добычи, промысловой подготовке, транспорте добываемой продукции, а также в системе ППД заключается в том, что уже длительное время в водоводах используются смеси утилизируемых попутно добываемых вод, поступающих на ППН со всех месторождений данного нефтедобывающего региона [1]. При отмечаемом приросте обводненности было установлено появление сероводорода как в добываемом газе, так и в пластовых водах, а также в водонефтяной эмульсии. Это вызвало необходимость проведения исследований по выявлению этиологии поступающего сероводорода. На начальном этапе разработки месторождений сероводород отсутствовал. Результаты выполненных исследований показали, что сероводород мог поступать с пластовыми водами серпуховского горизонта, а также образовываться по механизму сульфат редукции, связанной с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). В процессе исследований по определению микрозараженности месторождений, превышающей 85%, становится очевидным биогенное происхождение сероводорода.

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

Современное нефтегазодобывающее управление (НГДУ) располагает большим и весьма разнообразным хозяйством. В его состав входят многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор и подготовку нефти к транспорту, сбор, очистку и утилизацию нефтяного газа, подготовку к закачке в пласт пластовых вод, а также вспомогательные системы и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, средства транспорта и т. д.

В дипломном проекте рассмотрены вопросы повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов в системе сбора скважинной продукции Арланского месторождения.

Глава 1. Исходные данные Арланского месторождения

1.1 Общие сведения о районе работ

Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу от г.Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии[19]. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывает месторождение ОАО «АНК «Башнефть» филиал «Башнефть - Янаул», в частности, Арланское УДНГ (Арланская площадь), Южарланское УДНГ (Новохазинская площадь), “Чекмагушнефть” (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь).

Основными видами их деятельности являются:

- добыча нефти и газа и их подготовка;

- обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин,

- устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов;

- производство и реализация пара и воды;

- участие в разработке современных технологий по повышению нефтеотдачи пластов;

- строительство, реконструкция и расширение нефтяных месторождений, капитальный ремонт объектов нефтедобычи;

- выполнение работ, оказание услуг (в том числе предоставление сторонним организациям за плату во временное пользование (временное владение и пользование) по договору аренды с целью извлечения прибыли;

- оказание услуг по социальной поддержке пенсионеров без цели продажи и извлечения прибыли;

- техническое обслуживание и ремонт газового оборудования, газопроводов;

- монтаж (пуско-наладка) объектов газового хозяйства;

- строительство объектов газового хозяйства;

- другие виды хозяйственной деятельности, не запрещенные действующим законодательством.

В филиал «Башнефть-Янаул» ОАО «АНК «Башнефть» входят 17 цехов добычи нефти и газа, три цеха поддержания пластового давления, цех научно-исследовательских и производственных работ, цех подготовки и перекачки нефти, участок сбора, подготовки и транспортировки газа.

Основным видом деятельности является добыча нефти. За 2008 год на 17 нефтепромыслах, расположенных на 9 административных районах Башкортостана, добыто 5456.6 тыс. тонн нефти при плане 5446,4 тыс.тонн. Добыча нефти осуществляется преимущественно механизированным способом с применением комплекса технологических и производственных процессов на 28 лицензионных месторождениях ОАО «АНК «Башнефть».

Нефть, добытая на полученных в пользование лицензионных участках ОАО «АНК «Башнефть», передается по внутрихозяйственному обороту в ОАО «АНК «Башнефть» по фактической себестоимости согласно Учетной политике.

Нефть, поставляемая на производственно-технологические нужды (расход на топливо для промысловых котельных, печей, установок подготовки нефти; безвозвратный расход на текущий подземный и капитальный ремонт скважин; расход нефти промысловыми мастерскими, обслуживающими исключительно нужды добычи нефти и газа, расход нефти для целей повышения нефтеотдачи пластов и др.), передается в рамках действия договора подряда на оказание услуг (выполнение работ) по добыче нефти без передачи права собственности с соответствующим оформлением первичных документов. На собственные нужды израсходовано 3346 тонн нефти. На основании договоров с разрешения ОАО АНК «Башнефть» реализовано сторонним организациям 1279 тонн нефти и получена прибыль 5303 тыс. руб.

В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р.Белой и р.Кама.

Район месторождения протяженностью 120км промышленно обустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама - до отметки 66-68 м. По р.Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г.Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.

Основные нефтеносные площади расположены в северо-западной части Башкирии в междуречье рек Кама и Белой. Эта местность является наиболее пониженной частью территории Башкирии и называется Бельско-Камской низменностью. Рельеф равнинный с отметками от 68 м до 85 м над уровнем моря. На общем фоне равнинного рельефа, в восточной части резко выделяется небольшой приподнятый участок, расчлененный овражно-балочной сетью.

Климат на территории средне континентальный температура в холодные месяцы года падает до минус 40⁰С, в теплое время года поднимается до плюс 40⁰С, зима продолжительная, холодная с резкими ветрами и большим количеством осадков

По данным метео-постов Янаула и Калтасов:

1. Абсолютный минимум температуры - 41 ^оС

2. Абсолютный максимум температуры + 38 ^оС

3. Среднегодовая температура +1.8 ^оС

4. Продолжительность холодного периода 196 дней

5. Преобладающее направление ветра южное и юго-западное

6. Средняя скорость ветра 2.6 м/час

7. Среднее количество осадков 482 мм

1.2 Назначение и общая характеристика системы сбора и подготовки нефти

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования но трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода (гористый рельеф местности), а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения[6].

Получение товарной продукции называют подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания (деэмульсации) и обессоливания нефти, очистку сточной поды от эмульгированной нефти и механических примесей (шлама), а также осушку (от водяного пара) и очистку (от сероводорода и диоксида углерода) нефтяного газа. Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы (отсутствие перекачки воды как балласта на нефтеперерабатывающий завод и обратно для возврата в пласт), предотвратить образование стойких эмульсий («старение» эмульсий), не допустить гидратообразования в газопроводах, сохранить приемистость водонагнетательных скважин, уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового, магистрального и заводского оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, газа и воды. В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:

1) предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракции нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;

2) отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;

3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом;

4) высокие технико-экономические показатели работы.

На сооружение объектов и коммуникаций системы сбора и подготовки нефти расходуется около 50 % капитальных вложений, выделяемых нефтяной промышленности. Использование оборудования в блочно-комплектном исполнении сокращает затраты почти в 2 раза, ускоряет ввод в разработку месторождения на 3-4 года, позволяет избежать потерь нефтяного газа и некондиционной нефти. Оно обеспечивает также возможность полной автоматизации технологического процесса, гибкость и маневренность в наращивании или сокращении мощностей (монтаж и демонтаж отдельных блоков) для учета динамики добычи нефти и жидкости, обводненности продукции во времени. Уменьшить затраты можно своевременным ремонтом нефтепромыслового оборудования, внедрением современных технологий, в том числе сварочных работ. Оптимизация промыслового обустройства обеспечивает уменьшение капитальных вложений на 10-15%.

1.3 Принципиальная схема сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Арланского ЦДНГ №3

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования но трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением, разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода (гористый рельеф местности), а также (при необходимости) создаваемого насосами. Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения [19].

В настоящее время сбор и подготовка нефти - не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти. Современная система нефтегазосбора и подготовки - это сложный комплекс трубопроводов, блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна также обеспечить:

1) предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракции нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки;

2) отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды;

3) надежность функционирования каждого звена и системы в целом;

4) высокие технико-экономические показатели работы.

Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим нагрузкам. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.

Прокладка наземных и подземных нефтегазопроводов через населенные пункты не допускается.

Ревизия нефтегазосборных трубопроводов проводится не реже чем 1 раз в восемь лет. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

Технологическая модель системы сбора скважинной продукции Арланского УДНГ состоит из нескольких участков (рис.1.1).

Рисунок 1.1 - Технологическая схема системы сбора скважинной продукции Арланского УДНГ.

1. Участок от скважины, (куста скважин), до АГЗУ;

2. Участок от АГЗУ до нефтесборного коллектора второго порядка;

3. Участок от нефтесборного коллектора второго порядка до установки предварительного сброса попутнодобываемой воды, (УПС, ТВО);

4. Участок от УПС,ТВО до установки комплексной подготовки нефти и газа, (УКПН «Шушнур», для АЦДНГ №1,6 участок до НСП «Ташкиново»);

5. Участок от УКПН «Шушнур» до ППСН «Калтасы»;

Рассмотрим систему сбора скважинной продукции (рис.1.2) на примере Арланского ЦДНГ №3, который ведет эксплуатацию Ашитской площади Арланского месторождения и Саузбашевского нефтяного месторождения.

В состав системы сбора Арланского ЦДНГ №3 входят три УПС: УПС №16, УПС №3 и УПС №1 в состав которого входят два ТВО: ТВО №1 и ТВО №5 каждых из которых имеет свою системы сбора. Схемы сбора УПС по направлениям представлены на рисунке № 3.



Рисунок 1.2 - Обзорная схема сбора продукции скважин по Арланскому УДНГ.

В Арланском ЦДНГ №3 применяются два принципиально различных вида УПС:

1. УПС №1(ТВО №1,5), УПС №3 оборудованы автоматизированными мультифазными насосными перекачивающими станциями с двумя насосными агрегатами А3 2ВВ-63/25-50-25-01.

2. В УПС №16 вместо ТВО, (как в случае с УПС №1,3), применяется ТВГО, (трубный водогазоотделитель), в состав которого помимо ТВО входит еще ТБЕ, (трубная буферная емкость), из которой и производится отбор продукции на прием четырех поршневых насосов различной конструкции, технические данные которых приведены далее.

Бригада д/н №6, (Ашитская площадь Арланского месторождения), обслуживает 317 добывающих скважин из них 81 оборудованная УЭЦН и 236 оборудованных УШГН. Район обслуживаемый бригадой д/н №6 разбит на три участка, продукция скважин с 1-го участка поступает на ТВО №3 входящий в состав УПС №3, (установка путевого сброса воды), продукция скважин второго участка поступает на входящий в состав УПС №1 ТВО №1, (трубный водоотделитель), продукция скважин третьего участка поступает на ТВО №5, также входящий в состав УПС №1.

Бригада д/н №7, (Саузбашевское нефтяное месторождение), обслуживает 177 добывающих скважин из них 27 оборудованных УЭЦН и 150 оборудованных УШГН. Вся продукция скважин обслуживаемых бригадой д/н №7 поступает на ТВГО №16 входящий в состав УПС №16. Принципиальные схемы сбора с местами подачи ингибитора коррозии, деэмульгаторов и мест скорости коррозии представлены на рисунках 1.2 и в приложениях.

1.4 Свойства, состав нефти, газа и воды Арланского месторождения

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м³/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м³/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности [19].

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.

По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %.

В таблице 1.1 дана характеристика нефти различных горизонтов Арланского месторождения.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) С_VI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Вятской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.

Таблица 1.1 Свойства нефти Арланского месторождения

Характеристика нефти	Турнейский ярус	Терригенные отложения нижнего карбона	Каширо-подольский горизонт
Плотность, кг/м3	905	894 - 904	866 - 883
Содержание серы, %	3,42	2,84 - 3,42	2,21 - 2,70
Смол, %	-	15,1 - 15,2	11,5 - 12,5
Асфальтенов, %	-	4,0 - 7,15	4,14 - 4,22
Парафинов, %	-	1,47 - 2,96	1,0 - 1,8
Вязкость при 20 оС, сст	159,4	47,5 - 32,7	13,8 - 26,3
Фракционный состав
до 200 оС, %	12,6	14,6 - 14,8	17,6 - 21,2
200 - 300 оС, %	20,4	18,5 - 19,2	20,3 - 20,5

Таблица 1.2Состав вод пласта С_VI

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

Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.

Осредненные по площадям значения состава газа, полученного в пластовой нефти, приведено в таблице 3.

В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей.

Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.

Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.

Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см³/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0,.3 - 1.5 %.

Таблица 1.3. Компонентный состав газа (%) в пластовой нефти

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

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

1.5 Постановка цели и задач проекта

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

Задачи:

1. Провести анализ условий эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов Арланского месторождения, причин коррозии и видов защиты от коррозии.

2. Рассмотреть вопросы повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов в системе сбора скважинной продукции Арланского месторождения.

3. Предложить наиболее эффективные виды ингибиторов коррозии для условий Арланского месторождения.

4. Сделать технологическое и экономическое обоснование предложенных ингибиторов.

Глава 2. Анализ аварийности промысловых трубопроводов и повышение эффективности ингибиторной защиты от коррозии

2.1 Виды коррозии трубопроводов

Коррозия -- это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз [12]. По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию [8]. Химическая коррозия характерна для сред, не проводящих электрический ток.

Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, т.е. реакций сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.

Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:

1. Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла.

2. Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности.

3. Межкристаллитную коррозию -- характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла). Процесс протекает быстро, глубоко и вызывает катастрофическое разрушение.

4. Избирательную коррозию -- избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.

5. Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.

Среднестатистический срок службы промысловых трубопроводов на месторождениях ОАО «Белкамнефть» составляет 10 лет. Основной причиной отказов и преждевременного выхода из строя трубопроводов является образование по нижней образующей труб "ручейковой (канавочной) коррозии". Физико-химические основы образования "ручейковой коррозии'' пытались объяснить многие исследователи. Одни авторы предполагали, что коррозия металла труб вызывается контактированием с кислой или щелочной водной средой. Однако оказалось, что данная среда, извлекаемая с нефтью из продуктивных пластов, на всех месторождениях относится к слабокоррозионным средам. Другие авторы считали, что коррозия нижней поверхности нефтесборных трубопроводов вызывается образованием кислой среды в трубопроводах при солянокислотной обработке призабойной зоны пласта, возникновением и бурным развитием активнодействующих биоценозов, углекислотным воздействием, наводораживанием и др. Однако независимыми исследованиями эти предположения были опровергнуты [10].

Экспериментально было установлено, что средняя скорость коррозии материала труб в перекачиваемых средах месторождений не настолько велика, чтобы вызывать на нижней образующей труб большое разрушение. Однако дальнейшие исследования показали, что в данном случае происходит относительно быстрое нарушение целостности трубопровода (1 - 2 мм /год) с четко выраженным расположением его вдоль нижней образующей трубы.

На нижнюю и верхнюю поверхности трубы действуют силы, отличающиеся от чисто коррозионного воздействия - на нижнюю больше и на верхнюю меньше. При этом скорость коррозии (разрушения) средней по высоте внутренней поверхности трубы еще меньше.

Доктор химических наук А.А.Гоник (занимающийся проблемами коррозии) и доктор технических наук Г.Г.Корнилов (изучающий вопросы гидродинамики) [6], объединив современные взгляды на процессы коррозии и гидродинамику течения многофазных потоков по трубопроводам, выдвинули предположение, что образование "ручейковой коррозии" по нижней образующей труб трубопроводов связано с эрозийно-коррозионным износом локальных поверхностей нижних образующих труб. С некоторых участков этих поверхностей в трубах в процессе эксплуатации трубопровода происходит постоянное механическое удаление железо-карбонатной пленки [12]. В результате очищенные поверхности переходят в активное электрохимическое состояние. Образование между «обнаженными» участками металла (анод) и остальной поверхностью трубы, покрытой осадком (катод), локальных макрогальванических пар является причиной локального разрушения нижней образующей нефтесборных трубопроводов. Разность площадей сравнительно большого катода и относительно малого анода, но мнению авторов приводит к быстрому разрушению анода и образованию "ручейковой коррозии".

2.2 Коррозионные процессы связанные с образованием гальванических пар между сульфидсодержащими осадками и металлом

С возрастанием обводнённой добываемой продукции скважин повышается содержание сероводорода, ионов двух- и трехвалентного железа в попутно-добываемой пластовой воде. В результате снижения давления и температуры при подъеме на дневную поверхность и транспортировке до пунктов сбора и подготовки добываемой продукции происходит образование осадков комплексного состава, содержащих сульфиды железа во всей технологической цепочке: добывающая скважина - система сбора - система подготовки нефти - система ППД - продуктивный пласт [10]. Наиболее интенсивно процесс образования сульфидожелезистых осадков происходит в добывающей скважине в интервале нахождения глубинного насоса.

Осадкообразование далее продолжается в трубопроводах системы нефтесбора. На тех участках системы нефтесбора, где скорость движения водонефтяной эмульсии небольшая (порядка 0,4 - 0,6 м/с), происходит накопление сульфидожелезистых осадков в нижней части трубопровода. С появлением в составе осадков сульфида железа происходит увеличение количество аварий в системе нефтесбора, связанных со сквозными повреждениями тела трубы.

Изучение характера коррозионного разрушения трубопровода показало, что трубопроводы разрушаются строго по нижней образующей. Пораженные участки имеют глубокие язвы, заполненные многочисленными микробугорками черного цвета, а также дисперсными осадками сульфидов железа.

Под действием сероводорода, присутствующего в перекачиваемой среде, на поверхности металла образуется сульфидная пленка. При изучении электрохимического поведения стали в пластовой воде, содержащей сероводород, было установлено, что сульфидная пленка образуется даже при содержании сероводорода в пределах 2,0 г/л, тормозя восстановление кислорода, ионов водорода и реакцию ионизации железа.

В начальный период сульфидная пленка имеет сплошной характер и достаточную твердость, что обеспечивает некоторые его защитные противокоррозионные свойства. Однако под действием микроорганизмов, со временем, сульфидная пленка становится рыхлой, на ее поверхности осаждаются углеводородокисляющие, железоокисляющие бактерии, которые производят субстраты для активного роста СВБ. СВБ начинают активный рост под сульфидной пленкой, т.к. они строгие анаэробы [11].

По мере роста в объеме и площади осадков сульфида железа в местах его соприкосновения с металлом трубопровода возникает макрогальваническая пара, в которой сульфид железа - катод, а металл - анод. В этой паре на аноде окисляется железо.

Возникновение напряжения вызывает дальнейшее увеличение скорости разрушения металла. Эта скорость может достигнуть значения 5 ~ 10 мм в год.

2.3 Влияние герметичности системы нефтесбора на интенсивность осадкообразования и коррозию оборудования

Технологическая схема сбора жидкости от скважин до нефтесборных парков практически всех месторождений нефти включает сепарационные установки для нефти и воды, которые в свою очередь состоят из технологических емкостей, перекачивающих насосных агрегатов и трубопроводов [21].

Наиболее уязвимыми с точки зрения герметичности технологического оборудования системы сбора месторождения являются стальные вертикальные резервуары и перекачивающие насосные агрегаты СУН, УПС, нефтепарков.

На многих нефтяных месторождениях для перекачивания добываемой жидкости применяются центробежные насосные агрегаты типа ЦНС нормального ряда. Основным недостатком центробежных насосных агрегатов типа ЦНС является возможность поступления воздуха через сальниковый узел со стороны приемного патрубка и перемешивание его с перекачиваемой средой при определенных условиях и режимах его работы.

В предыдущем разделе была отмечена превалирующая роль микроорганизмов в процессе образования осадков сульфида железа. При поступлении через насосный агрегат воздуха и перемешивании его перекачиваемой средой (наличие в избытке кислорода) усиливается образование необходимого для питания СВБ субстрата. Это, в свою очередь, вызывает бурный рост и развитие сульфатвосстанавливающих бактерий. Под действием сероводорода, присутствующего в перекачиваемой среде, на поверхности металла образуется сульфидная пленка[3].

В начальный период сульфидная пленка имеет сплошной характер и достаточную твердость, что обеспечивает некоторые его защитные свойства против коррозии.

Однако под действием микроорганизмов, со временем сульфидная пленка становится рыхлой. На её поверхности осаждаются железоокисляющие и углеводородоокисляющие бактерии (УОБ), которые производят субстраты для активного роста СВБ. СВБ начинают активный рост под сульфидной пленкой, т.к. они строгие анаэробы.

Известно [12], что основными возбудителями аэробной коррозии являются тионовые, нитрифицирующие и железобактерии. Жизнедеятельность первых двух создает условия для накопления серной (Н₂SO₄) и азотной (НNОз) кислот и резкого снижения рН среды. Железобактерии образуют осадки соединений железа (гидроокиси).

Образующиеся агрессивные кислоты концентрируются на поверхности стали, вызывая её коррозионное разрушение.

Следует отметить особую роль осадков сульфида железа. Осадки сульфида железа являются для тионовых, нитрофицирующих и железобактерий своеобразной средой обитания. Без осадков сульфида железа эти бактерии не смогли бы прикрепиться к стали трубопроводов и создавать активный биоценоз.

Под куполом сульфида железа концентрация сероводорода значительно выше, чем в окружающей среде. По мере развития и роста биоценоза с внешней и внутренней стороны осадков усиливается процесс осаждения сульфида железа. Сульфидная пленка становится толще и увеличивается в объеме. Так же возрастает количество тионовых, нитрофицирующих и железоокисляющих бактерий. Возрастает количество субстрата, необходимого для роста СВБ.

Таким образом происходит своеобразная цепная реакция, которая резко усиливает образование агрессивных кислот (HNO₃, NH₃,CO₂). Соответственно усиливается и скорость разрушения стали трубопровода под их воздействием.

Следовательно [6], при разработке мероприятий по снижению процессов образования осадков с сульфидом железа и скоростей коррозионного разрушения трубопроводов систем сбора нефти и ППД на первое место выходит герметизация перекачивающих насосов СУН, УПС, системы ППД.

2.4 Роль микроорганизмов в процессе осадкообразования в нефтепромысловом оборудовании

В результате заводнения нефтяных пластов поверхностными водами в целях поддержания пластового давления месторождения Башкирии, Татарии, Удмуртии и других регионов подверглись заражению микроорганизмами [19]. В продукции скважин этих месторождений содержится значительное количество высокотоксичного и коррозионно - активного сероводорода [14].

Бактериальная микрофлора на нефтяных месторождениях является одной из причин коррозии нефтепромыслового оборудования, способствует закупориванию нефтяного пласта скоплением биомассы бактерий либо продуктами их метаболизма, что вызывает значительное снижение нефтеотдачи пластов. В биоценозе нефтепромысловых вод участвует широкий ряд микроорганизмов, однако к наиболее представительным и наносящим существенный ущерб нефтепромысловым объектам относятся сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ).

Защита нефтепромыслового оборудования от коррозионного разрушения, вызываемого микроорганизмами и продуктами их жизнедеятельности, является важной народно - хозяйственной задачей. Среди факторов, стимулирующих коррозию с участием СВБ, следует отметить сульфиды железа (Fe_xS_y) - основные продукты сероводородной коррозии. Активация коррозии стали СВБ наглядно проявляется в средах, обогащенных ионами железа, которые, осаждая сероводород из среды, заметно повышают количество сульфидов на металле. Бактерии отрицательно влияют на сплошность сульфидной пленки продуктами своего метаболизма, повышают потенциал коррозии.

Наиболее надежными средствами борьбы с микробиологическим заражением продуктивных пластов являются биоциды. К настоящему времени разработан широкий спектр биоцидов, представляющих собой азотсодержащие, кислородсодержащие, галогенсодержащие органические и неорганические соединения.

Отечественной промышленностью разработано и налажено производство эффективных и технологичных биоцидов, таких, как Соницид - 8101, СНПХ- 1002, 1004, Калан и др.

При наличии в добывающих скважинах условий для образования твердых сульфидсодержащих осадков идет постоянное снижение количества ионов железа в результате его расходования на образование сульфидных осадков. Если же прерывать процессы осадкообразования применением композиций химических реагентов или бактерицидов, подавляющих жизнедеятельность СВБ, содержание ионов железа начинает расти, так как нет их расхода на образование сульфидсодержащих осадков[13].

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что динамика среднегодовых и среднемесячных значений суммы ионов двух- и трехвалентного железа в пластовой воде характеризует процессы осадкообразования на конкретных месторождениях, в добывающих скважинах. Можно достоверно и качественно оценить интенсивность жизнедеятельности СВБ и образования твердых сульфидсодержащих осадков, планировать объемы применяемых композиций химреагентов и бактерицидов для снижения процессов сульфидообразования.

2.5 Основные направления работ при оценке эффективности коррозионной защиты трубопроводов

Промышленная безопасность современного нефтедобывающего предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются трубопроводы систем сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Согласно Федеральному закону от 21 июля 1997 г. № 116 - ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», данные объекты относятся к опасным производственным объектам и требуют повышенного внимания к обеспечению их надежности и безотказности.

Аварии нефтепромысловых трубопроводов сопряжены с выбросами в окружающую среду значительного количества вредных веществ, оказывают отрицательное воздействие на окружающую среду, сопровождаются значительными потерями добываемой продукции и металлофонда.

Анализ литературных данных показывает, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов является внутренняя коррозия под действием агрессивной перекачиваемой продукции. В последние годы, в связи с повышением обводненности добываемой нефти и широкого использования методов интенсификации, произошло усиление коррозионной агрессивности перекачиваемой по нефтепромысловым трубопроводам продукции, что привело к значительному росту аварийности в трубопроводных сетях.

В связи с этим решение проблемы повышения безопасности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов во многом зависит от эффективности средств противокоррозионной защиты. Одним из наиболее эффективных и технологичных методов противокоррозионной защиты является ингибиторная защита.

Однако, несмотря на значительные успехи в области применения этого вида предотвращения разрушений технологических трубопроводов, их аварийность сохраняется на достаточно высоком уровне, что делает актуальным вопрос повышения эффективности технологии ингибиторной защиты.

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

В этой связи представляются актуальными работы, направленные на повышение эффективности экономически обоснованных мероприятий по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов, оптимизации связанных с ними затрат и повышение на этой основе безопасности эксплуатации промысловых трубопроводных систем.

Задачи исследований:

1. Анализ причин аварий нефтепромысловых трубопроводов на Арланском месторождении.

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

3. Оценка вероятности аварий промысловых трубопроводов по причине коррозии.

4. Оценка эффективности применения ингибиторов коррозии.

Для решения данных задач необходимо:

- проанализировать особенности эксплуатации трубопроводных систем Арланского месторождения;

- проанализировать используемые методы защиты трубопроводов от коррозии, предложить мероприятия по их усовершенствованию;

- предложить мероприятия по повышению эффективности ингибиторной защиты при эксплуатации трубопроводных систем Арланского месторождения.

2.6 Анализ причин аварийности нефтепромысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, разрабатываемой ОАО «Белкамнефть»

Промысловые трубопроводы Вятской площади Арланского месторождения включают 762,912 км трубопроводов различного назначения и диаметра (таблицы 2.1, 2.2), в том числе: сборные нефтепроводы и выкидные линии - 375,920 км; водоводы сточных вод высокого давления - 328,966 км; водоводы сточных вод низкого давления - 43,596 км; водоводы пресной воды - 14,43 км. Трубопроводы систем нефтесбора и ППД имеют диаметр от 89 до 630 мм и толщину стенки от 5 до 12 мм. Основным материалом труб является сталь 10 и 20 [21].

Таблица 2.1 Протяженность трубопроводов диаметром от 89 до 219 мм

Система	Протяженность трубопроводов (км) по диаметрам (мм)
	89	108	114	133	152	159	168	219
Нефтесбора	7,159	-	14,109	4,274	1,020	69,83	26,2	24,9
ППД	30,475	3,292	222,4	-	-	3,338	47,351	0,38
Всего	37,634	3,292	236,5	4,274	1,020	73,17	73,6	25,27

Рисунок 2.1 (а) Срок службы трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения

Рисунок 2.1 (б) Срок службы трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения

Таблица 2.2. Протяженность трубопроводов диаметром от 245 до 630 мм

Система	Протяженность трубопроводов (км) по диаметрам (мм)
	245	273	299	325	426	530	630
Нефтесбора	-	21,499	-	4,7	2,9	-	-
ППД	0,724	3,626	2,260	29,966	2,9	0,055	0,325
Всего	0,724	25,125	2,260	29,966	2,9	0,055	0,325

Свыше 40 % всех трубопроводов находится в эксплуатации более 15 лет, а 30 % - более 10 - 15 лет (рисунок 2.1).

По трубопроводам системы нефтесбора перекачивается скважинная продукция трех объектов разработки: каширо-подольского, визейского (терригенная толща нижнего карбона -- ТТНК) и турнейского. Превалирует добыча нефти и жидкости из ТТНК (более 90 %), в связи с чем данный объект разработки является основным.

Визейский объект разработки состоит из восьми продуктивных пластов (I, II, III, IV₀, IV, V, VI₀, VI). Основные -- III и VI, которые определяют объемы добычи нефти, воды и жидкости на Вятской площади. Средняя глубина залегания этих пластов составляет 1240 и 1270 м соответственно.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона характеризуются высокой минерализацией, главным образом за счет ионов хлора.

Последние десять лет на Вятской площади наблюдается прогрессирующий рост обводненности, что типично для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки (рисунок 2.2).

С 2001 по 2008 гг. на Вятской площади произошло 1055 порывов трубопроводов, из них на водоводах - 201 (19,0 %), на выкидных линиях - 757 (71,8 %) и на нефтесборных трубопроводах - 97 (9,2 %). Доля отказов по причине коррозии составляет 98,4 %, из которых 74,4 % аварий произошло вследствие коррозии наружной поверхности труб и 24,0 % - внутренней.

Рисунок 2.2. Обводненность добываемой продукции; 1 - ТТНК; 2 - Вятская площадь

Основная доля отказов по причине коррозии наружной поверхности труб приходится на выкидные линии системы нефтесбора и составляет 96,4 % от общего числа аварий (рисунок 2.3).



Рисунок 2.3. Аварийность выкидных линий

Осмотр поврежденных участков трубопроводов и анализ характера коррозионных разрушений показали, что основным видом коррозии наружной поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней - общая (рисунок 2.4).

Для определения причин аномально высокой скорости коррозии был проведен физико-химический анализ состава отложений на внутренней стенке аварийного трубопровода, который позволил выявить в их составе следующие компоненты: кальцит, карбонаты, гипс, кварц, циркон, продукты коррозии, пирит и сульфиды. Кварц и циркон являются породообразующими компонентами, и присутствие их в составе отложений может быть связано с выносом частиц породы коллектора. Микротвердость частиц данных минералов составляет соответственно 11200 и 10470-12760 МПа, диаметр частиц от 0,1 до 0,5 мм. Исследованный образец металла в очаговой зоне разрушения имел микротвердость поверхности 1900 МПа, что свидетельствует о возможности износа поверхности трубы частицами этих минералов, наклепа металла и повышения его коррозионной активности.

А)Б)

Рисунок 2.4 - Образцы труб, вырезанные с места порыва нефтепровода, эксплуатировавшегося без ингибиторной защиты (а) и высоконапорного водовода (б)

Сульфиды, присутствующие в составе отложений, вызывают локализацию коррозионных повреждений и могут являться продуктами сероводородной коррозии. Однако анализ состава водной фазы транспортируемой продукции показал отсутствие в ней растворенного сероводорода. Это позволило сделать предположение о том, что причиной отложения сульфидов железа является жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Для подтверждения сделанного предположения о влиянии микробиологического фактора был произведен посев проб попутно-добываемой пластовой воды и частиц отложений в питательную среду Постгейта. Результаты анализа показали отсутствие культур СВБ в составе самой добываемой продукции. Однако отмечено наличие культур СВБ в составе отложений на внутренней поверхности аварийной трубы. Это в определенной мере подтверждает выдвинутую гипотезу и может служить одной из причин развития локальных коррозионных повреждений.

При гидроиспытании трубопроводов в период строительства использовалась вода поверхностных водоемов (болотная), содержание клеток СВБ в которой, по результатам проведенного в работе анализа, достигает значений 10² -10³ клеток/см³. В промежуток времени от гидроиспытания до пуска в работу (2 - 3 месяца) создавались предпосылки для развития на внутренней поверхности трубопровода адгезированных форм СВБ (это подтверждается результатами проведенных в диссертации исследований), что способствовало возникновению локальных коррозионных повреждений. Наличие в составе используемых жидкостей глушения от 180 до 200 мг/л сульфат-ионов также способствует развитию СВБ.

В результате изучения физико-механических свойств металла внутренней поверхности трубы (на глубине ~ 5 мкм) выявлена пониженная, по сравнению с основным металлом, микротвердость стали в районе канавки, что может являться следствием воздействия механических примесей. Механизм данного явления связан с тем, что поверхность трубы подвергалась совместному воздействию процесса микрорезания абразивными частицами, сопровождающегося наклепом металла, и коррозионной среды в виде водных скоплений. При этом повышается коррозионная активность поверхности металла, что приводит к ускорению процесса растворения наклепанной поверхности и, следовательно, к снижению ее микротвердости вследствие релаксации напряжений. Анализ состава перекачиваемой продукции показал значительное содержание механических частиц в перекачиваемой продукции (200 - 400 г/т).

Низкое содержание сероводорода в средах Вятской площади можно связать с их высокой минерализацией (до 260 г/л, таблица 2.4), уменьшающей его растворимость и влияющей на коррозию[13].

Анализ химического состава коррозионных сред, проведенный на Вятской площади Арланского месторождения, показал значительное содержание в них ионов хлора (около 160 г/л), которые при такой концентрации могут ингибировать коррозию, даже при образовании на поверхности металла рыхлой пленки полисульфидов железа (за счет блокирования активных участков поверхности).

На Вятской площади содержание кислорода в воде незначительно (от 0,07 до 0,1 мг/л), вследствие чего он не может вызвать активное усиление коррозии. Низкое содержание кислорода в воде можно связать с отсутствием подпитки последней пресными водами (за исключением канализационных стоков) и других его источников.

Коррозионная среда Вятской площади Арланского месторождения содержит большое количество растворенных солей, которые значительно влияют на скорость коррозии.

...