Методы борьбы с коррозией трубопроводов в нефтяной промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика нефтяных пластов

1.3 Характеристика нефтяных флюидов

1.4 Текущее состояние разработки месторождения

1.5 Конструкция скважины

2. Технико-технологический раздел

2.1 Современная система сбора и транспорта нефти на месторождениях

2.1.1 Технологическая схема УПС

2.1.2 Трубный водогазоотделитель

2.1.3 Отстойники

2.1.4 Резервуары

2.2 Причины коррозии трубопроводов

2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов

2.3.1 Ингибиторная защита

2.3.2 Применение защитных покрытий

2.3.3 Применение труб в антикоррозионном исполнении

2.4 Гидравлический расчет трубопроводов

3. Охрана труда и техника безопасности

3.1 Техника безопасности и охрана труда при сборе и подготовке нефти и газа

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Охрана недр и окружающей среды при сборе и подготовке нефти и газа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Термин коррозия происходит от латинского слова corrosio - разъедание. Ежегодно из-за коррозии безвозвратно теряется огромное количество металла. Коррозия приводит не только к полной потере металлических изделий, но и к потере металлами многих ценных качеств (твердости, пластичности и др.) Ежегодно из-за коррозии в мире теряется более 20 млн. тонн металла. Еще более существенны экономические потери, связанные с порчей изделий, затраты на ремонт, замену деталей, аппаратуры, приборов, которые во много раз превышают стоимость металлов, из которых они изготавливаются. Много и косвенных потерь из-за коррозии металлов (утечки газа, нефти из испорченных трубопроводов и т.д.). Поэтому борьба с коррозией является важнейшей проблемой человечества. Чтобы бороться с коррозией, нужно знать сущность этого процесса, механизм его протекания, условия, ускоряющие и замедляющие разрушение металла.

В настоящее время в процессе разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана вместе с нефтью добывается более 80% минерализированной воды, которая вызывает ощутимую коррозию глубинного скважинного оборудования и трубопроводов. Аналогичная картина отмечается в нефтяных добывающих скважинах Чекмагушевского УДНГ. В связи с появлением в продукции скважин воды, к промысловым системам сбора и транспортирования нефти предъявляются требования, связанные не только с необходимостью транспортирования по трубопроводам вязких эмульсий, но и с необходимостью борьбы с коррозией этих коммуникации.

В данной курсовой работе рассмотрены основные и наиболее эффективные методы борьбы с коррозией, получившие широкое распространение в нефтяной промышленности.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Илишевское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Республики Башкортостан, на территории Илишевского района, в 20 км от районного центра - села Верхнеяркеево. Ближайшие населенные пункты - села Кадырово, Кызыл-Кучково. Ближайшая железнодорожная станция Буздяк Куйбышевской железной дороги находится в 125 км. По территории района проходят автомобильные дороги Уфа - Мензелинск - Казань и Нефтекамск - Туймазы. Имеется сеть грунтовых дорог, которые пригодны для движения автотранспорта в сухое время года. На р. Белой, в 60км от района месторождения, находится пристань Груздевка. Вблизи от месторождения (50 км) находится в промышленной разработке Манчаровское нефтяное месторождение. Территория района расположена на северо-восточных отрогах Бугульминско-Белебеевской возвышенности. В тектоническом отношении Илишевское месторождение расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, на восточной окраине Восточно-Европейской платформы.

В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, изрезанную речной сетью и оврагами. Разрабатываемая площадь месторождения расположена в междуречье рек Сюнь и База, левосторонних притоков р. Белой.

Климат района умеренно-континентальный. Наиболее высокие температуры приходятся на июль месяц, наиболее низкие - на январь и февраль. Толщина снежного покрова зависит от рельефа местности: на водоразделах - 30-50 см, в оврагах - до 1,5 м. Средняя глубина промерзания грунта 58 см.

Преобладающие направления ветра южные и юго-западные. Максимальная скорость ветра - 13 м/с. Среднее годовое количество осадков составляет 492 мм.

Район месторождения входит в состав лесостепной зоны Башкортостана. Лесные массивы состоят в основном из лиственных пород (береза, дуб, осина, липа), занимают 15% площади, приурочены преимущественно к водоразделам рек. Остальная часть занята лугами, пашнями.

Почвы в районе разработки серо-лесные, пойменные и выщелоченные черноземы.

Животный мир представлен видами, обитающими в лесостепной зоне. Земель природоохранного назначения, заповедников, заказников в районе разработки месторождения нет, кроме земель в водоохранных зонах рек, протекающих по территории месторождения.

В сейсмическом отношении район спокойный.

Полезные ископаемые представлены месторождениями нефти, глин, песчано-гравийной породой.

Природные условия для строительства хорошие. Из полезных ископаемых можно отметить также медистые песчаники, известняки, которые применяются в качестве строительного материала при постройке дорог, при кладке фундаментов и стен зданий. Гипсы используют для приготовления алебастра, суглинки - для производства кирпича. По долинам рек имеют широкое развитие гравий и галечник, используемые для покрытия дорог.

Район выделяется развитым сельским хозяйством - возделывание зерновых культур, молочно - мясное скотоводство, свиноводство. Промышленность представлена добычей нефти, масло - сыродельным, мясным и пищевым комбинатами, межхозяйственным комбикормовым заводом.



1.2 Характеристика нефтяных пластов

Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения Алекинского (пласт СО), тульского (пласт Стл), бобриковского (пласты СVI.1-СVI.4) горизонтов нижнего карбона, карбонатные отложения сакмарского яруса нижней перми (пачки Рск 1, Рск2), окского надгоризонта визейского яруса (пачки Сок, Сал.к), турнейского яруса (пачки СТ1, СТ2), заволжского надгоризонта (пачка Dзв) фаменского яруса. В филлиповском горизонте кунгурского яруса (Рфл) выявлены залежи азотногелиевого газа. Характеристика залежей пачки Рфл в данной работе не приводится, так как запасы азотногелиевого газа были только оценены, но не утверждены комиссией ГКЗ Роснедра.

Сакмарский ярус, пачки Рск1 и Рск2

Залежи нефти карбонатных отложений сакмарского яруса выявлены на южном куполе Исаметовского поднятия. В обеих пачках продуктивными являются пористые известняки, залегающие одним, двумя пропластками. По материалам 14 скважин южного купола коллектора пачек имеют ограниченное распространение по площади.

Пачка Рск1 представлена, в основном, известняками. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина коллектора 1,3 м. Тип коллектора порово-каверновый. Доля коллекторов в пачке составляет 0,16, расчлененность 1,6. В пачке Рск.1 выявлены две структурно-литологические залежи.

Пачка Рск 2. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина коллектора 1,0 м, тип порово-каверновый. Доля коллекторов в пачке составляет 0,12, расчлененность 1,3.

Окский надгоризонт, пачки и Сал.к Сок

Продуктивная пачка Сок залегает в верхней карбонатной части разреза окского надгоризонта михайловско-веневского горизонта. Она залегает на 18-20 м выше подошвы михайловско-веневского горизонта. Нефтенасыщенные известняки пачки выявлены в двух скважинах 313УМТ и 323УМТ Исаметовского поднятия. Они представлены пористыми органогенно-обломочными известняками толщиной 1,4-2,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1,7 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,68, расчленённость 1,5. Тип коллектора порово-каверновый. По пачке Сок выявлено две залежи нефти, которые относятся к залежам структурно-литологического типа.

Вторая продуктивная пачка Сал.к окского надгоризонта объединяет продуктивные известняки, залегающие в основании михайловско-веневского горизонта и в верхней части алекинского горизонта. Коллекторы пачки (органогенно-обломочные известняки) залегают, в основном, одним прослоем. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пачки составляет 1,0 м, нефтенасыщенная толщина меняется от 0,8 до 2,9 м, составляя в среднем 1,3 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,17, расчлененность 1,4. Тип коллектора порово-каверновый. Начальное пластовое давление по пачке равно 11,9 МПа. В коллекторах пачки выявлено 3 залежи нефти. Залежи 2 и 3 литологические и представляют собой небольшие линзы нефтенасыщенных известняков алексинского горизонта. Залежь 1 структурно-литологического типа.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК)

Продуктивными объектами ТТНК являются: пласт С0 алекинского горизонта, пласт Стл. Тульского горизонта, пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4 радаевско-бобриковского горизонтов. Они представлены близкими по литолого-петрографической характеристике песчано-алевролитовыми породами. Пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4 отличает кольцеобразный характер развития по площади в пределах Кадыровского поднятия, что связано с условиями осадконакопления бобриковского горизонта. Эти пласты выклиниваются вверх по напластованию. В разрезах скважин, пробуренных в сводовой части поднятия, они отсутствуют. В песчаниках перечисленных пластов образовались ловушки нефти « прислоненного типа». Песчаники серые, темно- серые, и коричневато- серые, разной степени отсортированности. Преобладают мелко- и среднезернистые разности кварцевого состава. Тип коллектора поровый. Начальное пластовое давление меняется от 11,7 до 13,7 Мпа.

Продуктивный пласт С0 находится в верхней части алекинского горизонта под карбонатной пачкой Сал.к., отделенный от него тонким прослоем аргиллитов. Коллекторы пачки представлены кварцевым песчаником, залегающим одним прослое. Его максимальная толщина 3,2 метра. Коллектор пласта С0 представлен прослоем песчаника, вскрытых на 23 скважинах. В песчаниках пласта выявлено 5 залежей нефти, из которых залежь 1 - литологического, остальные - структурно-литологического типа. Нефтенасыщенная толщина коллектора колеблется в пределах 0,6 до 2,9 м, составляя в среднем 1,2 м. Коэффициент песчанистости 0,88, коэффициент распространения 0,26.Начальное пластовое давление равно 11,7 Мпа.

В Тульском горизонте нефтеносность связана с песчаным пластом Стл, залегающим на плотных аргиллитах подошвенной части горизонта, преимущественно одним прослоем. Максимальная толщина 10,5 м. Коллекторы пласта развиты на обоих участках месторождения, но наибольшее распространение они имеют на Кадыровском участке. Тип коллектора поровый. В отложениях тульского горизонта выявлены три залежи структурно-литологического типа. Коэффициент песчанистости 0,01, расчлененность - 1,1. Нефтенасыщеннная толщина коллектора колеблется в пределах 0,8-3,4 м, составляя в среднем 1,8 м.

Бобриковский горизонт. В отложениях горизонта выделяется песчаный пласт CVI. Он представлен пятью пластами: CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4, CVI.5. Продуктивными являются все пласты кроме CVI.5. Разрез горизонта представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргилллитов. Песчаниками представлен пласт в 78 скважинах.

Пласт CVI.1 залегает в верхней части горизонта, иногда непосредственно под прослоем тульских известняков. В песчаниках пласта выявлено 3 залежи структурно-литологического типа. Они залегают в основном одним-двумя прослоями и имеют максимальную нефтенасыщенную толщину 13,2 м (скважина 1663). Нефтенасыщеннная толщина коллектора колеблется в пределах 1,0-13,2 м, составляя в среднем 5,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,58, расчлененность - 1,6.

Пласт CVI.2 отделяется от пласта CVI.1 прослоем аргиллитов. Пласт выявлен в разрезе 49 скважин. Максимальная эффективная толщина песчаников пласта 25,5 м (скважина 1693). Нефтенасыщенная толщина залежи меняется от 0,8 до 16,8 м. Средняя ее толщина равна 6,5 м. Коэффициент песчанистости 0,73, расчлененности 1,7. Тип коллектора поровый. В песчаниках пластах выявлено 2 залежи структурно-литологического типа.

Алевролито-песчаные пласты CVI.3, CVI.4, располагаясь последовательно по разрезу, имеют в качестве покрышек аргиллитовые прослои толщиной от 1 до 10 м. Выявлены они на Кадыровском участке и отличаются ограниченным распространением по площади в результате выклинивания. Оба пласта отличаются значительной толщиной. Песчаники пласта залегают в основном, одним-двумя, реже - тремя пропластками. Максимальная эффективная толщина песчаников пласта CVI.3 достигает 27,3 м, а пласта CVI.4-38,4 м.

Нефтенасыщенная толщина пласта CVI.3 меняется от 1,0 до 16,9 м, в среднем равна 8,2 м. Коэффициент песчанистости 0,7, расчлененность-1,7. Тип коллектора поровый.

Нефтенасыщенная толщина пласта CVI.4 меняется от 1,2 до 32,7 м, в среднем равна 12,7 м. Коэффициент песчанистости 0,7, расчлененность-2,0 м. Тип коллектора поровый. В песчаниках пласта выявлена одна залежь структурно-литологического типа.

Турнейский ярус, пачки СТ1 и СТ2

В разрезе отложений турнейского яруса выделены 2 продуктивные пачки известняков, СТ1 и СТ2.Представлены пачки чередованием пористых, органогенно-обломочных и органогенно- сгустковых известняков и плотных карбонатых разностей.

Пачка СТ1 залегает в верхней части разреза. Покрышкой пачки являются аргиллиты глинисто-карбонатные породы. Разделяет пачки 4-6 метровый прослой плотных известняков. Нефтенасыщенная толщина пачки СТ1 меняется от 0.9 до 17,2 м, в среднем равна 4,7 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,25, расчлененность-2,0 м. Тип коллектора порово- каверновый. В карбонатах пачки СТ1 выявлено четыре залежи из них залежь 2б структурного типа, остальные - структурно-литологического типа.

Пачка СТ2. Нефтенасыщенная толщина пачки СТ2 меняется от 1,4 до 7,6 м, в сренем равна 4,1 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,31, расчлененность - 1,9 м. Тип коллектора порово- каверновый. В отложениях пачки СТ2 выявлено две залежи нефти, из них залежь 1 - структурного типа, залежь 3 структурно-литологического типа.

Заволжский надгоризонт, пачка Dзв

Отложения заволжского надгоризонта представлены карбонатами рифогенного происхождения. Нефтеносность связана с пористыми порово-каверновыми известняками пачки Dзв Кадыровского поднятия. В своде поднятия выявлена массивная залежь нефти. Максимальная толщина пород пачки вскрыта в сводовой части поднятия скважиной 311УМТ и достигает 62,4 м. Нефтенасыщенная толщина пачки Dзв меняется от 3,7 до 35,0 м, в среднем равна 15,3 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,51, расчлененность - 3,3 м. Характеристика продуктивных пластов представлена в таблице 1.

Таблица 1

Характеристика продуктивных пластов и объектов

Параметры	Глубина залегания, м	Нефте-насыщенность, д. ед.	Н/насыщенная толщина, м	Пористость, д. ед	Проницаемость мкм2	P пл, МПа	t, oС
1	2	3	4	5	6	7	8
I объект. Сакмарский ярус
Рск.	125,7	0,79	1,0	0,17	0,025	18	-
II объект. Алекинский горизонт
Сал.к.	936,2	0,76	1,3	0,12	0,008	23	11,9
Сок.	917,8	0,77	1,7	0,1	0,008	23	11,5
С0	985,1	0,82	1,2	0,22	0,005	23	11,7
III объект. Тульский горизонт
Стл.	981,8	0,85	1,8	0,21	0,434	24	12,2
IV объект. Бобриковский горизонт
CVI. 1.	1028,4	0,90	5,3	0,24	1,727	24	12,2
CVI. 2.	1045,7	0,91	6,4	0,24	2,017	25	11,6
CVI. 3.	1061,2	0,9	6,9	0,23	1,934	25	12,9
CV. 4.	1082,7	0,9	12,7	0,22	0,851	25	13,0
V объект. Турнейский ярус
СТ1	1008,9	0,83	5,5	0,12	0,012	24	12,4
СТ2	1008,9	0,83	4,7	0,13	0,048	24	13,0
VI объект. Заволжский надгоризонт.
Dзв	1075,9	0,81	15,3	0,13	0,07	25	13,2

1.3 Характеристика нефтяных флюидов

1.3.1 Характеристика нефти

Для характеристики нефтей продуктивных отложений Илишевского месторождения использованы результаты анализов 22 проб. Исследованы глубинные пробы всех продуктивных пластов и пачек месторождения, кроме Рск.1 и СТ2. Отбор проб произведен практически из всех залежей, нефтеносность которых доказана опробованием.

Сопоставление результатов исследования проб пластовых нефтей позволяет сделать вывод о том, что нефти залежей различаются по свойствам в зависимости от приуроченности к структурам (таблица 1). Нефти залежей Исаметовского поднятия по сравнению с нефтями Кадыровского поднятия более тяжелые и вязкие.

В пределах Исаметовского поднятия нефти залежей различных куполов различаются - более тяжелые и вязкие нефти залежей южного купола. В пределах одного поднятия нефти всех продуктивных отложений по свойствам сходны.

По поверхностным пробам нефти месторождения изучены значительно лучше. Для характеристики поверхностных нефтей продуктивных отложений месторождения использованы результаты анализов 139 качественных проб, из них по 15 пробам определялось содержание серы. Наиболее полно изучены нефти бобриковского горизонта (92 пробы из 23 скважин) Кадыровского купола. Слабо охарактеризованы нефти пласта Стл. Тульского горизонта - всего две пробы по двум скважинам.

Таблица 2

Физико-химические свойства нефти

Параметры	Плотность, кг/м3	Вязкость, мпа с	Давление насыщения, Мпа	Содержание, %	Газосодер-жание
				серы	смол	асфальтенов	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9
I объект. Сакмарский ярус
Рск.	-	-	-	2,1	23,8	8,31	3,2	4,5
II объект. Алекинский горизонт
Сал.к.	869	13,80	2,4	2,3	20,16	3,64	2,2	8,7
Сок.	889	27,06	1,5	3,7	16,7	3,30	3,0	5,7
С0	890	9,40	3,0	1,6	14,1	3,06	3,9	13,6
III объект. Тульский горизонт
Стл.	869	14,04	2,2	3,1	25,5	2,30	2,4	7,6
IV объект. Бобриковский горизонт
CVI.1.	883	8,31	4.5	2,27	17,09	3,97	1,08	20,0
CVI.2.	883	8,03	5,9	2,59	18,21	4,76	1,14	24,9
CVI.3.	870	7,62	6,0	2,53	18,8	3,65	0,92	25,3
CVI.4.	873	7,73	5,6	2,63	17,16	5,81	0,94	29,2
V объект. Турнейский ярус
СТ1	884	22,55	3,8	2,52	20,22	2,61	1,85	7,2
VI объект. Заволжский надгоризонт
Dзв.	866	6,49	6,1	2,68	16,50	2,46	1,21	28,2

Нефти месторождения не содержат сероводород, кроме пачки СТ1 турнейского яруса (0.06%) южного купола Исаметовского поднятия и пачки Dзв. (0,41% моль) Кадыровского участка.

1.3.2 Характеристика газа

По всем продуктивным отложениям месторождения, кроме пачки Сал.к. северного купола Исаметовского участка отмечается незначительное содержание углекислого газа (0.03-0.25% моль) и азота (1.23-5,9% моль). Наибольшее содержание азота в нефтях пласта CVI.1. (5,9% моль) Исаметовского поднятия.

Газы месторождения характеризуются значительным содержанием азота. Максимальное количество его содержится в попутном газе бобриковского горизонта пласта CVI.2. (52,42% моль) на северном куполе Исаметовского поднятия.

Содержание этана составляет по пластам от 7,56 до 17,30% моль.

Гелий выявлен только в попутном газе залежи 1 пласта CVI.2. и залежи 3 пласта СО на Кадыровском поднятии (0.0405% моль, 0.0063% моль соответственно), а также в попутном газе пачки СТ1 северного купола Исаметовского поднятия.

1.3.3 Характеристика пластовых вод

По геолого-литологическому строению и химическому составу пластовых вод в разрезе палеозоя выделяются три гидрогеологических яруса: нижний, средний верхний. Скважинами Илишевского месторождения наиболее подробно изучен средний гидрогеологический ярус, залегающий между кунгурским и кыновско-доманиковыми водоупорами. Минерализация колеблется в пределах 177,05 до 256,0 г/дм³, плотность - от 1,156 до 1,180 г/см³. Воды среднего яруса относятся к водам хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Воды нижнего яруса хлоркальциевого типа - высокоминерализованные рассолы, залегающие в условиях хорошей закрытости.

Изучалась водоносность в процессе опробования скважин на приток пластового флюида (таблица 3).



Таблица 3

Свойства и ионный состав пластовых вод

Пласт (горизонт)	Плотность, кг/м3	Общая минерализация, г/дм3	Содержание, моль/дм3
			Na +	Ca +2	Mg +2	Cl -	HCO3-	SO4- 2
Сакмарский ярус	1121	187,1	2461	74,33	294,13	3182	4,69	42,3
Каширский ярус	1160	235,1	3143	571,90	337,54	4021	3,46	27,9
Верейский ярус	1140	213,2	2763	612,33	306,17	3655	3,32	22,5
Башкирский ярус		211,0	2724	632,73	285,70	3616	1,14	23,9
Окский надгоризонт	1160	247,4	3555	490,34	181,65	4217	0,84	8,9
Тульский горизонт	1170	238,7	3397	473,96	216,75	4084	1,53	2,1
Бобриковский горизонт	11180	238,1	3279	579,22	214,20	4060	1,67	10,9
Турнейский ярус	1170	211,9	2911	450,8	284,85	3623	2,63	20,5
Заволжский надгоризонт	1156	228,6	3385	31,81	164,26	3826	1,93	62,7

1.4 Текущее состояние разработки месторождения

Илишевское месторождение введено в промышленную разработку в 1996 году. На 01.01.07 г. На месторождении пробурено 97 скважин. Действующий добывающий фонд составляет 63 скважины, нагнетательных - 9, в том числе 3 под закачкой водогазовой смеси. В бездействии находится 6 добывающих и 1 нагнетательная скважина. Пьезометрический фонд насчитывает 2 скважины, водозаборный - 5 скважин. Ликвидировано 11 геологических неудачных и разведочных скважин.

Месторождение находится на начальной стадии разработки. В целом, по месторождению добыто 3778,8 тыс. т. жидкости из них - 2589,0 тыс. т. нефти. Текущая обводненность по месторождению составляет 32,6%.

В последнем проектном документе «Технологическая схема разработки Илишевского нефтяного месторождения» с целью повышения нефтеотдачи пластов была предложена технология водогазового воздействия. В декабре 1999 года по I пачке бобриковского горизонта Кадыровского участка организована закачка водогазовой смеси (ВГС) с помощью насосно-бустерной установки. Из-за постоянных поломок насосного оборудования установки с марта 2001 по сентябрь 2003 закачка ВГС производилась крайне нерегулярно и чередовалась с закачкой воды. В 2003 году руководством Чекмагушевского УДНГ было принято решение о замене насосно-бустерной установки и временном прекращении работ по внедрению данной технологии.

В августе 2004 года, после замены насосного агрегата, водогазовое воздействие было возобновлено и продолжается до настоящего времени. По технологии ВГВ закачано 238,1 тыс. м³ воды, 1875,3 тыс. нм³ газа, что в пластовых условиях составляет 248,5 тыс. м³ водогазовой смеси. Всего по месторождению закачано 302,3 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды и ВГС по месторождению составляет 20,2%.

1.5 Конструкция скважины

Конструкция скважин и их забоев должна обеспечить:

- доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов;

- предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии в процессе ее эксплуатации;

- минимум затрат на строительство скважин;

- выполнение всех требований охраны недр и окружающей среды как при строительстве, так и при эксплуатации.

При выборе числа обсадных колонн и глубины их спуска учитывается не только физическая характеристика коллекторов, но и проектный профиль скважины. Степень искривления в выбранном профиле должна позволить спуск колонны на нужную глубину.

Конструкция скважины выбирается на основании следующих нормативных ссылок:

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.М., утв. Госгортехнадзором России №56 от 05.06.2003 г.

Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. М. ВНИИОЭНГ.

Протокол технического совещания при заместителе начальника Башкирского округа Госгортехнадзора России от 09.11.94 гг. Уфа

Протокол геолого-технического совещания объединения «Башнефть» по вопросу пересмотра проектов на строительство скважин от 11.03.90 г., г. ого ПО «Башнефть» и ПРО «Башкиргеология» геолого- технического совета по вопросу определения глубин спуска кондукторов при бурении скважин 31.07.89 гг. Уфа

По результатам вышеуказанных требований и нормативных документов, глубины залегания горизонтов, принимается следующая конструкция наклонно-направленных скважин (рисунок 1):

Направление II О324 мм спускается на глубину 50 м. с целью закрепления обваливающихся пород, предупреждения прихватов. Для закрепления приустьевой части от размыва буровым раствором и обрушения предусматривается шахтное направление I Ф530 мм длиной 4 м;

Кондуктор III Ф245 мм спускается на глубину 256 м с целью изоляции пресноводного комплекса, закрепления обваливающихся пород. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора на 350 атм);

Эксплуатационная колонна IV Ф146 мм спускается на проектную глубину для разобщения продуктивного пласта, перекрытия обваливающихся глиносодержащих пород

Подъем цементного раствора за всеми колоннами - до устья скважины.

Цементирование направления производится прямым одноступенчатым способом с применением тампонажного цемента ПТЦ 1-50. удовлетворяющего требованиям ГОСТ 1581-96, на технической воде с введением ускорителя схватывания. Плотность тампонажного раствора - 1,83-1,85 г/см. При наличии недоизолированных зон поглощений в тампонажный раствор вводить до 10% масс разноразмерных наполнителей.

Кондуктор оборудуется башмаком, обратным клапаном, центраторами типа ЦЦ на башмаке устье и против башмака направления.

Цементирование эксплуатационной колонны в зависимости от наличия или отсутствия поглощающих пластов производится в двух вариантах.

Вариант 1. Эксплуатационная колонна в случае отсутствия поглощающих пластов цементируется одноступенчатым способом с применением 2-х порций тампонажного раствора:

- первая порция для верхней части готовится из облегченного тампонажного раствора с плотностью 1.65 г/см³ , удовлетворяющая требованиям ГОСТ 1581-96, с введением при затворении реагентов: стабилизатора и понизителя водоотдачи;

- вторая порция готовится из тампонажного цемента марки ПЦТ 1-50 при В/Ц = 0,5. Для снижения водоотдачи, стабилизации и пластификации тампонажного раствора вводятся реагенты (« Гидроцем», ФХЛС и др.);

Вариант 2. Эксплуатационная колонна при наличии поглощающих пластов цементируется двухступенчатым способом с установкой муфты ступенчатого цементирования МСЦНГ- 146/2 16 конструкции «Башнипинефть» (или МСЦ другой конструкции при угле наклона ствола скважины не более 30°) выше кровли поглощающего пласта на 50 м. Колонна оснащается также башмаком, обратным клапаном и центраторами.

Для цементирования эксплуатационной колонны применяются:

- первой ступени - цемент марки ПЦТ 1-50 при В/Ц=0,5 плотностью 1,84 г/см³ или ПЦТ 1-G-СС-2 при В/Ц=0,45 плотностью 1,88-1,9 г/см . Для снижения водоотдачи и стабилизации тампонажного раствора вводятся реагенты («Гидроцем», ФХЛС);

- второй ступени - цемент ПЦТ 111-06.6 ГОСТ 1581-96 с введением реагентов для стабилизации и снижения водоотдачи.

При высокой кавернозности ствола скважины (при коэффициенте кавернозности более рекомендуется применять комбинированные буферные жидкости, имеющие вязкоупругую порцию, а для цементирования кавернозного продуктивного интервала рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные цементы. Работы по цементированию проводятся в соответствии с РД по креплению скважин на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» [24]. Показатели тампонажных растворов и прочность цементного камня должны соответствовать требованиям ГОСТ 1581-96.

Для сохранения коллекторских свойств эксплуатационных объектов, перекрытых эксплуатационной колонной, рекомендуется применять при цементировании специальные устройства, предотвращающие проникновение цементного раствора и фильтрата в пласт и повышающие качество разобщения пласта - МОП-146-230, ПОП-146 и др. в соответствии с инструкцией.

Крепление скважин обсадных колонн считается качественным, когда по заключению геолого-промысловой службы уровень цемента отмечен на проектной высоте с перекрытием башмака предыдущей, и по данному заключению все вскрытые газо- нефте- и водоносные пласты разобщены, имеется свободный доступ по колонне до искусственного забоя, и обсадная колонна испытана на герметичность в соответствии с действующей инструкцией. Качество крепления определяется по результатам АКЦ и ГГК (СГДТ).

При наличии, в соответствии с заключением геофизической службы, межколонных перетоков, негерметичности колонны, недоподьема цемента за колонной согласно проекту строительства скважин, разрывы его сплошности в ответственных интервалах должны подлежать вводу в эксплуатацию после проведения КРС.



Рисунок 1 - Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2- цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II- кондуктор; III- промежуточная колонна; IV- эксплуатационная колонна.



2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Современная система сбора и транспорта на месторождениях

Для каждого вновь открытого нефтегазового месторождения, составляются проект разработки и проект обустройства. Неотъемлемой частью проекта обустройства является обоснование системы сбора продукции скважин, которая закладывается в этом проекте.

Транспортировка продукции скважин от их устья до центрального пункта подготовки и перекачки нефти называется сбором. Поэтому этот пункт также называют центральным пунктом сбора (ЦПС).

Система трубопроводов и оборудования, взаимосвязанных друг с другом и обеспечивающих транспортировку продукции нефтяных скважин от их устья до ЦПС с выполнением определенных функций, составляют систему сбора.

Проект обустройства нефтяного месторождения должен решать следующие вопросы, определяющие систему сбора нефти и газа:

* производить ли сбор нефти и газа совместно или раздельно;

* предусматривать строительство дожимной насосной станции (ДНС) или избежать ее строительства за счет увеличения диаметра сборных коллекторов и устьевого давления;

* разместить замерно-сепарационные установки у одной скважины или у группы скважин.

Таким образом, наличие или отсутствие самостоятельного газосборного коллектора, источник давления, за счет которого производится сбор продукции скважин, месторасположение и состав замерно-сепарационной установки являются основными факторами, определяющими систему сбора нефти и газа.

До недавнего времени применялось сравнительно много систем сбора нефти и газа. Они носили названия: самотечная, Бароняна - Везирова, Краснодарская, Бакинская, Гипровостокнефти, Грозненская, двухтрубная и др. В настоящее время проекты обустройства площадей нефтяных месторождений составляются с применением высоконапорных герметизированных систем, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов.

Старые системы сбора нефти и газа, как правило, проектировались применительно к конкретным месторождениям на основе технических достижений того времени. Поэтому преимущества или недостатки обусловливались объективными факторами, например: геологическими условиями месторождения, пластовым давлением, физико-химическими параметрами добываемой продукции. Высокое пластовое давление и низкая вязкость дают возможность транспортировать продукцию от скважины до ЦПС под собственным давлением, следовательно, создавать герметизированную систему сбора. Грозненская система и система сбора института «Гипровостокнефть» обладают преимуществами перед другими потому, что в первом случае устьевое давление, равное 6 МПа, а во втором-1 МПа, вполне обеспечивают транспортировку нефти под собственным давлением до ЦПС, а газа до газобензинового завода.

Система сбора Бароняна - Везирова спроектирована применительно к старым нефтяным месторождениям Азербайджана и Туркмении, где низкое пластовое давление и наличие песка в составе добываемой продукции не позволяют транспортировать нефть на большие расстояния без строительства насосных станций. Поэтому она имеет недостатки по сравнению с вышеуказанными, а именно: необходимость строительства на площади нефтяного месторождения большого числа мелких нефтесборных пунктов с очистными сооружениями, парком резервуаров, насосными и компрессорными станциями.

В настоящее время промысловое обустройство представляет собой герметизированную высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов. Характерной особенностью этой системы является ее универсальность, что, прежде всего, обусловлено общими требованиями к обустройству всех нефтяных месторождений. Эти требования сводятся к обеспечению:

* полного герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды;

* индивидуального замера объемов добываемой нефти, газа и воды по каждой скважине с целью контроля и регулирования процесса разработки месторождения;

* подготовки нефти для нефтеперерабатывающих заводов по 1 группе качества товарной нефти;

* поставки основных узлов в блочно-комплектном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса («под ключ»);

* высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижения металлоемкости и эксплуатационных расходов.

Герметичность системы может осуществляться лишь при однотрубном сборе, отсутствии или минимальном количестве перекачивающих агрегатов и технологических емкостей, поддержании высокого давления в системе, когда легкие фракции нефти находятся в жидком состоянии и поэтому их потери исключаются. Для обеспечения эффективной разработки нефтяного месторождения нужно вести учет добываемой продукции по каждой скважине. Следовательно, во всех случаях каждая скважина должна подключаться к замерной установке.

Подготовка нефти к транспорту является одним из основных технологических процессов. Доведение качеств нефти, газа и воды до норм товарной продукции должно осуществляться в аппаратах, использующих наиболее эффективные гидродинамические и физико-химические процессы. Только при этом можно достичь высоких технико-экономических показателей.

В последнее время появилось еще одно требование в системе сбора: нефтепромысловые трубопроводы должны быть использованы для предварительного разделения нефти и воды, т.е. система сбора также должна работать на конечную цель - получение товарной нефти с необходимой кондицией. Это требование дает основание говорить о существовании единой системы добычи, сбора и подготовки, технологические процессы и оборудование которых взаимосвязаны.

Общая характеристика системы сбора нефти ЧЦДНГ №1 Чекмагушевского УДНГ:

Система трубопроводов предназначена для транспорта нефтесодержащей жидкости от скважин до установок подготовки нефти и представляет собой полностью герметизированную однотрубную систему сбора нефти.

Производительность системы нефтепроводов - 21100 м³/сут.

Рабочее давление в трубопроводе Рраб. до 4.0 МПа

Для обеспечения сбора жидкости от скважин построено:

1. групповые замерные установки (АГЗУ) - 56 шт.;

2. одиночные замерные установки (БИУС) - 4 шт.;

3. нефтегазосборные коллектора - 279,201 км, из них:

- выкидные линии от скважин - 130,935 км;

- сборные коллектора - 148,266 км.

Сбор жидкости из пластов девона и карбона осуществляется совместно. Из скважин, по выкидным трубопроводам, жидкость поступает на АГЗУ, где происходит ее замер и далее по нефтегазосборным коллекторам поступает на установки трубного водоотделителя (ТВО). В цехе функционируют три установки трубного водоотделителя - ТВО «БКНС-18», ТВО «Кр. Буляк», ТВО «Яркеево». Утилизация пластовой воды производится через БКНС-18, БКНС-17, БКНС-3, водяной шурф с УЭЦП при ТВО «Яркеево» и шурфы-колодцы при УПС «Кадырово». Попутный нефтяной газ после сепарации в УПС «Яркеево», УПС «Кадырово» собирается и поступает потребителям, а дегазированная нефть откачивается в нефтесборный парк «Манчарово». Добытая жидкость Манчаровского и Илишевского месторождений после дегазации на УПСах и предварительного сброса воды поступает в нефтепарк «Манчарово».

Система трубопроводов расположена на землях Илишевского и Дюртюлинского районов Республики Башкортостан.

Поверхность трассы нефтепроводов представляет собой полого-волнистую равнину, пересеченную реками Манчарка, Нажи, Курпа, Базы, Исян, Сарьяз.

Для повышения надежности транспорта пластовой жидкости переходы через овраги, реки, автодороги выполнены в конструкции «труба в трубе».

Для предотвращения коррозии применяются трубы в коррозионно-стойком исполнении нефтевыкидных линий и защита стальных труб ингибитором коррозии согласно технологическому регламенту. Схема системы сбора и транспорта нефти ЧЦДНГ №1 представлена в приложении А.

2.1.2 Технологическая схема УПС

В последние годы все большее распространение получает метод раннего сброса пластовой воды на начальных участках промысловых систем сбора и подготовки нефти. В условиях роста обводненности этот метод приобретает большое экономическое и экологическое значение. Сокращаются энергозатраты на транспортировку добываемой вместе с нефтью воды, уменьшаются затраты на пунктах подготовки нефти и очистки воды, уменьшается коррозия трубопроводов.

На УПС «Кадырово» поступает нефть Илишевского нефтяного месторождения: три пачки пластов бобриковского горизонта, карбонатные пласты турнейского яруса и заволжского надгоризонта. Основным продуктивным горизонтом является бобриковский, на долю I пачки этого горизонта приходится 79% запасов месторождения. Нефти I и II пачек бобриковского горизонта по своим свойствам относятся к средним: плотность при 20°С составляет 0.862-г 0.877 г/см³, вязкость 12.4ч-21.4 мПа-с; содержание асфальтенов 1.6-3.4%, смол силикагелевых 13.2-17.1%, парафинов 2.8-4.8% с температурой плавления 42-46°С. Нефть III пачки бобриковского горизонта более тяжелая: плотность при 20°С 0.879Ч-0.886 г/см³, вязкость 24.3 -44.2 мПа-с; содержание асфальтенов 5.5-7.6% с температурой плавления 48-55°С. По своим свойствам нефти фаменского яруса заволжского надгоризонта аналогичны нефтям I и II пачек бобриковского горизонта, в отличие от последних температура плавления парафинов составляет 57°С.

Продукцией УПС является частично разгазированная нефть с остаточной обводненностью 5%.

Для защиты трубопровода внешней откачки нефти от парафиноотложения и коррозии рекомендовано применение ингибиторов СОНПАР-5403, Викор-1А.

Для защиты оборудования и трубопроводов пластовой воды и низконапорного водовода минерализованной воды от коррозии рекомендовано применение ингибитора коррозии «Викор-1А».

Продукция скважин Илишевского месторождения, обработанная на промысле деэмульгатором, через узел задвижек с температурой 5-10°С, давлением 0.3 МПа поступает в депульсатор Д, где происходит гашение пульсаций и расслоение жидкости. Далее нефтяная эмульсия направляется в сепаратор I ступени С1, где при температуре 5-10°С и давлении 0,3 МПа осуществляется сепарация нефти от газа.

В сепараторе С1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.1 и дистанционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз.30;

- местное измерение давления манометром техническим МП4-У поз.101 и дистанционное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 140;

- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости датчиком-реле уровня РОС 102-Ипоз. 302а-1;

- измерение уровня жидкости в емкости датчиком системы измерения уровня и раздела фаз УМФЗОО поз.301а-1;

- регулирование давления клапаном КР7 поз. 140 г стоящим после газосепаратора ГС 1;

- регулирование уровня нефти клапаном КР2 поз. 301 г-1, стоящим на трубопроводе выхода нефти из С1.

С ростом обводненности нефти (более 70%) предусмотрена возможность сброса пластовой воды из депульсатора Д.

На депульсаторе предусматривается:

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 103 и дистанционное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 142;

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз. З;

На линии сброса пластовой воды из депульсатора предусматривается:

- местное измерение давления до и после клапана техническим манометром МПЗ-У поз. 104;

- дистанционное измерение давления до и после клапана преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 167 и 143;

- регулирование давления на линии сброса пластовой воды клапаном КР1поз.143г.

После сепаратора С1 разгазированная нефть поступает в отстойник О1, где осуществляется предварительный сброс пластовой воды. Деэмульсация нефти в отстойнике О1 происходит при температуре 20-25^oС за счет горячей нефти, подаваемой в межфазный слой.

В отстойнике О1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.2 и дистанционное измерение температуры термопреобразователем с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205Ех поз. З1;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 102 и дистанционное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 141;

- сигнализация верхнего регулируемого уровня нефти датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз. 301а-2;

- сигнализация нижнего аварийного регулируемого уровня нефти датчиком-реле уровня РОС 102-И поз. 302а-2;

- измерение уровня нефти и межфазного уровня «нефть-вода» в емкости датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз. 301а-2;

- сигнализация верхнего и нижнего уровней раздела фаз «нефть-вода» и сигнализация нижнего аварийного уровня воды датчиком системы измерения уровней и разделов фаз УМФЗОО поз. 301а-2;

- регулирование давления клапаном КРЗ поз. 141 г стоящим на трубопроводе выхода нефти из О1;

- регулирование межфазного уровня «нефть-вода» клапаном КР4 поз. 301 г-2, стоящим на трубопроводе выхода пластовой воды из О1.

После отстойника О1 нефть с остаточным содержанием воды до 5% поступает в буферную емкость БЕ1.

В буферной емкости БЕ1 предусматривается:

- местное измерение температуры биметаллическим термометром ТБ поз.4;

- местное измерение давления техническим манометром МПЗ-У поз. 105 и дистанционное измерение давления преобразователем давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 144;

- сигнализация верхнего и нижнего аварийных уровней жидкости датчиками-реле уровня РОС102-И поз. 307 а, б;

- измерение уровня жидкости в емкости уровнемером У1500 поз. 306 а, б;

- регулирование давления клапаном КР5 поз. 144г стоящим на газовой линии из БЕ1.

Из буферной емкости БЕ1 нефть насосами Н1.1, Н1.2 через узел учета подается в трубопровод для откачки в НСП «Манчарово».

Из буферной емкости БЕ1 нефть поступает на прием насосов Н1.1, Н1.2. Для насосов Н1.1,Н1.2 предусматривается:

- местное измерение давления до и после фильтра техническими манометрами МПЗ-У поз. 110 и 111;

- местное измерение давления техническими манометрами МПЗ-У поз. 112 и дистанционное измерение давления преобразователями давления Метран-55-Ех-ДИ поз. 151, 152 на выкидной линии насосных агрегатов;

- дистанционное измерение перепада давления на фильтре интеллектуальными датчиками перепада давления Метран-100-Ех-ДД поз. 153,154;

- дистанционный контроль температуры подшипников насосов термопреобразователями сопротивления ТСП-9204-07 поз. 10-1,10-2,11-1,11-2;

- местный останов и пуск насоса;

- дистанционный с клавиатуры системы управления пуск насосных агрегатов при ВУ в БЕ1 и Р1;

- автоматический останов насосных агрегатов по нижнему уровню в емкости БЕ1 и резервуаре Р1, по отклонению давления на выкидной линии насосов, по превышению температуры подшипников насоса;

- сигнализация состояния насосных агрегатов (включен);

...