Внедрение и анализ методов защиты от коррозии системы трубопроводов и нефтепромыслового оборудования на Гремихинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое

Внедрение и анализ методов защиты от коррозии системы трубопроводов и нефтепромыслового оборудования на Гремихинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
РЕФЕРАТ

Расчетно-пояснительная записка содержит 149 страниц машинописного текста, 30 рисунков, 33 таблицы, 17 формул. В работе было использовано 12 источников литературы. Перечень графического материала состоит из 7 плакатов.
Геологический раздел, а так же текущее состояние и анализ разработки выполнены по Гремихинскому месторождению.
Представлен литературный и патентный обзор известных технических решений по противокоррозионной защите нефтепромыслового оборудования. Проведен анализ отказов ГНО, порывов трубопроводов по причине коррозии Гремихинского месторождения, выявлены слабые места, даны рекомендации по эффективному применению методов противокоррозионной защиты глубинно-насосного оборудования, нефтепромыслового оборудования и нефтепромысловых трубопроводов.
Предложены и спроектированы на примере скважин методы подачи в затрубное пространство добывающих скважин ингибитора коррозии с помощью установки дозировочной электронасосной (УДЭ) и модуля подачи реагента (ДИК), выполнен расчет технологических и экономических показателей проекта.
Отражены вопросы охраны труда, промышленной безопасности, безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях, а так же вопросы охраны окружающей среды и охраны недр. Представлена нормативно-правовая база, требования, источники воздействия, мероприятия.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки
По состоянию на 01.01.2007 г. в целом по месторождению добыто 18,229 млн.т нефти или 64% извлекаемых запасов, текущий КИН достиг 22%, накопленная добыча жидкости составила 69,726 млн.т, накопленная закачка воды составляет 40,297 млн.м3, в том числе теплоносителя - 26,973 млн.м3.
Динамика технологических показателей разработки месторождения характеризуется ростом добычи нефти, жидкости и закачки воды. За последние пять лет добыча нефти увеличилась на 9%, добыча жидкости и закачка воды возросла более чем вдвое. Рост показателей по месторождению обусловлен увеличением темпов освоения объектов верейского горизонта и визейского яруса, а также интенсификацией добычи жидкости на башкирском ярусе. Несмотря на сокращение числа действующих скважин на месторождении (на 27% за пять лет), с применением методов и технологий регулирования разработки удалось повысить производительность действующих скважин, что и обеспечивает прирост добычи нефти по месторождению. Текущие дебиты нефти действующего фонда в среднем соответствуют начальному периоду освоения месторождения, текущие дебиты жидкости максимальны.
Показатели разработки Гремихинского месторождения главным образом определяются показателями разработки башкирского яруса. На этом объекте в 2006 г. добыто 80% всей годовой добычи нефти; 96% годовой добычи жидкости и 99,7% годовой закачки воды месторождения. При этом на объекте задействовано 77% действующего нефтяного фонда и 98% действующего нагнетательного фонда месторождения. Оценивая динамику фактических показателей разработки объектов, применительно к показателям башкирского яруса можно говорить о четвертой (завершающей) стадии разработки объекта, характеризующейся стабилизацией добычи нефти и высокой долей воды в продукции. Объекты верейского горизонта и визейского яруса характеризуются второй стадией – роста показателей разработки обусловленных освоением новых участков залежей.

2.2. Технико–эксплутационная характеристика фонда скважин
Согласно проектным решениям Технологической схемы разработки 1991 года, эксплуатационный фонд месторождения составляет 968 скважин, в том числе 713 добывающих и 255 нагнетательных. Кроме этого, предусматривались бурение 61 вспомогательной скважины; 50 резервных и 5 разведочных скважин.
Разбуривание месторождения было начато в 1981 г. В первые годы (1981 – 1982 гг.) месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходятся на 1983-1988 г., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина. В 2004-2007 г. новые скважины в эксплуатацию не вводились.
С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовали 868 скважин, закачка воды осуществлялась в 180 скважин, из которых 179 первоначально отрабатывались на нефть. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован почти полностью - на 90%. Под закачкой находилось 70% от проектного числа нагнетательных скважин. Динамика основного фонда скважин месторождения приведена в табл. 6.
По состоянию на 01.01.2006 на месторождении пробурено 916 скважин (24 разведочных), в том числе, согласно проектному назначению, 637 добывающих, 243 нагнетательных и 36 специальных. Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в табл. 5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках данного дипломного проекта были решены следующие задачи: проанализированы геолого-технологические показатели Гремихинского месторождения, произведен анализ коррозионного состояния месторождения, выявлены недостатки в существующей антикоррозионной программе и даны предложения по ее усовершенствованию. Рассмотрены вопросы в области охраны труда, промышленной безопасности и безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях, охраны окружающей среды и охраны недр. Также определена оценка экономической эффективности предлагаемых мероприятий.
Проведенный анализ геолого-технологического материала Гремихинского месторождения, позволил установить, что особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами. Промышленная нефтеносность коллекторов на Гремихинском месторождении установлена по результатам опробования в отложениях верейского горизонта (В-II и В-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7) и визейского яруса (пласты C-I, C-II, C-V, C-Va и C-VI). В турнейском ярусе (кизеловский и черпетский горизонты) предполагается промышленная нефтеносность коллекторов.
Так как наша работа напрямую связанна с эксплуатацией скважин Башкирского яруса, то особое внимание мы уделили данному объекту.
Плотность нефти которого в пластовых условиях составляет 0,906 г/см3, в поверхностных условиях 0,921 г/см3, давление насыщения газом 4,52 МПа, газосодержание 5,48 м3/т. Вязкость нефти изменяется от 60 до 280 мПа*с, среднее 148,14 мПа*с. Объемное содержание компонентов в смеси газов: углекислый газ -2,73%, азот -55,45%, метан – 10,29%, этан – 5,94%, пропана – 9,21%. Нефть башкирского яруса высокосернистая (3,32%), смолистая (21,23%), содержание парафина 3,46%, асфальтенов 5,01%. Пластовая вода – хлоркальциевого типа. По плотности вода сопоставима с верейским пластом 1,170 г/см3, общая минерализация 240,1 г/л. Вода насыщена бромом и йодом. Пластовая вода по степени агрессивности является сильноагрессивной, с содержанием Н2S – 192 мг/л и СВБ более 104 кл/мл.
По степени изученности запасы нефти башкирского яруса отнесены к категориям В. В целом, по объекту балансовые запасы составляют – 64556 тыс.т., извлекаемые – 25290 тыс.т. На 01.01.2007 год добыто нефти – 17282 тыс.т. отобрано от НИЗ 68,3 %. Среднегодовая обводненность продукции – 92,9 %. Остаточные запасы составляют : балансовые – 47273 тыс.т, извлекаемые- 8008 тыс.т.
Динамика технологических показателей разработки месторождения характеризуется ростом добычи нефти, жидкости и закачки воды. За последние пять лет добыча нефти увеличилась на 9%, добыча жидкости и закачка воды возросла более чем вдвое. Рост показателей по месторождению обусловлен увеличением темпов освоения объектов верейского горизонта и визейского яруса, а также интенсификацией добычи жидкости на башкирском ярусе. Показатели разработки Гремихинского месторождения главным образом определяются показателями разработки башкирского яруса. На этом объекте в 2006 г. добыто 80% всей годовой добычи нефти; 96% годовой добычи жидкости и 99,7% годовой закачки воды месторождения. При этом на объекте задействовано 77% действующего нефтяного фонда и 98% действующего нагнетательного фонда месторождения. Оценивая динамику фактических показателей разработки объектов, применительно к показателям башкирского яруса можно говорить о четвертой (завершающей) стадии разработки объекта, характеризующейся стабилизацией добычи нефти и высокой долей воды в продукции. Объекты верейского горизонта визейского яруса характеризуются второй стадией – роста показателей разработки обусловленных освоением новых участков залежей.
За рассматриваемый период 2001-2006 гг. отмечается превышение фактических показателей над проектными, за исключением количества действующих скважин. Накопленные (с начала разработки) и текущие (годовые) показатели добычи нефти, жидкости и закачки рабочих агентов, дебиты и приемистость скважин, обводненность, все эти параметры по факту превысили прогнозные оценки. Так, текущий годовой отбор жидкости в 2005 г. превысил проектные значения в три раза, добыча нефти - в два раза. При этом фактический фонд добывающих скважин на 16% меньше проектного. Повышенные темпы отборов обеспечены большей производительностью скважин по факту, чем планировалось ранее. Текущие дебиты скважин по нефти выше проекта почти в 2,5 раза, а по жидкости - в четыре раза. В связи с такими темпами отбора жидкости увеличивается коррозионная активность.
В решении основной задачи дипломного проекта, заключающейся в нахождении оптимальных методов противокоррозионной защиты для оборудования Гремихинского месторождения, был рассмотрен ряд вопросов.
В 2005 году для улучшения экологической ситуации, уменьшения аварийности трубопроводов и отказов ГНО было принято решение о начале реализации антикоррозионной программы. Программа ингибиторной защиты была рассчитана на обработку ингибиторами коррозии 335 скважин только Башкирского яруса, т.к. добываемая жидкость со скважин Визейского яруса и Верейского горизонта менее коррозионноактивная соответственно скважины этих горизонтов не попали под программу ингибиторной защиты. Скважины УШГН обрабатываются ударными дозировками с помощью ручных заливок через специальные устройства – метанольницы. Скважины УЭЦН обрабатываются с помощью устьевых дозаторов электрических (УДЭ).
Проанализировав аварийность системы трубопроводов и фонда скважин по причине коррозии, было выявлено, отказы трубопроводов и внутрискважинного оборудования в 2006 и 2007 году резко сократились, что напрямую связанно с внедрением антикоррозионной программы на Гремихинском месторождении. Но все же существует ряд участков, на которых при существующей программе произошло увеличение аварий по причине коррозии, как трубопроводов, так и ГНО. В дальнейшем выяснилось, что отказы происходят на скважинах Башкирского объекта разработки, оборудованные УШГН с производительностью более 50 м3/сут, оснащенные метанольницами для периодических ручных обработок скважин ингибитором коррозии-бактерицидом. Согласно коррозионного мониторинга добываемая жидкость на данных скважин содержит сероводорода более 150 мг/л и СВБ – более 104 кл/мл и ингибиторная защита оборудования составляет менее 20%.
В результате было предложено на аварийных скважинах проводить обработки с постоянной подачей ингибитора коррозии комплексного действия СНПХ-1004, с помощью модуля подачи ингибитора ДИК с приводом от СК или установки дозировочной электронасосной УДЭ, в зависимости от технико-экономических показателей. При использовании дозаторов закачка ингибитора коррозии происходит постоянно, защитная пленка при постоянной закачке формируется на стенках трубопроводов и оборудования равномерно, создавая тем самым 100% защиту. Вынос ингибитора коррозии идет равномерно в отличие от периодических обработок
Также было проведено проектирование данного метода на примере скважин, общее количество которых составило 27 штук. Подбор скважин производился по таким критериям, как эксплуатируемый объект Башкирский ярус, скважина с дебитом по жидкости более 50 м3/сут. Подача бактерицида-ингибитора коррозии в скважину производится с помощью агрегата АХО (ручная ударная дозировка), по результатам мониторинговых исследований ингибиторная защита оборудования менее 20%. Также уделялось особое значение содержанию в добываемой жидкости скважины сероводорода более 150 мг/л и СВБ – более 104 кл/мл, частая аварийность выкидных линий скважин по причине внутренней коррозии от 1 раза в год и более и отказы ГНО на скважине по причине коррозии от 1 раза в год и более.
Расчет технологических показателей базового варианта и двух проектных показал, что наиболее эффективным методом защиты является постоянная подача реагента в затрубное пространство данных скважин, при помощи модуля подачи ингибитора ДИК. В результате уменьшения отказов ТРС и трубопроводов по причине коррозии дополнительная добыча от внедрения ДИК составит 939тн/год, также существенно уменьшаются: транспортные расходы на заправку реагента, количество дозируемого реагента, затраты на проведение ТРС, затраты связанные с ликвидацией порывов трубопроводов и рекультивацией загрязненной почвы.
На основе полученных расчетных данных в экономическом разделе чистая прибыль от внедрения дозаторов ДИК составит – 420 тыс.рублей, индекс доходности равен 1,12. Инвестиции вложенные в проект окупятся и принесут доход, период окупаемости 11 месяцев.
По результатам проведенных в работе расчетов можно сделать вывод о целесообразности проведения работ по защите эксплуатационных скважин, оборудования и промысловых трубопроводов с помощью модуля подачи ингибитора ДИК с приводом от СК.