Помощь студентам в учебе
Выбор и обоснование применения методов защиты оборудования добывающих скважин в условиях коррозионной активности на нефтяных и газовых месторождениях
|
ВВЕДЕНИЕ 1
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 12
1 ОБЗОР И АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО
ПРИЧИНЕ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ 13
1.1 Факторы, способствующие развитию ускоренной коррозии 13
1.2 Последствия коррозии и ее влияние на работоспособность
оборудования 27
2. СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ 32
2.1 Способы снижения коррозионных повреждений
внутрискважинного оборудования 32
2.2 Коррозионные поражения подземного оборудования добывающих
скважин на месторождениях западно-сибирского региона 41
2.3 Метод защиты промысловых трубопроводов от внутренней
коррозии» А.А. Колотова 57
3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, В
УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ 62
3.1 Шламоуловители и десендеры 62
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 77
4.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения
научных исследований с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 78
4.1.1 Цели и актуальность проекта 78
4.1.2 Анализ конкурентных технических решений 79
4.1.3 SWOT-анализ 80
4.2 Планирование научно-исследовательских работ 84
4.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 84
4.2.2 Определение трудоемкости выполнения работ и разработка графика
проведения 85
4.3. Бюджет научно-технического исследования 89
4.3.1 Материальные затраты 90
4.3.2 Затраты на специальное оборудование для экспериментальных
работ 90
4.3.3 Основная заработная плата исполнителей 92
4.3.4 Дополнительная заработная плата 93
4.3.5 Отчисления во внебюджетные фонды 94
4.3.6 Накладные расходы 95
4.4 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 96
5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 101
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 101
5.2 Производственная безопасность 104
5.3 Анализ опасных и вредных производственных факторов 106
5.3.1 Аномальные климатические параметры воздушной среды 106
5.3.2 Превышение уровня шума и вибрации 107
5.3.3 Недостаточная освещенность рабочей зоны 108
5.3.4 Повышенная запыленность рабочей зоны 108
5.3.5 Работа с вредными веществами 108
5.3.5 Укусы насекомых 109
5.3.6 Монотонность труда 110
5.3.7 Электрический ток и короткое замыкание 111
5.3.8 Статическое электричество 112
5.3.9 Движущиеся машины и механизмы производственного
оборудования 112
5.3.10 Давление (разрушение аппарата, работающего под давлением) 114
5.4 Экологическая безопасность 115
5.5 Безопасность при чрезвычайных ситуациях 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 121
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 12
1 ОБЗОР И АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО
ПРИЧИНЕ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ 13
1.1 Факторы, способствующие развитию ускоренной коррозии 13
1.2 Последствия коррозии и ее влияние на работоспособность
оборудования 27
2. СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ 32
2.1 Способы снижения коррозионных повреждений
внутрискважинного оборудования 32
2.2 Коррозионные поражения подземного оборудования добывающих
скважин на месторождениях западно-сибирского региона 41
2.3 Метод защиты промысловых трубопроводов от внутренней
коррозии» А.А. Колотова 57
3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, В
УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ АКТИВНОСТИ 62
3.1 Шламоуловители и десендеры 62
4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 77
4.1 Оценка коммерческого потенциала и перспективности проведения
научных исследований с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения 78
4.1.1 Цели и актуальность проекта 78
4.1.2 Анализ конкурентных технических решений 79
4.1.3 SWOT-анализ 80
4.2 Планирование научно-исследовательских работ 84
4.2.1 Структура работ в рамках научного исследования 84
4.2.2 Определение трудоемкости выполнения работ и разработка графика
проведения 85
4.3. Бюджет научно-технического исследования 89
4.3.1 Материальные затраты 90
4.3.2 Затраты на специальное оборудование для экспериментальных
работ 90
4.3.3 Основная заработная плата исполнителей 92
4.3.4 Дополнительная заработная плата 93
4.3.5 Отчисления во внебюджетные фонды 94
4.3.6 Накладные расходы 95
4.4 Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования 96
5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 101
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 101
5.2 Производственная безопасность 104
5.3 Анализ опасных и вредных производственных факторов 106
5.3.1 Аномальные климатические параметры воздушной среды 106
5.3.2 Превышение уровня шума и вибрации 107
5.3.3 Недостаточная освещенность рабочей зоны 108
5.3.4 Повышенная запыленность рабочей зоны 108
5.3.5 Работа с вредными веществами 108
5.3.5 Укусы насекомых 109
5.3.6 Монотонность труда 110
5.3.7 Электрический ток и короткое замыкание 111
5.3.8 Статическое электричество 112
5.3.9 Движущиеся машины и механизмы производственного
оборудования 112
5.3.10 Давление (разрушение аппарата, работающего под давлением) 114
5.4 Экологическая безопасность 115
5.5 Безопасность при чрезвычайных ситуациях 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 121
Коррозия оборудования и сооружений в нефтегазовой промышленности является одной из основных причин снижения их работоспособности, вызывает, огромные экономические потери и экологический ущерб.
Это связано с большой металлоёмкостью оборудования и сооружений, наличием высоко агрессивных сред, из-за гетерогенности добываемой продукции, и содержанием в ней кислых газов H2S, CO2. Присутствие сероводорода в продуктивных горизонтах характерно не для всех нефтегазоносных областей до начала разработки месторождений. Известно, что сероводород, появляющийся в продуктивных пластах, имеет главным образом биогенное происхождение в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые привносятся в пласты поверхностными водами системы поддержания пластового давления.
Цель данной работы: Выбор и обоснование применения методов защиты оборудования добывающих скважин в условиях коррозионной активности на нефтяных и газовых месторождениях.
Задачи:
- Анализ отказов газонефтяного оборудования
- Обзор оборудования
- Выбор оптимального метода для борьбы с коррозией
Объектом исследований являются скважины на нефтяных и газовых месторождениях.
Предметом исследования в работе является оборудование добывающих скважин. В работе планируется произвести технико-экономический анализ перевода добывающих скважин с фонтанного режима эксплуатации на УЭЦН, с целью поддержания среднесуточных дебитов скважин по нефти согласно проектным показателям
Это связано с большой металлоёмкостью оборудования и сооружений, наличием высоко агрессивных сред, из-за гетерогенности добываемой продукции, и содержанием в ней кислых газов H2S, CO2. Присутствие сероводорода в продуктивных горизонтах характерно не для всех нефтегазоносных областей до начала разработки месторождений. Известно, что сероводород, появляющийся в продуктивных пластах, имеет главным образом биогенное происхождение в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые привносятся в пласты поверхностными водами системы поддержания пластового давления.
Цель данной работы: Выбор и обоснование применения методов защиты оборудования добывающих скважин в условиях коррозионной активности на нефтяных и газовых месторождениях.
Задачи:
- Анализ отказов газонефтяного оборудования
- Обзор оборудования
- Выбор оптимального метода для борьбы с коррозией
Объектом исследований являются скважины на нефтяных и газовых месторождениях.
Предметом исследования в работе является оборудование добывающих скважин. В работе планируется произвести технико-экономический анализ перевода добывающих скважин с фонтанного режима эксплуатации на УЭЦН, с целью поддержания среднесуточных дебитов скважин по нефти согласно проектным показателям
Коррозия - это фундаментальная проблема на протяжении многих десятилетий: это миллиарды недополученной прибыли, ежедневные отказы, разливы нефтепродуктов, заражение почвы, животных, птиц и непоправимый ущерб для окружающей среды. Причин возникновения коррозии довольно много: наличие в металле механических примесей, наличие участков с динамической нагрузкой на трубопровод, агрессивная среда: сера, соль, вода, кислород, безусловно, ускоряют коррозионный процесс. Как показывает практика, наиболее опасна именно внутренняя коррозия, так называемый - «канавочный» износ.
На сегодняшний день существует ряд технологий, позволяющих, так или иначе, снизить коррозионное воздействие (ингибирование, футерование, композиционные материалы и т.д.). Безусловно, каждая из технологий имеет свои достоинства и недостатки. Но, основная задача - разработка метода защиты уже для существующих трубопроводов, без их демонтажа, чтобы не нарушать равновесие окружающей природной среды. Кроме того, применяемая технология должна идеально работать с уже существующими способами защиты от коррозии - всем этим требованиям отвечает рассмотренный в работе «Эффективный метод защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии» А.А. Колотова, что доказано проведенными опытно-промысловыми испытаниями на производственных трубопроводах: ОАО «Удмуртнефть», Роснефть, ООО «РН-Юганскнефтегаз ». Благодаря антикоррозионному модулю коррозия снизилась на 62,5%. Участок трубопровода, защищенный антикоррозионным модулем, не склонен к образованию коррозии и солеотложений. Разработанная конструкция позволила увеличить межремонтный период промысловых трубопроводов на 30.. .60%, защиту ОПС от разливов на 40.. .50%.
Основная причина ускоренной коррозии корпусов ПЭД заключается в форсированном отборе пластовой продукции, которая приводит к увеличению скорости потока, интенсификации разгазирования добываемых флюидов. В присутствии частиц пластовой породы и выделяющегося газа на погружное оборудование воздействует комплекс кавитационно-эрозионно-абразивных факторов, не позволяющий образовываться на поверхности металла защитным отложениям, что интенсифицирует скорость углекислотной коррозии.
Все факты коррозионных отказов зафиксированы исключительно на скважинах с обводненностью более 80%, погружное оборудование которых контактирует с высококоррозионной агрессивной эмульсией типа« нефть в воде».
Замена УЭЦН на более производительные установки, в частности, применение ПЭД большего типоразмера, приводит к уменьшению кольцевого зазора между УЭЦН и обсадной колонной, что увеличивает риск истирания и задира корпуса ПЭД при спуске в колонну, а также благоприятствует фреттинг-коррозии при эксплуатации за счет вибрации контактирующих поверхностей.
Коррозионная агрессивность отдельных видов технологических жидкостей, используемых при ГТМ, при попадании в пластовые условия многократно усиливается.
В настоящее время разработаны и проходят апробацию мероприятия, направленные на устранение негативного влияния причин, способствующих ускоренной коррозии погружного скважинного оборудования.
На сегодняшний день существует ряд технологий, позволяющих, так или иначе, снизить коррозионное воздействие (ингибирование, футерование, композиционные материалы и т.д.). Безусловно, каждая из технологий имеет свои достоинства и недостатки. Но, основная задача - разработка метода защиты уже для существующих трубопроводов, без их демонтажа, чтобы не нарушать равновесие окружающей природной среды. Кроме того, применяемая технология должна идеально работать с уже существующими способами защиты от коррозии - всем этим требованиям отвечает рассмотренный в работе «Эффективный метод защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии» А.А. Колотова, что доказано проведенными опытно-промысловыми испытаниями на производственных трубопроводах: ОАО «Удмуртнефть», Роснефть, ООО «РН-Юганскнефтегаз ». Благодаря антикоррозионному модулю коррозия снизилась на 62,5%. Участок трубопровода, защищенный антикоррозионным модулем, не склонен к образованию коррозии и солеотложений. Разработанная конструкция позволила увеличить межремонтный период промысловых трубопроводов на 30.. .60%, защиту ОПС от разливов на 40.. .50%.
Основная причина ускоренной коррозии корпусов ПЭД заключается в форсированном отборе пластовой продукции, которая приводит к увеличению скорости потока, интенсификации разгазирования добываемых флюидов. В присутствии частиц пластовой породы и выделяющегося газа на погружное оборудование воздействует комплекс кавитационно-эрозионно-абразивных факторов, не позволяющий образовываться на поверхности металла защитным отложениям, что интенсифицирует скорость углекислотной коррозии.
Все факты коррозионных отказов зафиксированы исключительно на скважинах с обводненностью более 80%, погружное оборудование которых контактирует с высококоррозионной агрессивной эмульсией типа« нефть в воде».
Замена УЭЦН на более производительные установки, в частности, применение ПЭД большего типоразмера, приводит к уменьшению кольцевого зазора между УЭЦН и обсадной колонной, что увеличивает риск истирания и задира корпуса ПЭД при спуске в колонну, а также благоприятствует фреттинг-коррозии при эксплуатации за счет вибрации контактирующих поверхностей.
Коррозионная агрессивность отдельных видов технологических жидкостей, используемых при ГТМ, при попадании в пластовые условия многократно усиливается.
В настоящее время разработаны и проходят апробацию мероприятия, направленные на устранение негативного влияния причин, способствующих ускоренной коррозии погружного скважинного оборудования.