Курсовая: Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводовNotice: Undefined variable: ref_img in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 323
Воды всех пластов содержат большое количество бикарбонат-ионов (741,21 - 996,83 мг/л). Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворенного в водах углекислого газа, поскольку поступление ионов НСО3- в раствор происходит вследствие диссоциации угольной кислоты. Концентрация углекислого газа в системе ППД составляет примерно 20 - 60 % от его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Известно, что скорость углекислотной коррозии металла и количество растворенного в жидкости СО2 пропорциональны его парциальному давлению. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии в системе ППД составляет от 30 до 70 % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нефтесбора. Рост концентрации СО2, а, следовательно, и HCO3- увеличивает коррозионную агрессивность добываемой жидкости. Это, в первую очередь, должно отразится на работоспособности оборудования системы нефтесбора. В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность. Согласно стандарту NACE RP0475-98 вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается к воде, не содержащей сероводород. В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 0,3 мг-экв/л ионов SO4 2-, что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах. СВБ обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений составляет 105-106 клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40 0С, присутствие углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. 2) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи, с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой. Таблица 2 Параметры пластов Ватьеганского месторождения
С увеличением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. 4) в заводняемых пластах происходит интенсификация процесса сульфатредукции. С увеличением обводненности, содержания СО2 (а, следовательно, и HCO3-) и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД. Рис. 4 - Изменение объема закачки воды по годам С 1991 по 2001 г.г. на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях произошло 455 порывов нефтепроводов, а с 1997 по 2001 г.г. - 71 порыв водоводов. В период с 1997 по 2000 г.г. отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах. В 2001 г. в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рис. 5). Аналогичная закономерность прослеживается и для удельной аварийности трубопроводов (рис. 6, 7). Высокая удельная аварийность нефтесборных трубопроводов и низконапорных водоводов по причине коррозии связана с малыми скоростями течения перекачиваемых сред, так как в этих условиях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и выносом механических примесей с их последующим осаждением на стенках труб. Имеет место усиление коррозии за счет возникновения и функционирования макрогальванопар "металл трубы - отложения". Рис. 5 - Аварийность трубопроводов Рис. 6 - Удельная аварийность трубопроводов Ватьеганского месторождения Рис. 7 - Удельная аварийность трубопроводов Южно-Ягунского месторождения Для месторождений Западной Сибири характерны отказы трубопроводов по причине коррозии, носящей локальный характер и развивающейся по нижней образующей трубы (рис. 8). Рис. 8 - Образцы труб с язвенной коррозией Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Так, затраты на ликвидацию одной аварии на трубопроводах системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения составляют в среднем 25 тыс. руб. (в ценах 2002 г.), а количество разлившейся нефти достигает 5 т. Общий ущерб от аварий в период с 1995 по 2001 г.г. исчисляется 1,513 млн. руб. Ликвидация одной аварии на нефтепроводе Ватьеганского месторождения обходится в среднем в 60-70 тыс. руб. При этом разливается от 0,11 до 0,5 т. нефти. Общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001 г.г. составили 10346,833 тыс. руб. Наибольшими являются затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах Ватьеганского месторождения диаметром 219 и 325 мм и водоводах диаметром 114 и 426 мм. Максимальные потери нефти (жидкости) происходят на нефтепроводах диаметром 219 и 426 мм и водоводах диаметром 114 и 273 мм (табл. 3). Таблица 3 Затраты на ликвидацию одной аварии и количество разлившейся нефти (жидкости) в зависимости от диаметра трубопровода
На Южно-Ягунском месторождении наиболее высоки затраты на ликвидацию аварий на нефтепроводах диаметром 426 и 530 мм и водоводах диаметром 426 мм. На нефтепроводах диаметром 273 и 530 мм и водоводах диаметром 530 мм отмечено самое большое количество разлившейся нефти (жидкости) (табл. 3). В последние годы количество аварий трубопроводов резко возросло (рис. 5). Каждая авария приводит к загрязнению в среднем 25-50 м2 территории. В результате 15 % аварий загрязняется до 100 м2 и более [1, 2]. Известно, что стабильность экологической обстановки на нефтегазодобывающих предприятиях и прилегающих к ним территориях во многом определяется эффективностью противокоррозионных мероприятий. При этом научно обоснованная и технически грамотно организованная ингибиторная защита металла внутренней поверхности трубопроводов позволяет существенно повысить их надежность, долговечность и промышленную безопасность. На Южно-Ягунском месторождении наиболее широкое применение нашли ингибиторы коррозии типа ХПК производства Когалымского завода химреагентов (табл. 4). Протяженность трубопроводов, на которых была введена ингибиторная защита металла, достигла максимального значения к 1998 г. и сохранялась на этом уровне вплоть до 2000 г. В 2001 г. на ряде участков подача ингибитора была прекращена (рис. 9). Таблица 4 Ингибиторы коррозии, применяемые на Южно-Ягунском месторождении
Рис. 9 - Протяженность трубопроводов, защищаемых ингибиторами коррозии Анализ рис. 7 и 9 свидетельствует о том, что ингибиторная защита трубопроводов Южно-Ягунского месторождения в целом не достигает цели: несмотря на имевшее место увеличение протяженности защищенных трубопроводов, их аварийность также возрастала. По-видимому, причина кроется в некоторых особенностях коррозии металла трубопроводов, характерных для данного месторождения. На Ватьеганском месторождении ингибиторную защиту трубопроводов начали применять с 2001 г. Протяженность защищаемых участков составляет 22,9 км при годовом объеме закачки 322,8472 т. В связи с малой продолжительностью эксплуатации трубопроводов (около одного года) невозможно по их удельной аварийности (рис. 6) оценить эффективность применяемого ингибитора на многолетнем временном интервале. В 2001 г. наблюдалось резкое снижение удельной аварийности низконапорных водоводов (рис. 6), что не могло быть вызвано только применением ингибитора ХПК-002. К другой причине этого явления относится, скорее всего, ослабление влияния факторов, воздействующих на скорость коррозии металла. К таким факторам относятся обводненность продукции, наличие в ней механических примесей, расслоение при определенных гидродинамических режимах течения водонефтяных эмульсий. Рассмотрим состояние промысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, среди которых имеется 762,912 км трубопроводов различного назначения и диаметра (табл. 5). 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. Свыше 40 % всех трубопроводов находится в эксплуатации более 15 лет, а 30 % - более 10 лет (рис. 10). 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. Таблица 5 Протяженность трубопроводов различного диаметра
Рис. 10 - Возрастной состав трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения 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 теригенной толщи нижнего карбона характеризуются высокой минерализацией, главным образом за счет ионов хлора (табл. 6). Таблица 6 Средний химический состав пластовых вод
Последние десять лет на Вятской площади, как и на месторождениях Западной Сибири, наблюдается прогрессирующий рост обводненности (рис. 11). Хотя средняя обводненность продукции увеличилась на 5 %, что значительно меньше, чем на Ватьеганском и Южно-Ягунском месторождениях, ее среднегодовой уровень по Вятской площади почти на 20 % выше. Рис. 11 - Обводненность добываемой продукции Основные показатели разработки Вятской площади представлены на рис. 12. Рис. 12 - Данные разработки Вятской площади Арланского месторождения Qн - добыча нефти, млн. т; Qж - отбор жидкости, млн. м3; Qзак. - закачка воды, млн. м3 С 1995 по 2000 г.г. на Вятской площади произошло 1055 порывов трубопроводов, из них на водоводах v 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. Анализ зависимости числа порывов на трубопроводах систем нефтесбора и ППД от объема закачиваемого ингибитора не выявил корреляционной связи между данными показателями (рис. 13). Рис. 13 - Аварийность трубопроводов и объем закачки ингибиторов Основная доля отказов по причине коррозии наружной поверхности труб приходится на выкидные линии системы нефтесбора и составляет 96,4 % от общего числа аварий (рис. 14). Рис. 14 - Аварийность выкидных линий Осмотр поврежденных участков трубопроводов и анализ характера коррозионных разрушений показал, что основным видом коррозии наружной поверхности промысловых трубопроводов является язвенная коррозия, а внутренней v общая (рис. 15).
Рис. 15 - Образцы труб, вырезанные с места порыва В табл. 7 приведены химический состав и некоторые свойства коррозионных сред, перекачиваемых на Вятской площади. В средах, перекачиваемых на Вятской площади, содержание сероводорода, как правило, не превышает 20 мг/л (табл. 7), в результате чего на поверхности металла должны образовываться нерастворимые полисульфиды железа, состоящие из троилита и пирита. Таблица 7 Химический состав и свойства перекачиваемых сред
Это подтверждается результатами ревизии образцов-свидетелей, находившихся в водонефтяной эмульсии системы нефтесбора в течение 40 суток. В ходе осмотра образцов-свидетелей коррозионных повреждений металла не выявлено (рис. 16). Образцы покрыты темной сплошной пленкой, характерной для троилита и пирита. 1 2 3 Рис. 16 - Внешний вид образцов-свидетелей до (1) и после экспозиции в водонефтяной эмульсии (2) и в модельной среде NACE (3) в течение 40 суток Низкое содержание сероводорода в средах Вятской площади можно связать с их высокой минерализацией (до 260 г/л, табл. 7), уменьшающей его растворимость. 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 также влияют на скорость коррозии. В пластовых и сточных водах Вятской площади количество углекислоты незначительно, и оно не приводит к ускорению коррозии. 2. Установки магнитной обработки жидкости УМЖ для промысловых трубопроводных систем Установка для магнитной обработки промысловой жидкости, перекачиваемой по промысловым трубопроводам представляет собой трубу требуемого диаметра (Dустановки=Dтрубопровода), на внутренней поверхности которой находятся постоянные магниты. Магниты располагаются вдоль трубы, образуя ряд контуров по диаметру. На распорных пластинах смонтирован магнитопровод, на котором также закреплены постоянные магниты. Внутренняя часть установки УМЖ покрыта антикоррозионной композицией. Примером такой установки служит установка для магнитной обработки пластовой воды горизонта "Сеноман" Южно-Ягунского месторождения (БКНС-5) (рис. 17). Рабочие параметры низконапорного водовода: наружный диаметр трубы 219х16 мм, длина 200 м, объем перекачиваемой воды 200 м3/час. Длина установки 0,9 м; магниты располагаются по длине установки одинаковыми полюсами (постоянное магнитное поле); на магнитопроводе магниты направлены противоположными полюсами. Таким образом, линии магнитного поля направлены перпендикулярно обрабатываемому потоку (рис. 18). Напряженность магнитного поля в центре зазора 27 кА/м (рис. 19). Рис. 17 - Установка УМЖ-219 для магнитной обработки пластовой воды Южно-Ягунского месторождения Рис. 18 - Схема расположения магнитов установки УМЖ-219
Рис. 19 - Схема магнитной установки УМЖ-219 (а); величина и форма изменения напряженности магнитного поля (б) Для больших диаметров трубопроводов (273-325 мм) установки для магнитной обработки имеют другой вид, как, например, для обработки сточной воды Южно-Ягунского месторождения (БКНС-3) (рис. 20). Низконапорный водовод имеет наружный диаметр 325х6 мм, длину 1600 м, объем перекачиваемой воды 240-300 м3/час. В этом случае для достижения требуемой напряженности и частоты магнитного поля постоянные магниты располагаются вдоль трубы так, как показано на рис. 21 (переменное магнитное поле). Длина установки 0,75 м. Максимальная напряженность магнитного поля в центре зазора 45 кА/м (рис. 22). Рис. 20 - Установка для магнитной обработки сточной воды Южно-Ягунского месторождения (БКНС-3) Рис. 21 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-(273-325)
Рис. 22 - Вид магнитной установки УМЖ-325 (а); величина и форма изменения напряженности магнитного поля для установки (б) Расчет и технологические особенности изготовления установок УМЖ. |
ВНИМАНИЕ! Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)! |
Простая ссылка на эту работу:
Ссылка для размещения на форуме:
HTML-гиперссылка:
|
Добавлено: 2011.01.29 Просмотров: 2042 |