Министерство образования и науки РТ
Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов
в системе ППД НГДУ «Лениногорскнефть»
2008
Содержание
Введение
1. Исходные данные
1.1 Особенности геологического строения основного эксплуатационного объекта
1.2 Коллекторские свойства пластов
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, пластовой воды
2. Технологический раздел
2.1 Причины повреждения трубопроводов в системе ППД
2.2 Факторы, влияющие на скорость коррозии
2.3 Методы борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
2.3.1 Применение труб с защитными покрытиями
2.3.2 Применение металлопластмассовых труб
2.3.3 Применение протекторной защиты
2.3.4 Расчет протекторной защиты водоводов
2.3.5 Ингибиторная защита трубопроводов
2.4 Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
2.5 Контроль эффективности ингибиторной защиты трубопроводов
2.6 Анализ порывности трубопроводов в системе ППД
2.7 Выводы и предложения
3. Охрана труда и противопожарная защита
3.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарная защита на объектах ППД НГДУ «Лениногорскнефть»
4. Охрана недр и окружающей среды
4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в НГДУ «Лениногорскнефть»
5. Организационно-экономический раздел
5.1 Организация труда бригады ЦППД
5.1.1 Организация труда и рабочего места бригады ЦППД
5.1.2 Численно-квалификационный состав бригады ЦППД
5.1.3 Положение о заработной плате, премирование и КТУ
5.2 Технико-экономические показатели по ЦППД, их анализ
5.3 Расчет сметы затрат
5.4 Расчет экономической эффективности ингибиторной защиты
5.5 Выводы и предложения
Список использованной литературы
Введение
Каждое разрабатываемое нефтяное месторождение проходит несколько этапов, которые характеризуются особыми условиями и показателями. Если первый и второй этапы характеризуются ростом добычи нефти и возможностью использования первоначальной пластовой энергии, то третий и четвертый этапы, на которых находятся практически все нефтеносные площади Ромашкинского месторождения, характеризуются интенсивным ростом обводненности, большими эксплуатационными затратами на поддержание пластового давления, использованием различных методов выравнивания профиля вытеснения и ограничения попутно добываемой воды.
Система ППД является очень металлоемкой, энергоемкой, что в свою очередь, связано с обустройством разводящих и подводящих водоводов, строительством кустовых насосных станций, объектов электроснабжения.
Долгое время имеющаяся практика форсированного отбора жидкости с месторождения требовала закачки больших объемов воды.
Актуальной проблемой для системы ППД является снижение коррозии оборудования. Коррозией металлов и сплавов называют процесс превращения их в окисленное состояние, разрушение под влиянием внешней среды. Коррозия приводит изделия в негодность.
При эксплуатации трубопроводов проведение мероприятий по защите от коррозии позволяет уменьшить количество порывов и, соответственно, сократить расходы на их ликвидацию, повысить надежность и продлить срок службы трубопроводов, а так же повысить экологическую безопасность объектов. Одним из наиболее эффективных и технологически несложных методов защиты от внутренней коррозии является ингибиторная защита.
1. Исходные данные
1.1 Особенности геологического строения основного эксплуатационного объекта
Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.
Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями. В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.
Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима c сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 С°. Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 С°. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С°. Максимальная летняя – 38 С°. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.
Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.
Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций.
Горизонт Д1 является многопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которая в среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 м выделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практика разработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределах горизонта Д1, следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудности при корреляции пластов зональных интервалов " б " и частично " в ".
Применение статистических методов корреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, поскольку в пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либо зону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализа заводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальной корреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация. Достаточно уверенно выделяются зональные интервалы пласта " а " и пластов пачки " г д " .
В силу особенностей залегания пластов пачки "б", их стратиграфическая идентификация осуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом.
С момента составления последнего проектного документа было пробурено около 150 скважин, что, естественно, в какой – то мере изменило геологическое представление о строении площади.
Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном - нижней не изменилось в процессе продолжающегося разбуривания площади.
Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки " б ".
Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.
Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.
В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.