Разработка математической модели по подбору ингибтора коррозии на примере Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения

1. Общие сведения о местоположении 3
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения 6
1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 13
1.4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды 15
1.5. Запасы нефти, газа, КИН 20
1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении 21
2. Текущее состояние разработки ЯНГКМ 23
2.1. Анализ состояния фонда скважин 24
3. Технико-технологическая часть 29
3.1. Причины выхода из строя оборудования 29
3.2. Виды осложнений в скважинах при добыче нефти 29
3.3. Коррозия и эрозия 30
3.4. Последствия от коррозионного воздействия 33
3.5. Анализ причин возникновения коррозии в трубопроводе 35
3.6. Анализ современных методов борьбы с коррозией 40
3.7. Обоснование метода 42
4. Экономические показатели предложенных решений 47
5. Безопасность жизнедеятельности 52
5.1. Производственная безопасность 52
5.2. Анализ вредных производственных факторов и обоснования мероприятий по их устранению 53
5.2.1. Отклонение показателей климата на открытом воздухе 53
5.2.2. Превышение уровней шума 53
5.2.3. Производственные факторы, связанные с чрезмерным загрязнением воздушной среды в зоне дыхания 54
5.2.4. Тяжесть и напряженность физического труда 54
5.3. Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению 54
5.3.1. Электрический ток 55
5.4. Экологическая безопасность 56
5.4.1. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 58
5.4.2. Пожароопасность 59
5.4.3. Взрывоопасность 60
5.5. Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 62

Весь текст будет доступен после покупки

Добыча и подготовка нефтяной продукции является сложным и долгим процессом с применением различных технологий. Поисково–геологический этап – начало данного комплекса, задача которого состоит в поиске месторождений нефти и газа и полная геологическая разведка с расчетом всех запасов.
В настоящее время часто оборудование для добычи нефти приходит в негодность раньше положеного срока. Причины уменьшения его срока службы могут быть различны: различные механические повреждения, АСПО, солеотложения, коррозия, эрозия. Для борьбы с этими проблемами используются различные способы. Так при коррозии, АСПО, солеотложениях используются ингибиторы коррозии/АСПО/солеотложения.
Ингибирование скважин является эффективным способом уменьшения скорости коррозии, что позволяет эксплуатировать оборудование дольше. Подбор ингибитора коррозии – трудоемкий и сложный процесс, это связано с большими затратами времени на исследование каждого ингибитора – оценка «совместимости» с флюидом, оценка его эффективности, сравнение ингибиторов и выбор лучшего. Два последних этапа можно объединить в один.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Общие сведения о местоположении
Ярактинское НКГМ в административном положении расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районах Иркутской области (рис.1.1.1).
Рисунок 1.1.1 – Карта расположения месторождений углеводородов Иркутской области
Открытие Ярактинского НГКМ датируется июнем 1969 г., когда при испытании поисковой скважины № 5-СМ, из интервала 2160-2150 м был получен приток нефти дебитом 1,5 м3/сут, при динамическом уровне 2019 м.
Продуктивными на Ярактинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объёме от кровли фундамента до подошвы доломитов тирской свиты среднемотской подсвиты были выделены под условным названием “ярактинская пачка”.
Это открытие явилось результатом разворота поисково-разведочных работ в Приленском районе, после открытия Марковского месторождения. Принципиальная важность этого открытия заключалась в том, что в древних базальных терригенных отложениях вендского комплекса было выявлено промышленное скопление нефти на Сибирской платформе.
По результатам разведочных работ, которые были проведены на площади до 1973 г. считалось, что Ярактинское месторождение является нефтяным, так как из всех пробуренных скважин в продуктивном контуре были получены притоки нефти. Но в процессе дальнейших разведочных работ было установлено, что Ярактинское месторождение является нефтегазоконденсатным. В 2008 году на Ярактинской площади было пробурено 53 поисковых скважин, 13 разведочных, а также 5 эксплуатационных скважин. Площадь всего месторождения - 315,00 км2, при том чисто нефтяная зона – 81,84 км2.
Запасы (протокол ГКЗ № 8172 от 21.11.1978 года):
• нефти, извлекаемые С1 – 11,471 млн т;
• газа, извлекаемые по категории С1+С2 – 39,061 млрд м3;
• конденсата, извлекаемые по категории С1+С2 – 4,013 млн т.
Ярактинское НГКМ одним из первых в Иркутской области введено в промышленную разработку. В настоящее время эксплуатацией Ярактинского месторождения занимается Иркутская нефтяная компания.
Южнее на 80 км от Ярактинского месторождения расположено Марковское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенного на судоходной реке Лена, в 150 км вниз по течению от г. Усть-Кута. На северо- востоке в 60 км находится Дулисьминское месторождение (открыто в 1983 г.), восточнее в 40 км расположено Аянское месторождение.
Город Усть-Кут в западном направлении связан железнодорожной веткой Тайшет-Лена с транссибирской магистралью, в восточном направлении построена Байкало-Амурская магистраль.
Усть-Кут является важным центром, через который осуществляется снабжение всего народного хозяйства обширных районов Восточной Сибири и Якутии в разделах бассейна р. Лена вплоть до Северного Ледовитого океана. Многочисленные грузы, поступающие на станцию Лена, перерабатываются крупнейшим речным портом России - Осетрово и далее следуют речным транспортом по р. Лена и ее притокам к предприятиям и стройкам этой части Сибири. По трассе железнодорожной ветки Тайшет-Лена расположены Коршуновский горно-обогатительный комбинат, Братский промышленно- энергетический комплекс, включающий крупные лесодобывающие и лесоперерабатывающие предприятия.
Расстояние от г. Усть-Кута (станция Лена) по железной дороге до узловой станции Тайшет – 720 км, а до областного центра г. Иркутска – 1389 км.
Район Ярактинского НГКМ входит в состав Приленской плоской возвышенности, которая является частью обширного Средне-Сибирского плоскогорья, представляющего собой слабовсхолмленную равнину образованную широкими плоскими водоразделами, глубоко расчлененными гидросетью.
Средняя высота водоразделов не превышает 550-600 м над уровнем моря. Максимальные абсолютные отметки на водоразделах достигают 650 м, а минимальные в долинах рек – 400 м.
Непосредственно Ярактинское НГКМ расположено на водоразделе между верховьями рек Нижней Тунгуски и Непы.
Река Нижняя Тунгуска протекает южнее исследуемого района. Средняя скорость течения в этой части реки 0,4 м/сек. Максимальная глубина реки 2- 2,5 м, минимальная - 0,5 м. Ширина русла 10-12 м. Наиболее высокий уровень воды наблюдается во время весенних паводков. Река в этой части не судоходна. Наиболее значительными притоками р. Нижней Тунгуски на площади работ являются р. Хаил, р. Яракта, р. Гульмок и др.
Река Непа протекает севернее разведанного месторождения и также практически не судоходна. Средняя скорость течения реки около 0,5 м/сек. Максимальная глубина 2,5 м, минимальная - 0,5-1 м. Ширина реки в районе работ 7-10 метров. Наиболее крупным притоком р. Непа на площади работ является р. Кирон.
Основными особенностями гидрологического режима рек являются: питание за счет атмосферных осадков и таянья сезонной и многолетней мерзлоты, относительная многоводность стока в различное время года.
Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до -48°-55°С, максимальная температура приходится на июнь-июль и достигает +30° +35°С, среднегодовая температура воздуха -3,5°С.
Количество осадков составляет 350 мм в год, причем, большая часть их приходится на осенне-летний период.
Постоянный снеговой покров держится с середины октября до начала мая. Высота его не велика (0,8-0,9 м), что в сочетании с низкими температурами, продолжительной зимой, обуславливает глубокое промерзание грунта. Полное оттаивание грунта происходит только в конце июля.
Ледостав на р. Нижняя Тунгуска и р. Непа начинается в середине октября. Полностью ото льда реки освобождаются в середине мая.
Растительность района типично таежная и состоит, в основном, из хвойных пород леса, среди которых преобладает сосна. Подчиненное значение имеют: лиственница, ель, кедр, пихта, береза и осина.
В районе работ населенные пункты отсутствуют, местность покрыта сплошной труднопроходимой тайгой с сильно расчлененным рельефом. До ближайших населенных пунктов, расположенных преимущественно по берегам р. Лена, 80-100 км, до г. Усть-Кута расстояние по прямой 140 км в направлении на юго-запад.
Местное население занято в леспромхозах, в сельском хозяйстве, пушном промысле.
Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение и перевозка грузов возможна только по зимним дорогам в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду.
Транспортные перевозки, в период навигации по р. Лена, можно осуществлять с середины октября.
Из местных строительных материалов наибольшее значение и применение имеет лес, используемый также в качестве топлива, в том числе для котельных установок на буровых.
В числе прочих строительных материалов следует отметить наличие песчаников и доломитов залегающих вблизи поверхности отложений ордовика, а также песков и галечников русловых отложений и речных террас.
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения
Продуктивными на Ярактинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объеме от подошвы доломитов парфеновского горизонта до кровли фундамента были выделены под условным названием в Ярактинскую пачку (I и II пласт).
По своему строению оно оказалось весьма сложным, структурно- литологического типа.
На Ярактинском участке выполнен следующий объем работ:
сейсморазведка 3Д – 329,6 км2
сейсморазведка 2Д – 2 958 км (из них в 2005 году – 14 км)
ВСП – 4 скв.
По состоянию на 1.09.2013 г. на месторождении пробурено 150 скважин, из которых 41 – поисково-разведочные и 109 эксплуатационные.
Общий объем бурения составил 99 274 м, в том числе параметрического - 2726 м, эксплуатационного - 21 780 м, поискового - 65 997 м, разведочного –13 968 м.
Начальное пластовое давление в залежи равно 25,4 МПа. В процессе разработки пластовое давление в зоне отбора снижается уже в первый год до 24,9 МПа.
На месторождении предусматривается построить 32 новых добывающих, 17 нагнетательных, 22 барьерных скважин и 4 водозаборных скважин для нужд поддержания пластового давления (ППД). Строительство проектных скважин по принятой сетке разработки и расположению их забоев на месторождении планируется осуществлять с проектируемых кустовых оснований. При этом скважины со смещением забоя от вертикали менее 1 000 м рассматриваются как обычные наклонно–направленные.
Геологическое строение Ярактинского НГКМ изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого- съемочных работ. На основании этих материалов составлен геологический разрез Ярактинского НГКМ (рисунок 1 приложения).
Общая толщина осадочной толщи от поверхности фундамента до четвертичных отложений колеблется от 2570 до 2740 м.
Литолого-стратиграфический разрез Ярактинского НГКМ представлен породами кристаллического фундамента - отложениями рифея, а также кембрия, ордовика и отложениями четвертичной системы.
Кристаллический фундамент - АR-РR
Породы, относимые к фундаменту, вскрыты в пределах Ярактинского участка скважинами 21, 52, 24, 50, 19, 15, 55, 10, 5. Породы фундамента представлены красновато-серыми, розовато-серыми, розовато-коричневыми, мелко - и среднекристаллическими гранитами и гранито-гнейсами; в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Абсолютный возраст этих пород, определенный Rb-Sr методом в геохронологической лаборатории Института Геохимии СО РАН (г. Иркутск) по образцам, отобранным в скважинах 52, 21 составил 2,4-2,7 млрд. лет, что позволяет датировать эти образования археем - нижним протерозоем.
Вблизи поверхности продуктивного пласта на толщину 2-8 м породы фундамента сильно выветренные и трещиноватые.
Вендская система – V
Непская свита – Vnр
Отложения свиты с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах коры выветривания фундамента. Наиболее полные разрезы непской свиты вскрыты и описаны на Марковском месторождении, где в основании свиты, залегают терригенные отложения безымянного горизонта.
Выше по разрезу в районе Марковской площади залегает марковский продуктивный пласт, сложенный алевролитами и аргиллитами зеленовато-серыми, реже коричневато-серыми, с прослоями песчаников грязновато-серых, кварцевых, разнозернистых, неотсортированных с включениями пирита.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Крянев Д.Ю. Нестационарное заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. – М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2008. – 208 с.
2. Владимиров И.В. Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений: Автореф. Дис.докт. техн. наук: 25.00.15. – Уфа, 2005. – 52 с.
3. РД 39-3-507-80. Руководство по выравниванию фронта нагнетаемой воды и регулированию выработки пластов за счет применения циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков/ СИБНИИНП. – Тюмень, 1980. – 92 с.
4. Цынкова О.Е., Мясникова H.А., Баишев Б.Т.: Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.-Л.: 1993.
5. Оганджанянц В.Г. Теория и практика добычи нефти при циклическом заводнении. Итоги науки и техники, сер. Горное дело. М.1969. с.39-79.
6. Организация нестационарного заводнения на основе геолого-гидродинамического моделирования на примере опытного участка бобриковского горизонта Сабанчинского нефтяного месторождения/ Вафин А.Р. [и др.] // Георесурсы - 2016 - №71 – с. 4-20.
7. Руководство по проектированию и применению циклического заводнения. Авторы Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Цынкова О.Э. и др. РД 39-1-72-78. ВНИИ, 1978. 100с.
8. Медведев К.Ю. Перспективы применения нестационарного заводнения с целью повышения выработки запасов нефти // Наука. Инновации. Технологии. — 2017. — №2. — С. 147-158.

Весь текст будет доступен после покупки