Управление коррозией в системе сбора, подготовки и перекачки (Арланское месторождение).

ВВЕДЕНИЕ 4
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 6
1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Арланского месторождения 6
1.2 Свойства и состав пластовых флюидов 11
1.3 Осложняющие факторы геологического строения разреза на
Арланском месторождении 15
Выводы по разделу 16
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 18
2.1 Краткая характеристика текущего состояния разработки Арланского месторождения 18
2.2 Анализ существующей системы сбора и транспорта нефти и газа 25
2.3 Требования и рекомендации к системе внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин 34
2.4 Коррозия и методы борьбы с ней в нефтепромысловых отраслях 35
2.5 Управление коррозией в системе сбора, подготовки и перекачки на Арланском месторождении 44
2.6 Предложения по повышению эффективности работы
нефтепромыслового оборудования на Арланском месторождении 55
2.7 Определение технологической эффективности при замене дефектного участка на Арланском месторождении 65
2.8 Обеспечение требований промышленной безопасности при
проведении проектируемых работ 70
Выводы по разделу 73
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 75
3.1 Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения 75
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 75
3.3 Расчет экономических показателей проекта 76
Выводы по разделу 78
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 79
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 80

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность проблемы Определяющим критерием обеспечения безопасной эксплуатации объекта и повышения его долговечности является его надежность – свойство объекта сохранять заданные функции в течение установленного ресурса. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов во многом является проблемой повышения их надежности и долговечности и представляется сложной комплексной задачей, которая включает в себя решение технических, технологических, экономических и организационных аспектов. Несмотря на то, что этой проблеме посвящены многочисленные исследования отечественных и зарубежных авторов, в настоящее время она еще полностью не решена и многие вопросы остаются открытыми.
Одной из особенностей развития трубопроводного транспорта на современном этапе является уменьшение объемов строительства трубопроводов при одновременном росте объемов и сокращении сроков работ по ремонту и реконструкции трубопроводных сетей, связанных с коррозионным износом и старением трубопроводов.
Ситуация на сегодняшний день такова, что значительная часть трубопроводных систем (до 50 - 65 %) исчерпала установленный ресурс и вступает в период интенсификации потока отказов. При этом следует отметить, что одной из основных причин высокой аварийности технологических трубопроводных систем являются коррозионные повреждения (по литературным данным до 30 % от общего количества аварий). Проблема усугубляется еще и тем, что по условиям эксплуатации трубопровод, как правило, воспринимает одновременное воздействие механических нагрузок (деформаций), износа и коррозионно-активных сред. Такое совместное воздействие может вызвать ускоренное коррозионно -механическое разрушение трубопроводов в виде общей механохимической коррозии, коррозионного растрескивания, коррозионной усталости и др., которое значительно интенсифицируется под влиянием полей блуждающих токов.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Арланского месторождения
Характеристика продуктивных пластов и залежей
Промышленно нефтеносными на Арланской, Николо-Березовской, Ново-Хазинской и Юсуповской площадях Арланского нефтяного месторождения являются терригенные отложения нижнего карбона и девона, карбонатные отложения подольского, каширского, верейского горизонтов и турнейского яруса.
Турнейский ярус
Арланская площадь
Анализ геологического материала и данных ГИС показывает, что залежи пачки С1ksl.2 гидродинамически связаны с залежью пачки С1t(CТ1), так как нефтенасыщение фиксируется до той же отметки, что и по пачке С1t(CТ1).
Ввиду незначительности залежей нефтенасыщенные толщины пачки С1ksl.2 включены в объем залежи пачки С1t(CТ1).
На Арланской площади выявлено пять залежей нефти пластового типа.
Коллекторы представлены мелкокристаллическими известняками, реже доломитами, состоящими из одного-двух, реже трех-четырех прослоев. Пачка широко развита по площади месторождения. Коэффициент песчанистости равен 0,22, а коэффициент расчлененности - 1,8.
Залежь 1 пластового типа, имеет размеры 2,6?1,5-0,75 км, высота – 13,0-14,1 м. Залежь выявлена 28 скважинами, 20 из которых пробурены в нефтяной зоне. ВНК залежи принят в интервале отметок от -1178,7 до -1179,8 м, главным образом, по материалам ГИС. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,44. Среднее значение нефтенасыщенной толщины принято 2,7 м.
Залежь 2 пластового типа, имеет размеры 2,9?1,9 км, высота – 30,6-31,0 м, выявлена 22 скважинами. ВНК залежи принят на отметках от -1178,3 до -1178,7 м. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,77. Принятое значение нефтенасыщенной толщины составляет 5,0 м.
Залежь 3 пластового типа, имеет размеры 7,5?1,3 км, высота – 26,6-26,9 м. ВНК принят по данным ГИС на отметках от -1176,7 до -1177,0 м. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,94. Принятое значение нефтенасыщенной толщины равно 3,6 м.
Залежь 4 является основной, наибольшей по размерам залежью Арланской площади. Залежь пластового типа, имеет размеры 9,5?1,5-4,0 км, высота – 25,4-26,7 м. ВНК залежи принят в интервале отметок от -1177,4 до -1179,0 м по данным ГИС. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,56. Средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщины равно 3,8м.
Залежь 5 пластового типа, имеет размеры 0,63?1,9 км, высота залежи – 7,8-9,1 м. ВНК этой залежи принят на отметках от -1175,0 до -1180,2 м. Залежь полностью подстилается водой. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 2,0 м.
Терригенная толща нижнего карбона
Арланская площадь
Пласт C1rd-bb равномерно развит на Арланской площади. Залежи вытянуты в основном с северо-запада на юго-восток. В районе скв. 514, 29, 49 отмечается слияние пластов C1rd-bb, C1tl.6, C1tl.5. Пласт C1rd-bb неоднородный, представлен одним, двумя и более пропластками толщиной 1,0 - 10,0 м и более. Эффективная толщина песчаников изменяется от 0,8 до 23,6 м (скв. 7652). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина песчаников составляет от 4,4 до 1,0 м, принятая для различных категорий запасов. Коэффициент песчанистости составил 1,0; коэффициент расчлененности пласта равен 2,1.
По пласту C1rd-bb выявлено 36 залежей нефти, 32 из которых пластового типа, четыре залежи – пластовые с литологическим экранированием. Размеры залежей колеблются от 23,8?(6,9-1,2) (залежь 13) до 0,4?0,2 км (залежь 20). Высота залежей от 1,2 до 46 м. ВНК изменяется от -1174,3 до -1210,0 м (залежи 7с – 10). Среднее значение эффективных нефтенасыщенных толщин колеблется в пределах от 0,8 (залежь 34) до 6,0 м (залежь 14). Коэффициент пористости принят равным по всем залежам - 0,23 д.ед, коэффициент нефтенасыщенности - 0,88 д.ед.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Федосова Н.Л. Антикоррозионная защита металлов. – Иваново, 2009. – 187 с.
2. Тюсенков А.С., Черепашкин С.Е. Причины коррозии насоснокомпрессорных труб нефтепромыслов и технологическое повышение их долговечности // Наукоемкие технологии в машиностроении – 2016, №6. – С.11-16.
3. Саматов Р.Р. Осторожно, биокоррозия! Риски, мифы и решения // Нефть. Газ. Новации. – 2013, №10. – С.51-57.
4. Биозараженность нефтяных месторождений // В.Н. Глущенко, С.А.Зеленая, М.Ц. Зеленый, О.А. Пташко. – Уфа: Белая река, 2012. - 680 с.
5. Клыков В.Ю. Методы борьбы с коррозией ГНО в НГДУ «Воткинск» ОАО «Удмуртнефть» // Инженерная практика – 2010, №6. – С. 88-93.
6. Тлехусеж М.А., Тюхтенёва З.И., Ненько Н.И. Активаторы прорастания семян озимой пшеницы на основе амидов полизамещённой аминомасляной кислоты // Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 1 - 1; URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=19606 (дата обращения: 22.12.2018).
7. Солоненко Л.А., Тлехусеж М.А., Сороцкая Л.Н. Модификация поверхностного натяжения СОЖ присадками из полифункциональных производных органических кислот С3-С4 // Фундаментальные исследования. - 2008. - №7. - С. 63-64.

Весь текст будет доступен после покупки