- •Название Дипломная работа
- •Содержание
- •Реферат
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •Краткая характеристика Архангельского месторождения
- •Состав нефтяного газа на Архангельском месторождении
- •Классификация промысловых сточных вод месторождений Воткинского нгду по степени агрессивного воздействия
- •Темпы добычи на Архангельском месторождении за 2001 – 2003 годы
- •2. Анализ коррозионной ситуации
- •2.1. Классификация и анализ коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред
- •2.1.1. Степени агрессивного воздействия нефтепромысловых сред
- •Степень агрессивного воздействия среды в зависимости от скорости коррозии стали
- •Степень агрессивного воздействия нефтепромысловых сред на трубопроводы и оборудование
- •2.2 Анализ аварийности по Архангельскому месторождению
- •Аварийность трубопроводов на Ижевском, Мещеряковском и Архангельском месторождениях за 2003 год
- •Анализ аварийности нефтепроводов за 2001, 2002, 2003 годы по месяцам
- •Анализ водоводов сточных вод за 2001, 2002, 2003 годы
- •Аварийность трубопроводов на Архангельском месторождении за 2001, 2002, 2003 годы
- •Частота порывов нефтепроводов на Архангельском месторождении в результате коррозии за 2003 год
- •3. Применяемые технологии и методы защиты от коррозии
- •3.1. Защита системы трубопроводов ингибиторами коррозии
- •3.1.1. Результаты испытаний ингибиторов коррозии
- •Результаты пилотных испытаний ингибиторов коррозии на месторождениях Воткинского нгду
- •3.1.2. Технологическая схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении
- •3.1.3. Рекомендуемая схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении
- •Рекомендуемая схема подачи ингибитора коррозии
- •3.2. Защита трубопроводов внутренним антикоррозионным покрытием
- •Увеличение веса образцов полиэтилена
- •Сводные результаты испытаний труб футерованных полиэтиленом, и чистых полиэтиленовых труб на тепловое воздействие
- •Сводные результаты испытаний труб футерованных полиэтиленом, и чистых полиэтиленовых труб на воздействие соляной кислоты
- •3.3. Внедрение протектора
- •3.4. Дефектоскопия оборудования
- •4. Экономическая эффективность технологий по защите нефтепромыслового оборудования от коррозии
- •4.1. Расчет экономической эффективности применения ингибитора коррозии на Архангельском месторождении на добывающих скважинах
- •Результаты пилотных испытаний ингибитора коррозии Сонкор 9701
- •Стоимость содержания одной бр-2,5 по Архангельскому месторождению за один год
- •Экономическая эффективность применения ингибитора коррозии на Архангельском месторождении за год на добывающих скважинах
- •4.2. Расчет экономической эффективности применения труб с внутренним антикоррозионным покрытием
- •Исходные данные для расчета экономического эффекта применения труб с внутренним антикоррозионным покрытием
- •Экономический эффект от внедрения труб с внутренним антикоррозионным покрытием
- •4.3. Расчет экономической эффективности от внедрения алюминиевых протекторов
- •Исходные данные для расчета экономического эффекта применения протекторов
- •Экономический эффект от внедрения алюминиевых протекторов
- •4.4. Экономическая эффективность методов защиты от коррозии на Архангельском ппд
- •4.4.1. Расчет экономической эффективности применения ингибитора коррозии по Архангельскому ппд
- •Экономический эффект применения ингибитора коррозии на водоводах сточных вод Архангельского месторождения
- •4.4.2. Экономическая эффективность применения труб с акп на Архангельском месторождении
- •Экономический эффект применения труб с акп на водоводах сточных вод Архангельского месторождения
- •4.5. Анализ экономической эффективности рекомендуемых и применяемых технологий антикоррозионной защиты на Архангельском месторождении
- •Экономическая эффективность внедрения технологий противокоррозионной защиты по Архангельскому месторождению
- •4.6. Пример расчета ущерба окружающей природной среде при аварии на нефтепроводе
- •4.6.1. Исходные данные
- •4.6.2. Оценка степени загрязнения земель
- •4.6.3. Оценка степени загрязнения водных объектов
- •4.6.4. Оценка степени загрязнения атмосферы
- •4.6.5. Результаты расчета степени загрязнения окружающей природной среды
- •5. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности
- •5.1. Общие положения
- •5.1.1. Основные требования по безопасному ведению работ
- •5.1.2. Требования к персоналу
- •5.1.3. Требования к территориям, объектам, рабочим местам, помещениям
- •5.1.4. Требования к оборудованию и инструменту
- •5.2. Правила безопасности и охрана окружающей среды при работе с реагентами
- •5.2.1. Правила личной безопасности при работе с реагентами
- •5.2.2. Требования безопасности перед началом работ
- •5.2.3. Требования безопасности во время работы
- •5.2.4. Требования безопасности по окончании работ
- •5.2.5. Меры противопожарной безопасности при работе с ингибиторами
- •5.2.6. Транспортировка и хранение ингибиторов коррозии
- •6. Охрана недр и окружающей среды
- •6.1. Экологические и санитарно-гигиенические ограничения
- •6.2. Источники потенциального загрязнения окружающей среды
- •6.3. Прогноз воздействия на окружающую среду при промышленной разработке месторождений
- •6.3.1. Атмосферный воздух
- •6.3.2. Гидросфера
- •6.4. Надежность работы технических систем
- •6.5. Эколого-экономическая оценка деятельности
- •6.6. Организационные и технико-технологические мероприятия в области охраны окружающей среды
- •6.6.1. Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •6.6.2. Мероприятия по охране водных объектов
- •6.6.3. Мероприятия по охране почвенного покрова
- •6.6.4. Мероприятия по охране биоты
- •6.6.5. Специальные мероприятия
- •6.7. Контроль за состоянием природного комплекса
- •6.8. Мероприятия по охране окружающей среды при работе с реагентами
- •Выводы и предложения
- •Список литературы
3.3. Внедрение протектора
Эффективным способом защиты от внутренней коррозии является использование алюминиевых протекторов-материалов, обладающих более высокой электрохимической активностью, чем защищаемый металл. В 1998 году было установлено три протектора производства «Альметьевскнефть» на выкидных линиях резервуарного парка.
На Гремихинском месторождении:
15.07.98 – выкидная линия (дренаж сточных вод) 325х8 мм с РВС-5000 № 4, протектор L = 1,5 м 40 мм.
29.12.98 – выкидная линия (дренаж сточных вод) 325х8 мм с РВС-5000 № 3, протектор L = 2,8 м 40 мм.
29.12.98 – общая линия (дренаж сточных вод) 325х8 мм от РВС-5000 №№ 1,2,3 до РВС № 4, протектор L = 2,8 м 40 мм.
За 2001-2003 года на данных участках порывов не было. Ранее эти линии через 1,5-2 года меняли из-за частых порывов – устанавливали до 30-40 хомутов.
На Киенгопском месторождении:
14.07.98 – выкидная линия (дренаж сточных вод) 530х10 мм с РВС-5000 № 17, протектор L = 2,8 м 40 мм.
1996 год – РВС-5000 № 15 (сточная вода) – протекторы по проекту ЦНИПР.
Вывод: применение протекторов показало свою работоспособность и эффективность до полного снижения аварийности по данным участкам.
3.4. Дефектоскопия оборудования
Одним из методов контроля надежной и безопасной работы трубопроводов является периодическая дефектоскопия, которая дает возможность сделать соответствующий прогноз и выдать рекомендацию о своевременной замене коррозионно-опасного участка.
С 1998 года ведется дефектоскопия нефтепроводов, водоводов и теплотрасс с последующей селективной заменой дефектных участков. План работ для проведения толщинометрии трубопроводов составляется на основе заявок, представляемых УДНГ.
Первоначально, с 1998 года, дефектоскопия проводилась с помощью ультразвукового толщинометра «УТП». Учитывая важность работ по своевременной диагностике трубопроводов и прогнозированию их состояния, в сентябре 1999 года приобрели для этих целей более совершенный прибор – «Сканер» (Скаруч), которым и проводится в настоящее время основные замеры в режиме толщинометр-автомат. Замеры проводятся по образующей трубы в направлении сверху вниз или по всей окружности.
Правила по эксплуатации, ревизии и отбраковке трубопроводов (РД 39-132-94) устанавливают предельные значения толщины стенок трубопровода определенного наружного диаметра.
Экономическая целесообразность проводимых работ очевидна:
замена или исправление только дефектов;
высокая надежность соответствующих участков трубопроводов;
исключение убытков в результате аварии (потери добычи, возмещение экологического ущерба);
экономия средств предприятия за счет исключения выполнения данных работ специализированной организацией.
Вывод: проведение дефектоскопии трубопроводов позволяет сделать соответствующий прогноз и выдать рекомендации о своевременной замене соответствующего коррозионного участка.
4. Экономическая эффективность технологий по защите нефтепромыслового оборудования от коррозии
При расчетах экономической эффективности допустим ряд условностей:
экономический эффект рассчитываем по скважинам, нефтепроводы которых пересекают русла рек;
расчеты проводим в ценах 2003 года;
темпы отбора жидкости допускаем не по отдельной скважине, а в среднем по месторождению;
допускаем, что обводненность скважин остается неизменной.