- •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
Краткая характеристика Архангельского месторождения
Нефтяная промышленность Удмуртии является одной из основных развивающихся отраслей экономики республики. В 1955 году на территории Удмуртии открыто первое месторождение нефти и газа.
В 1967 году были открыты еще четыре месторождения: Архангельское, Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и Гремихинское. Всего на сегодняшний день в эксплуатации находятся 21 месторождение нефти и газа.
19 апреля 1973 года приказом министра нефтяной промышленности в Удмуртской республике было организовано производственное объединение «Удмуртнефть». Одновременно в составе объединения создались Игринское и Воткинское НГДУ.
Далее были созданы НГДУ «Ижевскнефть», Сарапульское НГДУ, научно-исследовательский и проектный институт «УдмуртНИПИнефть», а также ряд других филиалов.
17 мая 1994 года на базе объединения создается акционерное общество «Удмуртнефть», которое вошло в состав нефтяной компании «Сиданко». Высшим органом общества является общее собрание акционеров, которое проводится ежегодно.
В настоящее время на долю ОАО «Удмуртнефть» приходится 70 % нефти, добываемой в Удмуртии. Это крупнейшее бюджетно-образующее предприятие республики.
Из разрабатываемых акционерным обществом 22 месторождений, 14 находятся в стадии падающей добычи. Большинство месторождений находятся в эксплуатации более 20 лет, поэтому имеют выработанность запасов 55,4 %. Месторождения ОАО «Удмуртнефть» отличаются повышенной долей трудноизвлекаемых запасов (около 60 %). Нефть высокосернистая, вязкая (около 77 % запасов содержат высокосернистую нефть, около 18 % - высоковязкую).
Тем не менее, благодаря техническим новшествам и оригинальной методике добычи специалистами ОАО «Удмуртнефть» , удается держать достаточно высокий коэффициент извлечения – 0,42. Производственная деятельность ОАО «Удмуртнефть» отмечена 22 международными наградами, в том числе в области охраны окружающей среды.
В целях повышения эффективности управления ОАО «Удмуртнефть» и в соответствии с решением совета директоров ОАО «Удмуртнефть», 2 февраля 2003 года было создано ООО «Нефтетрубопроводсервис» («НТС»). В состав ООО «НТС» входят два цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов.
В каждом управлении для оперативного руководства имеются: начальник, заместитель, ИТР (мастера, механики, технологи), руководители в своих коллективах.
Регулирование социально-трудовых отношений между администрацией и работниками, касающихся рабочего времени и времени отдыха, оплаты труда, занятости, улучшения условий и охраны труда, предоставления социальных гарантий и льгот и обеспечения социально-бытового обслуживания, определено коллективным договором ОАО «Удмуртнефть».
За выполнение производственных показателей разработана и применяется система премирования.
Нарушители трудовой дисциплины, правил безопасности и работники, причинившие своими действиями ущерб окружающей среде или предприятию, привлекаются к различным видам ответственности согласно трудовому кодексу Российской Федерации, а также применяются меры социального воздействия, оговоренные Коллективным Договором.
Архангельское месторождение располагается в юго-западной части Удмуртской Республики. Открыто месторождение в 1963 году – в мае получен промышленный приток нефти из скважины № 63 с притоком жидкости 25 м3/сут, воды – 14 %.
Впервые запасы нефти и растворенного газа по Архангельскому месторождению были подсчитаны и утверждены ГКЗ в марте 1966 года.
В пределах Архангельской площади вскрыты породы архея, девонской, каменноугольной, пермской системы и четвертичные отложения. Вскрытая мощность до 36 м в скважине № 65.
Месторождение располагается на восточном склоне северного купола Татарского свода вблизи его сочленения с Верхнекамской впадиной. Архангельская площадь предварительно может быть отнесена к тектонической линии, проходящей через Можгинскую, Решетниковскую и Граховскую площади, которая обрывается в зоне регионального Удмуртского разлома. Сохраняется северо-восточное простирание структуры. Оконтуривается изогибатой минус 1645 м, размеры 12х2,7 км.
Продуктивный пласт на месторождении приурочен к песчаникам и алевролитам верхнего девона, кыновскому и пашийскому горизонтам. Продуктивный пласт песчаника расчленяют плотные породы – глинистые алевролиты и аргиллиты на ряд проницаемых пропластков. Продуктивный пласт подразделяют на две пачки: верхнюю и нижнюю. Обе пачки гидродинамически связаны. В верхней пачке сосредоточено 88 % запасов нефти, в нижней – 12 %.
Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта по площади поднятия колеблется от 6 до 14,8 м на северных и восточных крыльях и до 8-10 в сводовой части. В НК принят на отметке минус 1640 м. Этаж нефтеносности равен 15,5 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 11,3х2,3 км.
Продуктивный пласт именован как Д0 + Д1, общая мощность пласта колеблется в пределах 10,2-30 м. Залежь водоплавающая.
Пористость – 20 %.
Нефтенасыщенность – 82 %.
Проницаемость – 470 мд.
Начальное пластовое давление – 182-192,2 атм.
Давление насыщения – 103-104,5 атм.
По товарным свойствам нефть парафинистая, смолистая, высокосернистая.
Запасы нефти по месторождению: категория А В С 1.
Балансовые запасы нефти 14179,4 тыс. тонн, в 1997 году запасы пересчитаны, возросли на 13 % и составили 16,016 млн. тонн.
Извлекаемые запасы – 7,09 млн. тонн.
Коэффициент нефтеотдачи – 0,5.
Система размещения скважин – тремя линейными рядами с расстоянием между ними в 500 м и с расстоянием между скважинами в 600м.
По состоянию на 01.11.01 на Архангельском месторождении:
Всего пробурено 103 скважины, в том числе:
добывающих – 45, из них 3 в бездействии;
нагнетательных – 11;
контрольных и пьезометрических – 17;
в консервации – 8;
ликвидированных – 22.
Добыто 13 082 400 тонн нефти, 22 036 809 м3 воды; скважинами отработано 565 984 сут.
Средний дебет на 01.11.01 составил: по нефти 6,9 т/сут при обводненности 94,4 % (средний дебет жидкости 122,9 т/сут).
Продукция, транспортируемая системой сбора нефти, газа и воды, представляет собой смесь нефти – 5,6 %; минерализованной воды – 94,4 %; газа в растворенном виде – 18 м3/т.
Состав нефти Архангельского месторождения приведен в таблице 1.
Таблица 1
Состав нефти Архангельского месторождения
№ п/п |
Наименование |
Ед. изм. |
Кыновский горизонт |
1 |
Плотность нефти |
г/см3 |
0,855 |
2 |
Газовый фактор |
м3/т |
18 |
3 |
Вязкость |
мПас |
3,6 |
4 |
Содержание серы |
% масс |
2,45 |
5 |
Содержание парафина |
% масс |
3,55 |
6 |
Давление насыщения |
мПа |
10,4 |
Состав нефтяного газа представлен в таблице 2.
Таблица 2