- •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
Состав нефтяного газа на Архангельском месторождении
№ п/п |
Наименование |
Содержание % мольных |
1 |
Метан |
9,5 |
2 |
Этан |
2,7 |
3 |
Пропан |
5,2 |
4 |
Изобутан |
1,3 |
5 |
Бутан |
2,4 |
6 |
Углекислый газ |
0,7 |
7 |
Гексан |
0,4 |
8 |
Гелий |
0,109 |
9 |
Сероводород |
Следы |
10 |
Азот |
76,3 |
11 |
Изопентан |
0,9 |
12 |
Относительная плотность по воздуху |
1,031 |
Состав промысловых сточных вод Архангельского месторождения представлен в таблице 3.
Таблица 3
Классификация промысловых сточных вод месторождений Воткинского нгду по степени агрессивного воздействия
Среда |
рН |
Содержание агрессивных компонентов |
Степень агрессивного воздействия |
||||
Минерализация, г/л |
СВБ, кл/мл |
Н2S, мг/л |
СО2, мг/л |
О2, мг/л |
|||
Архангельское |
5,61 |
240,30 |
0 |
8,33 |
208-376 |
2,53-4,55 |
Сильноагрессивная |
Лиственское |
6,68 |
164,34 |
104 |
34,68 |
- |
- |
Сильноагрессивная |
Мишкинское |
6,82 |
119,31 |
104 |
26,86 |
127-158 |
0,79-3,90 |
Сильноагрессивная |
В настоящее время на Архангельском месторождении происходит увеличение темпов добычи за счет увеличения добычи жидкости, обводненность по месторождению осталась на прежнем уровне; данные по добыче нефти на Архангельском месторождении за последние три года представлены в таблице 4.
Таблица 4
Темпы добычи на Архангельском месторождении за 2001 – 2003 годы
№ п/п |
Показатели |
2001 |
2002 |
2003 |
1 |
Среднесуточная добыча нефти |
260 |
280 |
330 |
2 |
Среднесуточная добыча жидкости |
4364 |
4700 |
5600 |
3 |
Обводненность продукции |
94 |
94 |
94 |
4 |
Годовая добыча нефти |
94900 |
102200 |
120450 |
5 |
Годовая добыча жидкости |
1592860 |
1715500 |
2044000 |
2. Анализ коррозионной ситуации
2.1. Классификация и анализ коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред
Коррозия оборудования – это самопроизвольно протекающий процесс разрушения металлов при их контакте с окружающей средой. Среда, в которой металл подвергается коррозии, называется коррозионной, или агрессивной. При этом образуются продукты коррозии, содержащие металл в окисленной форме. По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают два типа коррозии: химическую и электрохимическую.
Нефтепромысловое оборудование нефтегазодобывающих предприятий подвергается обычно электрохимической коррозии, характеризующейся как процесс окисления металла в электропроводящих средах. В качестве электропроводящих сред выступают промысловые пластовые, сточные и пресные воды.
На первом этапе разработки месторождений пластовые воды представляют собой высококонцентрированные растворы солей и обладают нейтральной рН. Если в них отсутствует Н2S, О2 и СО2, пластовые воды оказывают, как правило, слабое коррозионное воздействие на металлическое оборудование скважин. при наличии Н2S или попадании в воду О2 из различных сред, их коррозионная активность резко возрастает. В зависимости от содержания в пластовых водах коррозионно-активных агентов процесс коррозии металлов в электроплитах протекает с водородной или кислородной деполяризацией. Специфика коррозионного разрушения различного нефтепромыслового оборудования связана с гетерогенностью добываемой продукции (коррозия металла происходит в системе типа нефть-газ-вода).
Закономерности протекания коррозионного процесса в такой сложной системе определяются многими факторами, среди которых основную роль играют физико-химические свойства среды, характер распределения отдельных фаз друг в друге, явления смачивания на различных границах раздела, влияния основных деполяризаторов – Н2S, О2. Действие других факторов носит подчиненный характер. Такой подход позволил рассмотреть с единой точки зрения различные на первый взгляд явления коррозии нефтепромыслового оборудования и тесным образом связать изменение коррозионной активности добываемой продукции на пути ее следования с техникой и технологии добычи и подготовки нефти.
В нефтепромысловой практике редко встречается сероводородная коррозия в «чистом виде». Она часто осложняется попаданием в технологические потоки кислорода из различных источников, в первую очередь – закачка пресной воды в систему ППД, что вызывает ускоренный износ различного оборудования. Попадание кислорода в сточные воды, не содержащие кислород, резко увеличивает их коррозионную активность. Наиболее интенсивной коррозии подвергаются водоводы, перекачивающие сильно минерализованные и содержащие агрессивные газы воды.
Различают несколько видов коррозионных разрушений. Наиболее опасными и широко распространенными в нефтегазодобывающей промышленности являются:
язвенная коррозия в виде отдельных каверн;
точечная или питтинговая – в виде множества отдельных локальных точечных разрушений;
межкристаллитная – распространяющаяся по кристаллам металла;
коррозионное растрескивание – образование коррозионных трещин в результате наводораживания, коррозионной усталости металла.
Язвенная и точечная коррозия особенно опасны для трубопроводов и резервуаров, работающих под избыточным давлением, поскольку приводят к появлению сквозных отверстий в стенке оборудования.
На протекание коррозионных процессов оказывают влияние различные факторы, главной из которых является компонентная характеристика транспортируемой среды. Наибольший вклад в коррозионную активность сред вносит количество растворенного кислорода, сероводорода и углекислого газа.
По степени агрессивного воздействия на коррозионный процесс сероводород является наиболее сильным стимулятором коррозии. Присутствие даже набольшего количества сероводорода приводит к значительному увеличению скорости коррозии стали. Число порывов водоводов возрастает в семь раз. Продукт коррозии стали в сероводородной среде (сернистое железо) не образует защитной пленки, и скорость сероводородной коррозии не имеет тенденции снижения во времени.
Скорость коррозии трубной стали при прочих равных условиях прямо пропорциональна содержанию кислорода в среде. Однако стимулирующее влияние кислорода зависит, в свою очередь, от наличия агрессивных компонентов, минерализации и температуры среды.
Следующим по агрессивному воздействию на металл оборудования является углекислый газ, который:
в результате хорошей растворимости в воде резко увеличивает кислотность среды и активизирует процесс электрохимической коррозии;
образовавшаяся углекислота может вызывать разрушение металла путем непосредственного взаимодействия с ним.
практика эксплуатации месторождений показала, что в начальный период разработки добываемая продукция характеризуется низкой коррозионной активностью, что обусловлено и малой растворимостью кислорода в высокоминерализованных водах и практическим отсутствием сероводорода. Но по мере обводнения месторождений и разбавления пластовых вод, появления кислорода и сероводорода в технологических средах скорость коррозии резко возрастает, что приводит к большим осложнениям при эксплуатации оборудования.