задача, ГРП. Книга Мария Владимировна Руководитель Должность фио ученая степень, звание Подпись Дата
 Скачать 1.21 Mb.
|
|
2.6 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов. Свойства пластовых вод Объемный коэффициент пластовой нефти по результатам ступенчатого разгазирования изменяется от 1,132 (скв.707) до 2,4921 (скв.800), давление насыщения от 4,6 МПа (скв.707) до 20,6МПа (скв.162) газосодержание при ступенчатой сепарации от 28,35м3/т (скв.707) до 224,63м3/т (скв.800), динамическая вязкость нефти в пластовых условиях - от 0,49МПа с (скв.613) до 2,75МПа с (скв.1191). При этом не наблюдается какой-либо закономерности в изменении основных свойств пластовой нефти, определенных по результатам анализов глубинных проб, ни по площади массивнопластовой залежи, ни по разрезу. Так, весьма различаются по основным физико-химическим параметрам пробы нефти, отобранные от горизонта В2 в скв.162 и 707, из пластов с одной стороны и в скв.613, 1191 - с другой. Основной причиной широкого и неупорядоченного разброса параметров пластовой нефти, определенных по результатам анализов глубинных проб, является тот факт, что все отобранные на Л месторождении глубинные пробы в различной степени недонасыщенны газом. Об этом свидетельствует то, что давление на глубине отбора проб изменяется в очень широких пределах - от 5,4 МПа в скв.707 до 20,3МПа в скв.1191, однако ни в одной скважине давление, при котором отбирались глубинные пробы, не достигало начального пластового давления, определенного в подотчете запасов, утвержденном ГКЗ и равного 24,29МПа. В то же время для Л месторождения, которое является нефтегазоконденсатным, из самой физико-химической сути процессов растворение газа в нефти и формирование нефтегазовых залежей, вытекает непреложный факт - на уровне ГНК давление насыщения нефти газом должно равняться пластовому давлению. Ниже ГНК, где пластовое давление несколько выше давления насыщения, газ полностью растворен в нефти и в 30 пластовых условиях углеводородная система находится в гомогенной жидкой фазе. Таким образом, можно утверждать, что давление насыщения нефти Юрской массивно-пластовой залежи Л месторождения газом равно 24,3 МПа. Физические свойства пластовой нефти Л юрской массивно-пластовой залежи: газосодержание -185 м 3 /м 3 с учетом средней плотности сепарированной нефти, равной 0,8284 т/м 3 , объемный коэффициент - 1,63, вязкость - 0,3 МПа С. Пластовые воды горизонта Ю 1 представляют собой рассолы хлоркальциевого типа, воды характеризуются незначительным содержанием сульфатов (3.8 мг/л) и повышенной концентрацией ионов кальция (1583 мг/л). Минерализация вод равна 50.6 г/л, плотность 1034 кг/м 3 . Вязкость воды в пластовых условиях при температуре 820С составляет 0.37 мПа*с. [1] 2.7 Сведения о запасах углеводородного сырья Уточненная технологическая схема разработки Л месторождения выполнена на основе балансовых запасов нефти, газа и конденсата, утвержденных ЦКЗ Минтопэнерго РФ (протокол №36 от 3 августа 1993 г.). В период 1993-1994 годов происходило дальнейшее разбуривание южной (кусты 13, 16), юго-западной (кусты 86,87), западной (куст 51) и восточной (куст 47) частей месторождения. В результате полученного материала была проведена переоценка запасов нефти и растворенного газа по пластам Ю13 и Ю14 васюганской свиты, а также проведена корректировка ГНК в центральной части основной залежи. В результате чего в южной части газовой зоны основной залежи выделена небольшая самостоятельная газовая зона, однако это не повлияло в значительной степени на ранее утвержденные запасы. Были частично перестроены карты эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам Ю13 и Ю14, пересмотрены средние величины эффективных 31 нефтенасыщенных, толщин и площади нефтеносности. Площади нефтеносности определялись исходя из принятых отметок ВНК по скважинам. Эффективные нефтенасыщенные толщины рассчитывались, как средневзвешенные по площади для газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон. Остальные параметры, утвержденные протоколом ЦКЗ Минтопэнерго РФ при переоценке запасов по отдельным участкам остались без изменения. Балансовые запасы нефти, утвержденные ЦКЗ, составляют 124487 тыс. тонн, свободного газа - 70603 млн.м , а вновь посчитанные соответственно: 125049,7 тыс.т, в том числе по категории В+С1 - 121652,4 тыс. т, С2 - 3397,9 тыс. т и 70556 млн.м3. При составлении уточненной технологической схемы разработки месторождения было проведено объединение в один эксплуатационный объект пластов Ю1 0 +Ю1 1+Ю2. По объединенному объекту разработки построена суммарная карта ненасыщенных толщин. Определена площадь выделенного объекта, рассчитаны величины нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности. Определение площади выделенного объекта проведено на ПЭВМ с использованием программы PLANIMETR. Средние значения нефтенасыщенных толщин определены как средневзвешенные по площади, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, как средневзвешенные по объему. Запасы посчитаны по категориям С1 и С2 . К категории С2 отнесены запасы в северо-западной части объекта, ранее (давленные по категории С1. Перевод запасов из категории С1 в С2 связан с тем, что в результате совместного испытания пластов Ю11+Ю12 в скв. 186 в процессе бурения с помощью ИП получен фильтрат с газом. Запасы в районе скв. 190, 191, ранее посчитанные по категории С2 исключены из подсчета запасов в связи с тем, что при испытании скв. 190 и 191 получены отрицательные результаты. 32 Так при испытании скв. 191 в интервале 2398-2404 м получено 1,5 м пластовой воды с пленкой нефти на динамическом уровне 1110 м. В скв. 190 горизонт Ю1 по данным керна без признаков. Обе скважины ликвидированы по категории 1"а'', как выполнившие геологическое назначение. В целом по объединенному объекту разработки запасы посчитаны по зонам насыщения, а также произведен подсчет запасов нефти для поля с нефтенасыщенной толщиной равной и больше 4 м. Подсчет запасов нефти в пределах четырех метровой изогипсы проведен также для пластов Ю13, Ю14, Ю2. 33 3. Технологическая часть 3.1 Коррозия металлов Коррозия металлов – это физико-химический процесс, вызывающий разрушение металла или изменение его свойств в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды (рисунок 3.1). Рисунок 3.1 – Коррозия металлов В результате такого процесса, с течением времени, меняются форма, размеры, структура, состояние поверхности металла, что в конечном счете приводит к его разрушению. При эксплуатации магистральных нефтепроводов все металлические сооружения, промысловые трубопроводы и резервуары подвергаются длительным воздействиям со стороны внешних природных факторов и внутренней химической агрессивной среды. Процессы коррозии развиваются при этом в металле, происходит разрушение конструкций и значительные экономические потери. Поэтому коррозия является причиной аварий и остановок установок, ремонта, связанных с заваркой каверн, заплат, врезки катушек, замены участков нефтепроводов и поврежденных конструкций. Именно коррозия зачастую является причиной ощутимых потерь транспортируемого продукта, которая приводит к загрязнению окружающей среды и простоем оборудования потребителей нефти.[4] 34 Для предотвращения всех этих негативных факторов последствий необходимо применять научно-обоснованные, практически оправданные методы защиты от коррозии. 4. Виды процессов коррозии Коррозия делится на два типа: химическая и электрохимическая. Химическая коррозия происходит за счет реакции металлов с неэлектролитами, естественно в зоне контакта металла с неэлектролитами. Главная характеристика этого вида – отсутствие электрического тока.Такие процессы наблюдаются, например, при разрушениях внутренней поверхности трубопроводов, контактирующих с сернистой нефтью и нефтепродуктами или внутренней поверхности резервуаров. Электрохимическая коррозия – это коррозия, появившаяся на поверхности металла, за счет окисления (электролита). К электролитам относятся: грунтовая вода, воды морей, рек, болот, растворы солей, кислот и щелочей. Главная особенность этого вида – электрический ток. Данный вид коррозии наиболее распространен. Ему повержены наружные поверхности нефтепроводов и резервуаров, находящихся под воздействием атмосферных и почвенных электролитов. Электрохимическая коррозия подразделяется на следующие виды: 1) Коррозия в электролитах – это коррозия металлов, находящаяся в жидких средах, которая проводит электрический ток. Наиболее часто, в качестве жидкой среды выступают водные растворы, в которые металлические сооружения конструкций погружены полностью, частично или по переменным стечением времени; 2) Почвенная коррозия - коррозия металлических подземных сооружений и их частей под воздействием почвенных электролитов. В коррозионном отношении, грунт всегда должен рассматриваться как своеобразный 35 электролит, различающийся по составу и другим характеристикам на различных участках. При эксплуатации нефтепроводов этот вид коррозии распространен повсеместно, поскольку большая часть трубопроводов находится под землей; 3) Электрокоррозия - коррозия металлических сооружений под действием блуждающих токов. К таким процессам также подвержены части металлических сооружений, находящихся в грунте, но источником коррозии при этом являются токи, распространяемые по поверхности почвы от линий электрофицированных железных дорог, линий электропередач и линий катодной защиты; 4) Атмосферная коррозия – это коррозия металлов, находящаяся в атмосфере воздуха или газа, содержащего пары воды. Особенностью такого процесса является сильное влияние на его скорость и механизм климатических условий, от которых зависит толщина слоя влаги на поверхности металла и степенью увлажнения образовавшихся продуктов коррозии; 5) Биокоррозия – коррозия, появление которой зависит от жизнидеятельности микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы. К таким микроорганизмам относятся различные бактерии, морские водоросли, грибки, лишайники, мхи; 6) Контактная коррозия – коррозия металлов в присутствие электролита, вызванная непосредственно контактом двух металлов. Как правило, такие процессы образуются на границе двух металлов, которые имеют разную коррозионную стойкость.[5] 5. Механизм возникновения электрохимической коррозии Практически все металлы подвержены коррозии. Чтобы понять, какие из металлов имеют коррозионную стойкость, рассмотрим принцип появления электрохимической коррозии. 36 На рисунке 5.1 показано, что для протекания физико-химического процесса, нужен контакт электролита с металлом. Электролитом могут быть вода, пары, кислоты, соли и щелочи. С электролитом постоянно контактируют положительно заряженные ионы кристаллической решетки металла. Ионы, попадая в электролит, оставляют отрицательные заряды и возвращаются обратно. Коррозия не происходит тогда, когда на металле восстанавливается динамическое равновесие. Динамическое равновесие происходит, если количество перешедших в раствор ионов совпадает с количеством вернувшихся ионов. Процесс коррозии происходит тогда, если количество положительно заряженных ионов металла больше количества вернувшихся, в результате чего на металле образуются отрицательные заряды. Менее коррозионностойким является металл, если образуется больше отрицательных зарядов.[5] Рисунок 5.1 – Контакт металла с электролитом Значением электрохимического потенциала называется способность металла переходить в раствор в ионном состоянии. Электрохимический потенциал можно вычислить по уравнению Нернста. Чем выше такое значение, тем ионные переходы металла в электролит медленнее, т.е. металл меньше подвержен коррозии. Е = Е 0 – k*T*lnC (5.1) 37 где, Е 0 – нормальный потенциал металла; k – постоянный коэффициент; Т – абсолютная температура; С – концентрация ионов металла в растворе электролита. Из уравнения (5.1) видно, что это значение зависит от температуры металла, состава электролита, и напрямую связанно со значением нормального электродного потенциала металла. Значения нормальных электродных потенциалов некоторых металлов приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 – Нормальные электродные потенциалы металлов Металл Электродный процесс Потенциал, В (t=25 o C) Золото Au 3+ + 3e = Au + 1,498 Платина Pt 2+ + 2e = Pt + 1,200 Серебро Ag + + e = Ag + 0,799 Медь Cu 2+ +2e = Cu + 0,377 Свинец Pb 2+ + 2e = Pb - 0,126 Железо Fe 2+ + 2e = Fe - 0,440 Цинк Zn 2+ + 2e = Zn - 0,763 Алюминий Al 3+ + 3e = Al - 1,662 Магний Mg 2+ +2e = Mg - 2,363 Натрий Na + + e = Na - 2,714 В этой таблице показано, что разные металлы имеют отрицательные и положительные значения потенциалов. Отрицательные значения показывают, что металлы по отношению к раствору заряжены отрицательно. Поэтому можно сделать вывод, что если нормальный потенциал металла отрицательный, то он удерживает ионы при контакте с электролитом, а значит его склонность к коррозии больше и наоборот.[6] 38 При электрохимической коррозии происходит работа гальванических элементов, которые образуются на поверхности металла. Основная причина образования гальванических элементов – это неоднородность поверхности металла из-за примесей, увлажнения и других факторов. На поверхности металла образуются участки с разным электрохимическим потенциалом. Поверхность металла, погруженная в электролит, имеет коррозионную пару – анод и катод. Анод происходит на участке с высоким отрицательным потенциалом, а катод образуется на участке с меньшим отрицательным потенциалом. При взаимодействии металла с электролитом образуются два самостоятельных процесса: анодный и катодный. Анодным процессом называется переход ионов металла в раствор электролита, где происходит присоединение молекул воды к ионам (гидратация), а оставшиеся электроны перемещаются по металлу к катоду, за счет чего происходит разрушение металла. Катодный процесс – это восстановление окислителя, находящегося в растворе или расплаве электролита. В катодном процессе молекулы или ионы могут восстанавливаться на катоде. Из выше описанного, можно сделать вывод, что электрохимическая коррозия на неоднородной поверхности металла аналогична процессу гальванического элемента. Поэтому на промысловых трубопроводах, за счет неоднородностей также возникают анодные и катодные процессы, что приводят к коррозионному разрушению (рисунок 5.2). Рисунок 5.2 – Возникновение коррозионных пар в металле подземного трубопровода 39 6. Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии Основными методами защиты трубопроводов от внутренней коррозии являются: Технологические мероприятия; Применение ингибиторов; Применение защитных покрытий; Применение коррозионностойких труб. Рисунок 6.1 – Классификация способов защиты трубопроводов от внутренней коррозии На рисунке 6.1 изображена классификация способов защиты трубопроводов от внутренней коррозии. К технологическим мероприятиям относится: Применение ЭХЗ; Повышение скорости потока и производительности; Предварительная подготовка к очистке продукции скважин; Очистка труб от отложений; Понижение цикличности от перекачки; 40 Понижение от температуры. К применению ингибиторов относится: Непрерывное дозирование; Непрерывное дозирование с предварительной ударной дозировкой; Пробковая обработка; Периодическая подача; Закачка в пласт. Применение защитных покрытий можно разделить на следующие виды: Силикатные: - стеклянные; - эмалевые; - цементные. Полимерные: - эпоксидные; - фенолформадегидные; - фторопластовые; - полиэтиленовые; - полипропиленовые; - полиуретановые; - композиционные. Металлические: - алюминиевые; - хромовые; - никелевые; - из различных сплавов. Комбинированные: - полимерцементные; 41 - многослойные. Применение коррозионностойких труб можно разделить на следующие типы: Стальные легированные, коррозионностойкие, биметаллические; Титановые сплавы; Алюминиевы сплавы; Неметаллические трубы; Комбинированные и многослойные трубы. 6.1 Ингибиторы коррозии Одним из методов защиты трубопроводов от внутренней коррозии является использование ингибиторов коррозии. Защитным действием ингибиторов является воздействие электрохимической реакции на кинетику. Механизм защитного действия связан с адсорбцией ингибиторов коррозии на границе металл – среда, т.е. происходит образование защитных пленок на поверхности металлов. К ингибиторам можно предъявить следующее требование: способность образовать устойчивую эмульсию в воде, растворимость в УВ, защита внутренних стенок промысловых трубопроводов (ПТ) от агрессивного воздействия сероводорода. Применение на практике имеют азот и аминосодержащие соединения. К таким реагентам относятся: СНПХ – 6301 «А», «З», «КЗ»; СНПХ – 6302 «Б»; «Нефтехим»; СНПХ – 1004; Тинкор – 1 и др. 42 Большинство высокоэффективных ингибиторов коррозии при высоких температурах сохраняют защитный эффект, а в частных случаях даже повышают его. За счет прочной связи полярных молекул с поверхностью металла ингибиторы обеспечивают защитный эффект. Основная доля ингибиторов, применяемых в настоящее время, представлена органическими азотосодержащими соединениями с длинными углеродными цепями. К таким соединениям относятся производные смоляных аминов и четвертичные соединения. Значительное количество ингибиторов получают за счет переработки отходов нефтехимической промышленности. Эти продукты имеют высокомолекулярные соединения, имеющие сложное строение, которые могут построить структурно-механический барьер на металле. Ингибиторы можно применять на поздней стадии эксплуатации ПТ, когда обводненность добываемой нефти возрастает. Их подача может осуществляться в агрессивную среду в любом месте функциональной системы. Выбор ингибиторов зависит от степени обводненности продукции скважины. Если обводненность до 30%, то применяют ингибиторы, растворимые в водной фазе. Пленкообразующие ингибиторы более эффективны, если происходит увеличение содержания воды в нефти. От многих факторов зависит эффективность ингибиторов коррозии. Самым важным фактором эффективности ингибитора является достижение ингибитора поверхности защищаемого металла и его адсорбция на ней. Если у ингибитора низкая концентрация, то она может привести к ускорению коррозии, а не к ее замедлению.[6] Из данного метода защиты можно сделать вывод, что применение ингибиторов коррозии является очень дорогим способом защиты ПТ от коррозии, которая требует строгого соблюдения технологического режима. |