Курсовая. Курс. Предоставить краткую геологичесую характеристику Мамонтовского месторождения

• Название: Предоставить краткую геологичесую характеристику Мамонтовского месторождения
• Анкор: Курсовая
• Дата: 21.05.2023
• Размер: 0.92 Mb.
• Имя файла: Курс.docx
• Тип: Документы; #1148406
• страница: 3 из 4

Защита от коррозии посредством специальных покрытий.

Чтобы защитное покрытие справлялось с задачами, которые возлагаются на него, оно должно обладать целым рядом особых качеств:

• 
  быть износостойким и максимально твердым;
  
• 
  характеризоваться высоким показателем прочности сцепления с поверхностью обрабатываемого изделия (то есть обладать повышенной адгезией);
  
• 
  иметь такую величину теплового расширения, которая бы незначительно отличалась от расширения защищаемой конструкции;
  
• 
  быть максимально недоступным для вредных факторов окружающей среды.
  

Также покрытие должно наноситься на всю конструкцию как можно более равномерно и сплошным слоем.

Все используемые в наши дни защитные покрытия делят на:

• 
  металлические и неметаллические;
  
• 
  органические и неорганические.
  

Такие покрытия, которые мы опишем далее, применяются (и весьма активно) по всему миру. Поэтому о них будет рассказано достаточно подробно.

Борьба с коррозией при помощи органических неметаллических покрытий

Самым распространенным и сравнительно несложным вариантом защиты металлов от ржавления, известным уже очень давно, признается использование лакокрасочных составов. Антикоррозионная обработка материалов такими соединениями характеризуется не только простотой и дешевизной, но еще и следующими положительными свойствами:

• 
  возможностью нанесения покрытий разных цветовых оттенков - что и элегантный облик конструкциям придает, и надежно защищает их от ржавчины;
  
• 
  элементарностью восстановления защитного слоя в случае его повреждения.
  

К сожалению, лакокрасочные составы имеют совсем небольшой
коэффициент термической стойкости, малую стойкость в воде и относительно низкую механическую прочность. По этой причине в соответствии с существующими СНиП их рекомендовано применять в тех случаях, когда на изделия действует коррозия со скоростью не более 0,05 миллиметров в год, а запланированный срок их эксплуатации не превышает десяти лет.

К составляющим современных лакокрасочных составов относят такие элементы:

• 
  краски: суспензии пигментов с минеральной структурой;
  
• 
  лаки: растворы (коллоидные) смол и масел в растворителях органического происхождения (защита от коррозии при их применении достигается после полимеризации смолы либо масла или их испарения под влиянием дополнительного катализатора, а также при нагреве);
  
• 
  искусственные и природные соединения, называемые пленкообразователями (например, олифа – самый, пожалуй, популярный неметаллический "защитник" чугуна и стали);
  
• 
  эмали: лаковые растворы с комплексом подобранных пигментов в измельченном виде;
  
• 
  смягчители и разнообразные пластификаторы: адипиновая кислота в виде эфиров, дибутилфтолат, касторовое масло, трикрезилфосфат, каучук, другие элементы, которые увеличивают эластичность защитного слоя;
  
• 
  этилацетат, толуол, бензин, спирт, ксилол, ацетон и другие (данные компоненты нужны для того, чтобы лакокрасочные составы без проблем наносились на обрабатываемую поверхность);
  
• 
  инертные наполнители: мельчайшие частицы асбеста, тальк, мел, каолин (они делают антикоррозионные возможности пленок более высокими, а также уменьшают траты других составляющих лакокрасочных покрытий);
  
• 
  пигменты и краски;
  
• 
  катализаторы (на языке профессионалов – сиккативы): необходимые для быстрого высыхания защитных составов кобальтовые и магниевые соли жирных органических кислот.
  

Лакокрасочные соединения выбирают с учетом того, в каких условиях эксплуатируется обрабатываемое изделие. Составы на базе эпоксидных элементов рекомендованы для использования в атмосферах, где постоянно присутствуют испарения хлороформа, двухвалентного хлора, а также для
обработки конструкций, находящихся в различных кислотах (азотная, фосфорная, соляная и т. п.).

К кислотам также устойчивы и лакокрасочные составы с полихровинилом. Они, кроме того, применяются для предохранения металла от воздействия масел и щелочей. А вот для защиты конструкций от газов чаще применяются составы на базе полимеров (эпоксидных, фторорганических и иных).

2.5 МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С КОРРОЗИЕЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Основные методы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, которые сегодня применяют отечественные и зарубежные компании, можно разделить на три группы: химические, физические и технологические.

1. 
   Химические методы основаны на использовании химреагентов, в основном ингибиторов коррозии. Физические методы подразумевают применение коррозионностойких материалов, защитных покрытий и протекторной защиты.
   

Рисунок 2 – Типы ингибиторов коррозии.

Действие ингибиторов барьерного типа основано на образовании пленок. Анодные, катодные и смешанные ингибиторы барьерного типа
образуют пленки с физической адсорбцией, окисляющие ингибиторы оксидную пленку, ингибиторы, преобразующие поверхностную пленку, нерастворимые пленки на поверхности металла. Нейтрализующие ингибиторы увеличивают рН среды, удаляющие — ликвидируют из нее агрессивные компоненты. Наконец, к группе прочих ингибиторов относятся биоциды, которые подавляют действие сульфатовосстанавливающих бактерий (СВБ).

Выделяют два объекта подачи ингибитора — скважина и пласт. Подача ингибитора в скважину возможна несколькими способами: дозирование с помощью устьевых дозаторов в затрубное пространство, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капиллярной трубке, периодическая закачка в заданное пространство с помощью агрегатов и др. (см. «Объекты и способы подачи ингибиторов коррозии»).

Среди способов подачи химреагентов в пласт можно назвать следующие: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибитора с жидкостью глушения, подача капсулированного реагента. Кроме того, в зарубежной печати упоминается закачка ингибитора в состоянии пара. Технология отличается высокой эффективностью: позволяет доставить вещество во все микротрещины на поверхности оборудования, в результате чего образуется очень тонкое и плотное защитное покрытие, но при этом сложна для реализации с технической точки зрения.

Для подачи ингибиторов также применяются погружные скважинные контейнеры (ПСК). Это устройство заполняется твердым или капсулированным реагентом и крепится к основанию ПЭД. Конструкция ПСК отличается простотой, а при использовании устройства не осложняется монтаж УЭЦН. Вместе с тем ПСК в процессе эксплуатации обнаруживает и недостатки: низкую эффективность в период вывода на режим; необходимость постоянного контроля выноса реагента; ограничение срока действия примерно одним годом и дебита жидкости для твердого реагента — до 150 м³/сут.

Одна из технологий подачи капсулированного реагента Encaptron 95: ингибитор помещается в микрокапсулы, закачивается в затрубное пространство, после чего капсулы оседают на забой. При эксплуатации скважины полимерная мембрана растворяется и, смешиваясь с пластовой
жидкостью, защищает ГНО. К преимуществам технологии, на наш взгляд, можно отнести длительное время выноса ингибитора, а также то, что ПЗП не кольматируется вследствие отсутствия задавки ингибитора. Среди недостатков технологии можно назвать то, что ингибитор легко адсорбируется на поверхности мехпримесей, при использовании капсулированного реагента необходим определенный диапазон соотношения дебита по воде к объему зумпфа, требуется свободный объем зумпфа для размещения капсул. Кроме того, при большом выносе мехпримесей возможно засыпание зумпфа с капсулами, а также в скважинах с высокими дебитами жидкости снижается время действия реагента.

2. 
   Физические методы подразделяются на:
   

2.1 Применение коррозионно-стойких материалов. Коррозионностойкие материалы включают в себя низко и среднелегированные стали, а также сплавы. При использовании низколегированных сталей рекомендуется дополнительно применять ингибитор коррозии.

Преимущества рабочих органов, изготовленных из этих материалов, — стойкость к агрессивным средам, высокая износостойкость и снижение отложения солей. Вместе с тем применение «Нирезиста-4» и 5530 заметно удорожает оборудование.



Рисунок 3 – Виды сталей и сплавов.

Еще один пример использования физических методов для борьбы с коррозией — изготовление рабочих органов ЭЦН из полимерных материалов. К преимуществам рабочих органов ЭЦН из полимеров можно отнести следующие:

• 
  коррозионная стойкость материала;
  
• 
  малый вес, снижающий массу ротора и пусковые токи;
  
• 
  высокая чистота проточных каналов, низкая адгезия материала, что обеспечивает увеличение КПД на 3–5%;
  
• 
  отсутствие гальванических пар между материалами;
  
• 
  относительно низкая стоимость;
  
• 
  возможность изменения материала втулки направляющего аппарата.
  

Среди минусов стоит упомянуть неотработанную технологию повторного применения полимерных рабочих органов ЭЦН после эксплуатации в условиях Западной Сибири и их низкую стойкость к мехпримесям. Еще один пример оборудования, изготовленного из коррозионностойкого материала, — сталеполимерные лифтовые трубы/шлангокабели. Эти трубы производятся из полимерных материалов (полиэтилен, полипропилен, фторопласт) и армируются металлической проволокой. Внутренний диаметр составляет 45 мм, наружный — 71 мм. Возможно «вживление» в оболочку электрических проводников для решения различных задач.

К преимуществам этого оборудования относятся:

• 
  высокая коррозионная стойкость материала;
  
• 
  меньшая масса по сравнению с металлическими трубами;
  
• 
  низкая теплопроводность материала, которая способствует снижению отложений АСПО;
  
• 
  меньшие гидравлические сопротивления по сравнению с обычными НКТ вследствие отсутствия муфтовых соединений и непрерывности трубопровода. Недостаток сталеполимерных труб состоит в их меньшей, по сравнению с металлическими трубами, прочности.
  

2.2 Технологические методы защиты от коррозии подразумевают корректировку коррозийных факторов в скважине, в том числе — ограничение водопритока, предотвращение попадания кислорода, снижение скорости потока и температуры жидкости и др.

Для каждого метода, применяемого для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, характерны свои особенности, преимущества и недостатки.

2.6 ВЛИЯНИЕ СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ И КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ВИД КОРРОЗИОННОГО РАЗРУШЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН

Исходя из способа эксплуатации и конструкции нефтяных скважин рассмотрим, где и какому виду коррозионного разрушения подвергается подземное оборудование скважин.

Наиболее простую конструкцию имеет фонтанная. Если в скважине добывают не содержащую сероводород нефть, то коррозия подземного металлического оборудования проявляется в ней незначительно. Лишь при наличии в добываемой продукции сероводорода и сильной обводненности нефти, общая коррозия труб проявляется в первую Очередь в кольцевом пространстве скважин. Возможен и коррозионный эрозионный износ внутренней поверхности насосно-компрессорных труб под действием поднимающегося из пласта потока нефти. Однако в этом случае металл разрушается лишь при достаточно высокой обводненности нефти и наличии в ее потоке песка.

В фонтанных скважинах, у которых межтрубное (кольцевое) пространство изолировано специальным пакером для улучшения условий подъема нефти из скважин, область коррозионного воздействия сероводородсодержащей газовой среды на обсадную и насосно-компрессор-ную колонны в случае негерметичности пакера значительно расширяется.



Рисунок 4 - Схема подъема газоводонефтяной смеси в скважинах:



а — при фонтанном способе эксплуа­тации, б — при обустройстве фон­танной скважины пакером, в — при газлифтном способе эксплуатации; г — при обустройстве газлифтной скважины пакером; / — продуктив­ный пласт, 2 — насосно-компрессор-ная колонна; 3 — вышележащий пласт; 4 — обсадная труба, 5 — уро­вень нефти, 6 — пакер

При подаче в компрессорную скважину в качестве рабочего агента нефтяного или другого угле­водородного газа без агрессивных примесей распределение и характер коррозии в компрессорной скважине почти не будут отличаться от корро­зии оборудования в фонтанных сква­жинах. Если же в скважину подают агрессивный газ или сжатый воздух, возможны серьезные ос­ложнения в отношении коррозии (см. рис. 4). При подаче сжа­того воздуха, содержащего влагу и кислород, коррозия развива­ется в кольцевом (межтрубном) пространстве скважины в присут­ствии кислорода воздуха и в условиях непрерывной конденсации влаги на металлической поверхности. Происходит интенсивный процесс накопления продуктов коррозии, называемых желези­стыми сальниками. Они затрудняют, а иногда приводят к пол­ному прекращению подачи воздуха в скважину. С этой пробле­мой столкнулись впервые на нефтепромыслах Баку, где этот способ эксплуатации широко применялся. Если вместо воздуха подают углеводородный газ с примесью сероводорода и влаги, это приводит к аналогичным, если не более серьезным послед­ствиям в отношении коррозии.

Кроме кольцевой части скважин сильной коррозии в компрес­сорных скважинах подвергается внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб, по которым движется аэрированная жидкость. В отношении проявления коррозии опасно примене­ние сжатого воздуха для добычи сероводородсодержащей нефти или применение сероводородсодержащего газа для добычи не­агрессивной нефти.

Глубиннонасосный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется в том случае, когда пластовая энергия недоста­точна для подъема жидкости из пласта и обеспечения перво­начальной производительности скважины.

При добыче слабоагрессивной и сильно обводненной нефти значительное число ремонтов скважины приходится на штан­говую колонну, которая работает в условиях потока высоко­вязкой жидкости и больших циклических нагрузок. Большое  число поломок штанг в этих
условиях можно объяснить коррозионно-усталостным разрушением металла под воздействием агрессивной среды и значительных знакопеременных нагрузок. Остальное металлическое оборудование, если межтрубное про­странство скважины достаточно герметично, заметных коррози­онных повреждений в глубиннонасосных скважинах не имеет.

Когда из скважин добывают сероводородсодержащую нефть, возможно проявление различных видов коррозионного разруше­ния. Так, глубиннонасосные штанги подвергаются общей корро­зии, коррозионно-механическому износу в условиях знакопере­менных нагрузок, коррозии при трении колонны штанг о по­верхность насосно-компрессорных труб (фреттинг-коррозия), наводороживанию под влиянием сероводорода. Штанговые насосы подвергаются фреттинг-коррозии при трении плунжера в цилин­дре насоса, наводороживанию в условиях циклических ударных нагрузок (работа клапана насоса). Насосно-компрессорные трубы подвергаются коррозии с внутренней и внешней сторон, иногда колонны наводороживаются и обрываются.

Обсадная и насосно-компрессорная колонна в затрубном про­странстве подвергаются общей коррозии под действием находя­щейся там нефти, коррозии в газовоздушной среде при непре­рывной конденсации жидкой фазы. Опасный характер приобретает разрушение труб при попадании сюда кислорода воздуха через негерметичное устье скважины.

Аналогичный характер и распределение коррозии наблюда­ется в скважинах с глубиннонасосной эксплуатацией, имеющих очень низкий динамический уровень. Такие скважины, находя­щиеся на конечной стадии добычи нефти, работают, как пра­вило, периодически. Для достижения более полной утилизации попутного газа в затрубном пространстве создают вакуум. Здесь весьма серьезным коррозионным повреждениям подвергаются обсадные и насосно-компрессорные трубы, поскольку на метал­лическую поверхность воздействует попеременно то агрессив­ная газовая среда, то попадающий в верхнюю часть скважин воздух Попеременному воздействию обводненной нефти и агрес­сивной газовоздушной среды подвергаются глубиннонасосные штанги.

В последние годы на нефтепромыслах страны вместо гро­моздких и металлоемких штанговых установок широкое распро­странение получили бесштанговые погружные электроцентро­бежные насосы (ЭЦН), которые
позволяют непрерывно извлекать из скважины газожидкостной поток нефти. По распределению и характеру коррозии эти скважины аналогичны фонтан­ным. Специфической (эрозионной и фреттинг) коррозии могут подвергаться отдельные узлы электропогружных насосов. Хотя ЭЦН имеют длительный межремонтный период эксплуатации и выпускают их в коррозионностойком исполнении, выход погруж­ных насосов из строя возможен при применении в них отдель­ных деталей в обычном исполнении, а также при нарушении ряда других технических условий их эксплуатации.

Практика эксплуатации подземного и наземного оборудова­ния нефтяных скважин свидетельствует о сложной зависимости между коррозионной активностью добываемой из скважин жид­кости и фактически наблюдаемой коррозией оборудования. Ча­сто потенциально агрессивная система нефть—вода—газ из-за действия одного или нескольких неучтенных факторов может оказаться неагрессивной, и наоборот, слабоагрессивная среда при изменении условий добычи нефти и, следовательно, преимуще­ственном проявлении других факторов может быть весьма коррозионно-активной.

Из многих факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы нефть—вода, важнейшим является соотно­шение воды и нефти. Ряд исследователей считает, что агрессивность добываемой нефти постепенно растет с повыше­нием содержания в ней воды. Имеются данные, что одному и тому же соотношению воды и нефти соответствует раз­личная коррозионная активность системы. До сих пор не уста­новлено, какое соотношение воды и нефти отвечает максимально возможной агрессивности системы и существует ли критическое соотношение между водой и нефтью, после которого коррозион­ная активность продукции скважины начинает резко возрастать.

2.7 РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК СТРУЙНЫМ НАСОСОМ В УСЛОВИЯХ МАМОНТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Необходимо провести расчет промывки песчаных пробок струйным насосом в условиях Мамонтовского месторождения, исходные данные для расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Исходные данные.

Параметры	Обозн.	Значение
Глубина (длина ствола) скважины, м	L	900

Диаметр эксплуатационной колонны, м	D	0,114
Диаметр промывочных труб, м	d	0,050
Расчетный диаметр песчинок, м	dп	0,001
Песчаная пробка высотой, м	h	10
Долевой объем песчинок в смеси	b	0,001
Вязкость технической воды, Па*с	µж	0,11
Плотность технической воды, кг/м3	ρж	1050
Плотность песка, кг/м3	ρп	2500
Время разрушения пробки погружением колонны НКТ на одну трубу, с	То	325
Насосная установка – Азинмаш-32М
Подача насоса, м3/с	q	0,0103

Продолжение таблицы 4 – Исходные данные.

Решение:

1. 
   Расчет гидравлических потерь давления исходящего потока:
   

(1)
где V_u – Удлинение ствола скважины на забое, м;

q – Подача насоса, м³/с;

d - Глубина (длина ствола) скважины, м.

2. 
   Число Рейнольдса для исходящего потока:
   

(2)

где ρ_ж  – Плотность технической воды, кг/м³;

μ_ж – Вязкость технической воды, Па*с;

V_u – Удлинение ствола скважины на забое, м;

d - Глубина (длина ствола) скважины, м.

3. 
   Гидравлические потери давления исходящего потока определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:
   

(3)

где ρ_ж  – Плотность технической воды, кг/м³;

L – Глубина (длина ствола) скважины, м;

V_u – Удлинение ствола скважины на забое, м;

d - Глубина (длина ствола) скважины, м.

4. 
   Расчет гидравлических потерь восходящего потока:
   

(4)

где q – Подача насоса, м³/с;

d - Глубина (длина ствола) скважины, м;

D - Диаметр эксплуатационной колонны, м.

5. 
   Вязкость μжп и плотность ρжп жидкостно-песчаной смеси определяется по формулам:
   

Вязкость:

  , Па*с (5)

где b – Долевой объем песчинок в смеси;

– Вязкость технической воды, Па*с.

3, Па*с

Плотность:

  , кг/м³ (6)

где ρ_п – плотность песка, кг/м³;

– Плотность технической воды, кг/м³

6. 
   Число Рейнольдса для восходящего потока:
   

(7)

где ρ_ж  – Плотность технической воды, кг/м³;

μ_ж – Вязкость технической воды, Па*с;

V_u – Удлинение ствола скважины на забое, м;
D - Диаметр эксплуатационной колонны, м.

d - Глубина (длина ствола) скважины, м.

7. 
   Гидравлические потери восходящего потока определяются по формуле Дарси - Вейсбаха (общий вид формулы для потери давления:
   

(8)

где ρ_ж  – Плотность технической воды, кг/м³;

L – Глубина (длина ствола) скважины, м;

V_u – Удлинение ствола скважины на забое, м;

d - Глубина (длина ствола) скважины, м.


В итоге необходимое давление при прямой промывки на выкиде насоса равно:

Р = Р_и + Р_в МПа. (9)

где Р_и - Гидравлические потери давления исходящего потока, МПа;

Р_в - Гидравлические потери восходящего потока , МПа.

Р=10,78+1,56=12,34 МПа

8. 
   Гидравлическая мощность насосного агрегата:
   

N_гидр=q Р, Вт (10)

где q – Подача насоса, м³/с;

Р - давление при прямой промывки на выкиде насоса МПа.

9. 
   Мощность двигателя определяется по формуле:
   

N_уст= к N_гидр, кВт (11)

где N_гидр – Гидравлическая мощность насосного агрегата, Вт;

к - коэффициент использования мощности , к = 1,6-1,75;

q – Подача насоса, м³/с.

N_уст=1,7 12,34 10⁶ 0,0103/0,62=291кВт

10. 
    Скорость свободного оседания частиц песка при отстое:
    

м/с (12)

где ρ_п – плотность песка, кг/м³;

– Плотность технической воды, кг/м³;

d_п – диаметр песчинок.

11. 
    Скорость подъема песка:
    

V_п=V_в-V_св, м/с (13)

где – Скорость свободного оседания частиц песка при отстое, м/с;

V_в– гидравлические потерь восходящего потока;

V_п=1,82 – 0,007= 1,81 м/с

12. 
    Время промывки определяется по формуле:
    

(14)

где – время разрушения пробки погружением колонны НКТ на одну трубу, с;

L – Глубина (длина ствола) скважины, м;

V_п – Скорость подъема песка, м/с;

13. 
    Разрушающая сила струи, приходящаяся на 1м², определяется по формуле:
    

, Н (15)
где ρ_ж  – Плотность технической воды, кг/м³;

V_u – Удлинение ствола скважины на забое, м.



Проведенные расчеты показали что, мощность двигателя агрегата составляет N = 291 кВт, время промывки T = 991 с и разрушающая сила струи, приходящаяся на 1м2 Р = 13,9 кН

3 СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС