Курсовая. Курс. Предоставить краткую геологичесую характеристику Мамонтовского месторождения
![]()
|
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 покрытийСамым 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 ![]() 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 ![]() 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. 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 ![]() 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 ![]() 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: ![]() 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. ![]() 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 ![]() 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. ![]() Необходимо провести расчет промывки песчаных пробок струйным насосом в условиях Мамонтовского месторождения, исходные данные для расчетов приведены в таблице 4. Таблица 4 – Исходные данные.
![]() Решение: Расчет гидравлических потерь давления исходящего потока: ![]() где Vu – Удлинение ствола скважины на забое, м; q – Подача насоса, м3/с; d - Глубина (длина ствола) скважины, м. ![]() Число Рейнольдса для исходящего потока: ![]() где ρж – Плотность технической воды, кг/м3; μж – Вязкость технической воды, Па*с; Vu – Удлинение ствола скважины на забое, м; d - Глубина (длина ствола) скважины, м. ![]() Гидравлические потери давления исходящего потока определяются по формуле Дарси-Вейсбаха: ![]() ![]() L – Глубина (длина ствола) скважины, м; Vu – Удлинение ствола скважины на забое, м; d - Глубина (длина ствола) скважины, м. ![]() Расчет гидравлических потерь восходящего потока: ![]() где q – Подача насоса, м3/с; d - Глубина (длина ствола) скважины, м; D - Диаметр эксплуатационной колонны, м. ![]() Вязкость μжп и плотность ρжп жидкостно-песчаной смеси определяется по формулам: Вязкость: ![]() где b – Долевой объем песчинок в смеси; ![]() ![]() Плотность: ![]() где ρп – плотность песка, кг/м3; ![]() Число Рейнольдса для восходящего потока: ![]() где ρж – Плотность технической воды, кг/м3; μж – Вязкость технической воды, Па*с; Vu – Удлинение ствола скважины на забое, м; ![]() d - Глубина (длина ствола) скважины, м. ![]() Гидравлические потери восходящего потока определяются по формуле Дарси - Вейсбаха (общий вид формулы для потери давления: ![]() где ρж – Плотность технической воды, кг/м3; L – Глубина (длина ствола) скважины, м; Vu – Удлинение ствола скважины на забое, м; d - Глубина (длина ствола) скважины, м. ![]() В итоге необходимое давление при прямой промывки на выкиде насоса равно: Р = Ри + Рв МПа. (9) где Ри - Гидравлические потери давления исходящего потока, МПа; Рв - Гидравлические потери восходящего потока , МПа. Р=10,78+1,56=12,34 МПа Гидравлическая мощность насосного агрегата: Nгидр=q ![]() где q – Подача насоса, м3/с; Р - давление при прямой промывки на выкиде насоса МПа. Мощность двигателя определяется по формуле: Nуст= к ![]() где Nгидр – Гидравлическая мощность насосного агрегата, Вт; к - коэффициент использования мощности , к = 1,6-1,75; q – Подача насоса, м3/с. Nуст=1,7 ![]() ![]() ![]() Скорость свободного оседания частиц песка при отстое: ![]() ![]() ![]() dп – диаметр песчинок. ![]() Скорость подъема песка: Vп=Vв-Vсв, м/с (13) где ![]() Vв– гидравлические потерь восходящего потока; Vп=1,82 – 0,007= 1,81 м/с Время промывки определяется по формуле: ![]() где ![]() L – Глубина (длина ствола) скважины, м; Vп – Скорость подъема песка, м/с; ![]() Разрушающая сила струи, приходящаяся на 1м2, определяется по формуле: ![]() где ρж – Плотность технической воды, кг/м3; Vu – 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 ![]() |