- •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
Результаты пилотных испытаний ингибиторов коррозии на месторождениях Воткинского нгду
Месторождение |
Участок |
Защищаемая система |
Наименование реагента |
Дозировка реагента, г/м3 |
Защитный эффект, % |
Архангельское |
БКНС |
Водоводы сточных вод |
Нефтехим-1 |
30 |
91,3 |
Архангельское |
БКНС |
Водоводы сточных вод |
Сонкор 9701 |
30 |
98,3 |
Архангельское |
БКНС |
Водоводы сточных вод |
СНПХ-6301 |
50 |
75 |
Мишкинское |
УППН |
Водоводы сточных вод |
Нефтехим-1 |
30 |
92,6 |
Мишкинское |
скв. 981 |
Нефтесбор |
Азимут-14П |
30 |
98 |
Анализируя данные таблицы, можно сделать вывод, что применение ингибиторов дает очень эффективную защиту от коррозии.
3.1.2. Технологическая схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении
Ингибитор коррозии на Архангельском месторождении подается по схеме, показанной на рисунке 6.
Рисунок 6
Схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении
Главный недостаток такой схемы заключается в том, что обрабатывается лишь 31 % имеющихся трубопроводов.
3.1.3. Рекомендуемая схема подачи ингибитора коррозии на Архангельском месторождении
В новом варианте можно рекомендовать подачу ингибитора непосредственно на устье добывающей скважины. Схема подачи ингибитора показана на рисунке 7.
Рисунок 7
Рекомендуемая схема подачи ингибитора коррозии
Так как устанавливать на каждую скважину БР-2,5 будет очень дорого, то в нашем примере рекомендуется установить БР-2,5 только на тех скважинах, нефтепроводы которых пересекают русла рек.
На Архангельском месторождении их 15. Так как суточная добыча жидкости на месторождении 5 600 тонн, то согласно норме расхода ежедневно нам потребуется 170 кг ингибитора. С каждой скважины придется качать 12 кг ингибитора ежедневно. В результате у нас будет обрабатываться ингибитором 33 800 м (не считая нагнетательных скважин), т.е. 70 % имеющихся трубопроводов.
3.2. Защита трубопроводов внутренним антикоррозионным покрытием
Эффективным средством борьбы с коррозией является применение труб с внутренним антикоррозионным покрытием (полиэтиленом). Резко снижается аварийность. Срок безаварийной работы трубопроводов гарантирован в течение 15-20 лет.
Оценка химической стойкости полиэтиленовых труб производства ЦБПО проводилось по величине скорости растворения (набухания) материала труб в исследуемой среде. Результаты исследований представлены в таблице 8.
Таблица 8
Увеличение веса образцов полиэтилена
Время растворения |
Увеличение веса образца (набухание), % |
|||
Нефть |
70 % нефтяная эмульсия |
Пластовая вода |
Соляная кислота, 12 %-я |
|
5 часов |
|
|
0,0 |
0,0 |
21 час |
|
|
0,003 |
0,01 |
29 часов |
|
|
0,007 |
0,019 |
4 сут |
0,5 |
0,7 |
0,021 |
0,024 |
10 сут |
0,8 |
0,95 |
0,027 |
0,031 |
14 сут |
0,9 |
1,06 |
0,03 |
0,032 |
В пластовой воде и соляной кислоте все образцы полиэтилена не растворяются и практически не набухают (увеличение веса 0,01-0,03 %). Результаты исследований показывают, что закачка растворителей в металлические трубы, футерованные полиэтиленом, не оказывает существенного влияния на свойства полиэтилена.
Оценка влияния теплового воздействия и соляной кислоты проводилась по величине относительного изменения длины или диаметра образца труб, футерованных полиэтиленом, и чистой полиэтиленовой трубы. Результаты исследований представлены в таблице 9 и 10.
Таблица 9