Повышение безопасности и ресурса промыслового оборудования в условиях воздействия механических примесей и отложения солей

• Автор: Емельянов, Анатолий Витальевич
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 176 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Ватьеганское и ЮжноЯгунское месторождения Западная Сибирь

1.2 Вятская площадь Арланского месторождения и Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения УралоПоволжский регион

2 ВЛИЯНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ НАТУРНЫХ СРЕД НА КОРРОЗИЮ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1 Особенности коррозии внутренней поверхности трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения

2.2 Влияние механических примесей на коррозию нефтепромысловых трубопроводов

2.3 Оценка погрешности методов измерения скорости коррозии

2.3.1 Гравиметрический метод

2.3.2 Метод поляризационного сопротивления

2.3.3 Метод экстраполяции тафелевых участков поляризационных кривых
3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УДАЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ИЗ ПЕРЕКАЧИВАЕМЫХ СРЕД
3.1 Методы удаления механических примесей из жидкости
3.2 Разработка способа и устройства для магнитной коагуляции частиц механических примесей
3.3 Расчет устройства для реальных условий эксплуатации промыслового трубопровода
3.4 Устройство тля оценки состава механических примесей
4 СНИЖЕНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
4.1 Состав и структура солеотложений
4.2 Причины и условия отложения солей
4.2.1 Сульфат кальция
4.2.2 Карбонаты кальция и магния
4.2.3 Хлорид натрия
4.3 Удаление отложений неорганических солей
4.4 Предотвращение отложения неорганических солей
4.5 Разработка и конструирование устройства для магнитной обработки скважинной продукции
4.6 Лабораторные исследования влияния магнитной обработки на солеотложение
4.7 Расчет параметров устройств для магнитной обработки и результаты
их внедрения
ВЫВОДЫ
Список используемой литературы


С увеличением глубины залегания пластов минерализация пластовых вод возрастает с , (БСю/г) и , г/л (АВ3) до , (IOCj) и , г/л (ЮВ3). Степень минерализации этих вод определяют хлорид-ионы (табл. Таблица 1. АВ,Й 9, , 8. БВ, 0, 7, 0. АВз 3, . ЮВ, 5, , 7, 2, . БСюг» 5, . БСіоа 1. БСмл 4. ЬС/2 8, 8. В составе вод пластов БСю/і, БСю/2, БСц/і и БСіа присутствуют ионы кальция в количестве 7-4 мг/л. Концентрация ионов магния в водах этих пластов более чем в шесть раз ниже (- мг/л). В водах пласта ЮСі содержание Са^~ составляет 0-0 мг/л. Сравнение концентраций сульфат- и хлорид-ионов также свидетельствует, что состав вод пласта ЮС| существенно отличается от состава вод других пластов. Если в водах пластов БСм/|, БСю/г» БСц/| и БСц/2 содержание Б 2' не превышает мг/л, то в водах ЮС1 оно достигает мг/л. Воды всех пластов содержат большое количество бикарбонат-ионов (1-7 мг/л). Последнее свидетельствует о высокой концентрации растворенного в водах углекислого газа, поскольку поступление ионов НС‘ в раствор происходит вследствие диссоциации угольной кислоты. Трудно усмотреть какую-либо закономерность в изменении среднегодовой концентрации НСОз* в сточной воде, поступавшей на блочные кустовые насосные станции (БКНС) системы І1ГІД Южно-Ягунского месторождения последние десять лет (рис. На некоторых БКНС отмечено снижение концентрации НС в то время как на других наблюдается ее рост. Рис. Поскольку промысловые данные о содержании углекислого газа в средах системы нефтесбора отсутствуют, проведем его теоретический расчет. Рсох = 0,9• -6 К-ССО:; (1. Ссо, = 2,-‘Л^- Р^. К, (1. А:о. Рраб. К - константа равновесия Г енри, МПа. Зависимость К от температуры приведена в табл. Таблица 1. В условиях, характерных для системы нефтесбора Южно-Ягунского месторождения (давление - ~ 1 МПа, температура - плюс "С, объемная концентрация С в газе - 0,5 д. Таким образом, концентрация углекислого газа в системе ПГ1Д составляет примерно - % его концентрации в трубопроводах системы нефтесбора. Можно предположить, что при равных скоростях потоков и температурах скорость углекислотной коррозии в системе ППД составляет от до % от скорости углекислотной коррозии трубопроводов системы нсфтесбора. Рост концентрации С, а, следовательно, и НСОз' увеличивает коррозионную агрессивность добываемой жидкости. Это, в первую очередь, должно отразиться на работоспособности оборудования системы нефтесбора. В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается от 0,1 до 0,5 мг/л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность, так как, согласно [4], вода с содержанием сероводорода менее 1 мг/л приравнивается к воде, не содержащей сероводород. В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до мг/л ионов 4 % что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах. Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) обнаружены во всей технологической цепи добычи, подготовки и транспортировки нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Юж-но-Ягунского месторождений составляет 5-° клеток/мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температуры - °С, присутствие углеводородокис-ляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения (табл. СВБ, в связи с чем сулъфатре-дукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой. Таблица 1. С увеличением объемов закачки количество таких зон, как и их общий объем, должно возрастать. В соответствии с увеличением объема закачки воды (рис. Рис. С увеличением обводненности, содержания СО: (а, следовательно, и НСОз') и СВБ создаются благоприятные условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ПГ1Д.