Использование ингибитора коррозии "Трил" при эксплуатации скважин оборудованных ЭЦН

Писал работу сам в апреле 2017 года. Защитил на отлично. Все данные в работе являются оригинальными с предприятий. ...

1 Введение 3
2 Геологический раздел 4
2.1 общие сведения о месторождении 4
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 6
2.3 Тектоническая характеристика района работ 14
2.4 Нефтегазоносность района 16
3Технико-технологический раздел 21
3.1 Использование ингибитора коррозии при
эксплуатации скважин оборудованных ЭЦН
3.2 Подбор электропогружных насосных установок 24
3.3 Ингибиторы коррозии «Трил®» 26
3.4 Технические условия на реагенты марки «Трил®» 27
3.5 Применение контейнера с ингибитором «Трил-Св» 29
3.6 Контроль эффективностиингибиторной защиты труб 32
4 Охрана труда и промышленная безопасность 37
5 Охрана окружающей среды и недр 40
6 Организационно-экономический раздел 53
7 Заключение 66
Список использующейся литературы 67

Каждое разрабатываемое нефтяное месторождение проходит несколько этапов, которые характеризуются особыми условиями и показателями. Если первый и второй этапы характеризуются ростом добычи нефти, то третий и четвертый этапы, на которых находятся практически все нефтеносные площади Ватлорского месторождения, характеризуются интенсивным ростом обводненности, большими эксплуатационными затратами на поддержание пластового давления, использованием различных методов выравнивания профиля вытеснения и ограничения попутно добываемой воды.

   Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ, после чего один экземпляр передается ЦБПО ЭПУ, а второй - цеху добычи.   После получения результатов подбора УЭЦН к скважине ЦБПО ЭПУ принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип насоса, двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. В случае, если при этом выясняется невозможность по каким-либо причинам эксплуатациии УЭЦН в данной скважине. 3.3 Ингибиторы коррозии «Трил®»Контейнер «Трил®» с ингибитором коррозии применяется для предотвращения образования коррозии на глубинно-насосном оборудовании нефтедобывающих скважин, вызванной агрессивностью добываемой нефтесодержащей жидкости.Технология предупреждения выпадения АСПОТехнология предупреждения выпадения АСПО на основе использования твердого реагента «Трил®»По программе повышения эффективности борьбы с парафино и солеотложением на оборудовании нефтяных скважин проработана возможность эффективного применения на скважинах российских месторождений технологии предупреждения выпадения АСПО на основе использования твердого реагента «Трил®».Ингибитор «Трил®» – это многофункциональный реагент на основе композиции поверхностно-активных веществ с регулируемыми свойствами. Универсальная серия реагентов «Трил» предназначена для предотвращения асфальто-смоло-парафиновых отложений, коррозии и образования солеотложения на оборудовании добывающих скважин. «Трил®» в виде цилиндров диаметром 40мм и длиной 150-250мм помещается в скважину в контейнере, изготовленном из перфорированных НКТ. Контейнер с реагентом помещается под насос. Добываемые флюиды, омывая реагент, частично растворяют его и подвергаются, таким образом, необходимой обработке (самодозировка). Скорость растворения находится в тесной зависимости от дебита скважины по нефти, состава нефти и температуры среды. По результатам промысловых испытаний в различных условиях «время жизни» реагента от 0,5 года до 3 лет.Установка контейнера возможна при всех способах добычи нефти, т. е. в скважинах, оборудованных ШГН, ЭЦН и фонтанных. Наличие контейнера с реагентом в скважине не препятствует проведению общепринятых обработок растворителями или тепловыми обработками.Использование контейнера позволяет: дозировать ингибитор без специальных дозирующих устройств дозировать ингибитор в минимальных, эффективных концентрациях подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любым пластовым давлением предотвращать процесс отложения АСПВ, коррозии, солеотложения и образования стойких дисперсных систем с самого начала технологической цепочки добычи и подготовки нефти при любой обводненности пластовых флюидов. 3.4 Технические условия на реагенты марки «Трил®»Реагент «Трил-П» (низкотемпературный), реагент для предотвращения асфальто-смоло-парафиновых отложений(АСПО) при добыче нефти из скважин с пластовой температурой до 45°С.Реагент «Трил-П-Св»(высокотемпературный) реагент для предотвращения асфальто-смоло-парафиновых отложений с температурой добываемой жидкости до 100°С. Усилено действие реагента на предотвращение процесса образования конгломератов АСПВ, центром кристаллизации которых являются смолы, т.к. эти конгломераты чаще всего являются причиной образования высоковязких эмульсий в нефтедобывающих скважинах. Реагент «Трил-Ск»(низкотемпературный) реагент для предотвращения солеотложений с температурой добываемой жидкости до 50°С.Реагент» Трил-Св»(высокотемпературный), реагент для предотвращения солеотложений с температурой добывающей жидкости до 120°С.Реагент «Трил-К», стандартный реагент для предотвращения коррозии оборудования нефтедобывающих скважин.Реагент «Трил-П-Эм», реагент для предотвращения отложения АСПО и образования высоковязких эмульсий при добыче нефти. Технические требования«Трил®» должен изготавливаться в соответствии с требованиями настоящих технических условий и может иметь как твердую консистенцию( порошкообразную, гранулированную в виде таблеток, цилиндров различных размеров), так и жидкую(Трил-Эм-вязкая жидкость). Конкретное физическое состояние реагента определяется геолого-техническими параметрами добычи нефти конкретного объекта. Таблица 1. Характеристика физико-химических показателей «Трил®»Наименование показателейМетодиспытанийТрил-ПТрил-П-СмТрил-П-ЭмТрил-ЭмТрил-Сн Трил-СвТрил-К1234567891. Внешний видТвердое вещество от темно-коричневого цветаТвердое вещество от светло-серого до коричневого цветаТвердое вещество от темно-серого до коричневого цветаВязкая жидкость от желтого до коричневого цветаТвердое вещество от светло-коричневого до черного цветаТвердое вещество от светло-серого до коричневого цветаТвердое вещество от светло-серого до коричневого цветап 4.1настоящихтехническихусловий2. Массовая доля силиката натрия в пересечение на S1O2, %, не менее0,91,00,9Не регламентируетсямало 0,9-1,0По ГОСТ22567.8-773. Массовая доля фосфорно-кислотных солей в пересчете на P2O5, %, не менее3,04,03,0Не регламентируется3÷4ГОСТ22567.7Массовая доля углеводорода, %, не более303030403535п 4.3настоящихтехническихусловийХлорионы, %, не более 3333333п 4.4настоящихтехническихусловийВязкость кинематическая, при 200С мм2/с в пределахНе регламентируется300-370Не регламентируется ГОСТ 33 3.5 Применение контейнера с ингибитором «Трил-Св»1. Принцип работы контейнера».Ингибитор помещается в добывающие скважины в перфорированных контейнерах. Контейнер состоит из 9 секций.После спуска глубинного оборудования(включая контейнер «Трил») и запуска скважины в работу, добываемые флюиды через перфорацию омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе с продукцией в скважины, т.е происходит его самодозировка. Наличие контейнера с реагентом в скважине не препятствует проведению общепринятых обработок растворителями или тепловым обработкам. Регулировочные болты ограничивают скорость вымывания реагента в зависимости от параметров работы скважины.Использование контейнеров позволяет:-дозировать ингибитор в минимальных, эффективных концентрациях;-подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любым пластовым давлением;-предотвращать процесс солеотложения с самого начала технологической цепочки добычи нефти.2. Комплектность.Контейнер «Трил®» размещен в трех упаковках по 3 секции в каждой, каждая упаковка соответственно подписана: «верхняя часть контейнера», «средняя часть контейнера», «нижняя часть контейнера». Документация по контейнеру находится в упаковке верхней части контейнера. 3. Подготовка скважины к спуску контейнера.Перед установкой контейнера глубинное оборудование скважины(штанги, НКТ и т.д.) должно быть чистым. 4. Порядок спуска контейнера в скважину.4.1. Первым в скважину спускается контейнер, затем при необходимости, фильтр, далее устанавливается насосное оборудование и колона НКТ. Установка контейнера возможна при всех способах добычи нефти, т.е. скважинах оборудованных ШГН, ЭЦН и фонтанных.Контейнер «Трил®» при эксплуатации должен располагаться выше интервала перфорации и ниже начала проявления проблемы.4.2 Контейнер поставляется в разобранном виде - посекционно. Секции в количестве 9 штук поставляются заправленные ингибитором. Сборка контейнера производится непосредственно на скважине от нижней части контейнера к верхней по мере спуска.4.3 Порядок сборки:А. Очередность сборки промежуточных труб в контейнере(кроме первой(нижней0) отсутствует. Отличительные особенности: Нижняя труба снабжена глухой заглушкой и устанавливается первой.Б. При сборке каждой секции перед ее спуском в скважину при необходимости удалить регулировочные болты М10. Зависимость регулировочных болтов, которые удаляются с каждой секции контейнера, от параметров работы скважины приведена в таблице 1. Технологическими службами может приниматься решение об удалении количества регулировочных болтов не соответствующего табличным данным, исходя из практических наблюдений за работой скважины.4.4 проведение спуско-подъемных операций с контейнером «Трил®» производится согласно пункту 2.4. «Проведение спуско-подьемных операций с НКТ» руководящего документа «Трубы насосно-компрессорные руководство по эксплуатации». 5. Транспортировка и хранение контейнеров «Трил®»Операции, связанные с транспортированием и хранением контейнеров «Трил» выполняются согласно раздела 3 «Транспортирование и хранение труб» документа «Трубы насосно-компрессорные руководство по эксплуатации». Вес одной упаковки составляет 60-65 кг. Так как заводская упаковка предохраняет секции контейнера от воздействия внешней среды, то они не окрашены, маркировка на отдельные патрубки не наносится. Таблица 2 – Рекомендуемая зависимость количества удаляемых регулировочных болтов с каждой секции контейнера «Трил-Св» от параметров работы скважиныПоказатели по скважинеРекомендуемоеколичество удаляемыхрегулировочных болтов с каждой секцииконтейнераQж м3/сутМРП до применения«Трила», сутки <30<303(поз. 1 и 2)30-1002(поз. 2)>1001(поз. 1) 30-70<302(поз. 2)30-1001(поз. 1)>100070-100<301(поз. 2)30-1001(поз. 1)>1000>100<301(поз. 1)30-1000>10003.6 Контроль эффективности ингибиторной защиты трубКонтроль скорости коррозии труб, как фоновой, так и с ингибиторами коррозии, производится с помощью УКК, в которых могут использоваться три метода определения скорости коррозии:- гравиметрический (образцы свидетели}:- электрохимический (двух или трех электродный коррозиметр, измеряющий поляризационное сопротивление при линейной поляризации);- резистометрический (коррозиметр, измеряющий электрическое сопротивление стального образца).Гравиметрический и резистометрический методы используются в любых водных, безводных и смешанных коррозионных средах.Электрохимический метод используют только в минерализованных водных средах, а также в прямых водонефтяных эмульсиях, в которых внешней фазой является вода. В последнем случае должна быть устранена возможность загрязнения датчиков нефтью.Резистометрический метод может использоваться в любых средах, но в условиях преобладания локальной коррозии может давать существенные погрешности.Гравиметрические УКК монтируют на всех точках контроля коррозии.Электрохимические УКК монтируют рядом с гравиметрическими или самостоятельно на нефтепроводах с расслоенным режимом течения водонефтяной смеси и водоводах, на которых имеется необходимость оперативного мониторинга коррозии (например, особо ответственные трубопроводы; трубопроводы, где проходятся опытно промысловые испытания новых ингибиторов коррозии и реагентов комплексного действия).Ввод образцов-свидетелей и электрохимических зондов УКК производится через лубрикаторные устройства с проходным сечением отсекающего крана или задвижки диаметра 50 или 100 мм. Зонды электрохимических коррозиметров могут быть размещены в трубопроводах непосредственно, путем врезки в трубопровод. Такие зонды обычно извлекают и в зависимости от скорости коррозии они, могут проработать несколько лет; их удобно устанавливать вне обслуживаемых площадок (в поле).Определение фоновой скорости коррозии и скорости коррозии с ингибиторами коррозии или реагентом комплексного действия производится на одном и том же УКК. При этом на период определения фоновой скорости коррозии подачу ингибитора коррозии или реагента комплексного действия прекращают.УКК па трубах, как правило, устанавливают :- в конце каждого обрабатываемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действия нефтепровода на входе товарного парка или установки предварительного сброса воды;- в конце защищаемого трубопровода перед врезкой в другой трубопровод в том случае, если, цель защиты трубопровода после врезки не ставится;- в конце особо ответственного трубопровода перед врезкой в другой трубопровод;- в промежуточных точках длинных трубопроводов, если удаление точки дозирования ингибитора коррозии превышает 10 км.;- в конце защищаемого ингибитором коррозии или реагентом комплексного действия трубопровода, соединяемого на площадках ГЗНУ или ДНС с другим защищенным или незащищенным трубопроводом. Размещение УКК на месте дозирования ингибитора коррозии или реагента комплексного действия необязательно, так как это не дает однозначной информации о защищенности по всей длине трубопровода. На трубопроводах электроды электрохимической УКК размещают на минимальном расстоянии от нижней образующей. Размещение образцов-свидетелей в гравиметрических УКК производится с помощью стандартной кассеты, устанавливаемой вертикально в самой нижней части поперечного сечения трубопровода.Чаще всего для оценки защитной эффективности ингибиторов используют гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов, дополняя его тестированием образцов, на которые тем или иным способом нанесен исследуемый ингибитор. Степень защиты ингибитора вычисляют путем сопоставления экспериментальных данных, полученных на неингибированных и ингибированных образцах.Гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов можно применять в двух вариантах:1 – определение скорости коррозии по увеличению массы образцов – свидетелей.2 - определение скорости коррозии по потере массы образцов -свидетелей.Скорость образцов в первом варианте вычисляют по формуле :Vум =  (1)где Vум = скорость коррозии образца, определения по увеличению его массы, г/м2 ч;m0 = 16,3025 г – масса необходимого образца;m1 = 16,3206 г – масса образца с продуктами коррозии;S = 0,00265 м2 – площадь поверхности образца;t = 7 дней=168 часов – продолжительность испытаний;n = 1,1 – коэффициент, зависящий от состава продуктов коррозии.а) Vум = -без ингибитора коррозииб) m1 = 16,3061 г – масса образца с продуктами коррозии;Vум = - с ингибитором коррозии.Формула применима только в тех случаях, когда известен химический состав продуктов коррозии, который может быть установлен специальными методами. Это является существенным недостатком первого варианта гравиметрического метода, так как он может быть использован в основном для исследования газовой коррозии, при которой на поверхности металла образуется негидратированная опись, что обусловлено невозможностью образования слоя влаги при высокой температуре. Преимуществом первого варианта является возможность наблюдения за кинетикой процесса на одних и тех же образцах, поскольку прослеживается увеличение их массы.В случае реализации второго варианта продукты коррозии удаляют различными составами, взаимодействующими не с основным металлом, а с продуктами коррозии. Для того, чтобы убедиться в отсутствии химического взаимодействия между металлом и очищающим составом или получить данные о растворимости в последнем основного металла, ставят так называемую «слепую» пробу, то есть обрабатывают неэкспонированные в коррозионной среде образцы.Скорость коррозии во втором варианте вычисляют по формуле:Vпм =   (2)где Vпм = скорость коррозии образца, определенная по потере его массы, г/м2 ч;m2 = 16,2891 г – масса образца после удаления продуктов коррозии.а) Vпм = - без ингибитора коррозииб) m2 = 16,2998 г – масса образца после удаления продуктов коррозии;Vпм = - с ингибитором коррозии.По потере массы образцов можно оценивать коррозионную стойкость в баллах, предполагая, что металл разрушается равномерно.Среднее значение скорости коррозии по глубине растворения металла Vгр вычисляют, используя данные о Vпм:Vгр =  (3)где 8,76 – переводной коэффициент, зависящий от природы металла;V= (4)- удельная масса образца.а) Vгр = - без ингибитора коррозииб) Vгр = - с ингибитором коррозииВторой вариант гравиметрического метода определения скорости коррозии металла имеет ряд недостатков: практически весьма сложно удалить все продукты коррозии с поверхности, не воздействуя на основной металл; невозможно определить скорость коррозионных процессов, протекающих неравномерно. 4 Охрана труда и противопожарная безопасностьПри проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности. Так, все рабочие, вновь поступающие на предприятие или переводимые из одного участка работы на другой, должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу.Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них специальной одеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Так при закачке химреагентов работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты (костюм брезентовый или хлопчатобумажный с водоотталкивающей пропиткой, сапоги кирзовые, рукавицы комбинированные, зимой куртка и брюки на утепляющей подкладке, респиратор).Рабочие места и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительными щитками. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, должен находиться в исправном состоянии.При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД – кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины – должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены.Не допускается проведение работ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии должного освещения.Не допускается проводить ремонтные работы в системе ППД по замене задвижек, контрольно-измерительных приборов и т. п. при наличии давления. При проведении ремонтных работ в насосных или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей должны снабжаться плакатами «Не включать – работают люди». Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлениями, то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр при соударении с оборудованием.При работе с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) рабочие должны быть обучены правилами обращения с растворами. Не допускается попадание раствора ПАВ на тело и в глаза, поэтому при проведении работ рабочие должны пользоваться защитными очками и резиновыми перчатками. Не допускается стирка спецодежды в растворах ПАВ. Не допускается разлив растворов ПАВ на территории нефтепромысла и попадание их в озера, реки и т. п. При обнаружении утечек растворов ПАВ в системе ППД закачка раствора незамедлительно должна прекращаться.Меры безопасности при обслуживании электрооборудования. Работа кустовых насосных станций и погружных насосных установок связана с высокими напряжениями.