Файл: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 09.01.2024

Просмотров: 229

Скачиваний: 7

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.


Оптимизация работы ШСНУ по осложненным коррозией оборудования скважинам Миннибаевской площади связана с уменьшением глубины спуска насоса и уменьшением числа качаний головки балансира привода насоса, а также увеличением длины хода полированного штока. Это обеспечит оптимальную работу насосной установки.

ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

В обзоре особенностей эксплуатации добывающих скважин в условиях наличия коррозии насосного оборудования показано повышение эксплуатационного фонда, осложнённого износом оборудования из-за коррозии, также по причине характерных свойств продукции скважин. В качестве актуальной научной и технической проблемы рассматривается исследование эффективности технологий антикоррозионной защиты оборудования, применяемой с целью увеличения надежности работы скважин при наличии коррозионных процессов.

При проведении литературного обзора показана актуальность проблем, связанных с коррозией промыслового оборудования, используемого при добыче нефти. За счет увеличения безаварийной эксплуатации насосного оборудования в скважинах снижается значимость коррозионных процессов при сравнении их с остальными причинами отказов при эксплуатации добывающих скважин. На сегодняшний день перспективным направлением является разработка и широкое внедрение комплексных систем предотвращения и ликвидации процесса коррозии с использованием комплексных подходов к проведению различных методов с учетом специфики эксплуатации скважин, для которых актуальна проблема коррозии оборудования.

Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения открыто в 1971 году, введено в разработку в 1995 году. Промышленно нефтеносными на месторождении являются отложения бобриковского, турнейского, заволж­ского, бурегско-семилукского, кыновского, пашийского возрастов. Выявлено и введено в разработку 47 залежей нефти. Залежи нефти в отложениях турнейского яруса ослож­нены врезами.

Проведен анализ основных причин эксплуатационных отказов внутрискважинного оборудования для условий Миннибаевской площади в течение 2015, 2016 годов. Величина общего количества ремонтных работ в течение анализируемых двух лет составила 93 ремонтные работы, из которых в 2015 году было проведено 51 ремонтов, а уже в 2016 году данный показатель снизился на 14% и составил 42 ремонтаобъем проводимых ремонтных мероприятий по скважинам за 2015 и 2016 годы составил 93 ремонта, связанных с эксплуатационными отказами оборудования. Анализ показал, что основной фонд ремонтов составили обрывы штанговой колонны по телу – 16,1% от общего объема ремонтных работ, а также наличие коррозионных отверстий на поверхности НКТ – 9,68% от общего количества ремонтных работ.


Проведен статистический анализ показателей работы скважин, осложненных из-за коррозии глубинно-насосного оборудования (всего 14 скважин) в течение 2015, 2016 годов. Рассмотрены основные эксплуатационные показатели: дебиты по нефти и жидкости, обводненность. На вышедших в ремонт из-за коррозии внутрискважинного оборудования скважинах Миннибаевской площади, подземные ремонты в 2015 и 2016 годах в основном проводились в условиях их эксплуатации в интервале дебитов нефти 2,75 до 5,09 т/сут, дебитов жидкости 1,21-7,87 м3/сут, обводненности 52,80-65,20%. Преимущественно осложненные скважины можно отнести к категории мало- и среднедебитных, среднеобводненных.

На скважинах Миннибаевской площади, осложненных коррозионными процессами в глубинно-насосном оборудовании за 2015-2016 годы проведена обработка с применением ингибиторов коррозии марок НАПОР-1012, СНПХ-6201. Проведено исследование технологического эффекта от применения композиций ингибиторов при защите скважинного оборудования в условиях распространения процесса коррозии, с показателями эффективности. Использование бактерицидов-ингибиторов коррозии марки НАПОР-1012 способствовало наибольшему повышению среднего значения межремонтного периода эксплуатации осложненных коррозией скважин - на 331 сут., эта величина превышает аналогичный показатель при использовании композиции ингибитора СНПХ-6201. Технологией дозирования бактерицида - ингибитора коррозионного процесса НАПОР-1012 обеспечивается меньшая удельная стоимость проведения в среднем на 34,4 тыс.руб./скв., при сравнении с применением ингибитора коррозии СНПХ-6201, а это характеризуется более значительным экономическим эффектом от применения мероприятия. С учетом значительной эффективности и экономичности, в условиях Миннибаевской площпди определено, что использованием метода ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования от коррозионных процессов с использованием бактерицидов - ингибиторов коррозии марки НАПОР-1012 можно достичь большего технологического эффекта, однако обе рассматриваемые технологии позволили увеличить среднее значение МРП скважин (более 800 суток).

Осуществлен выбор скважин Миннибаевской площади, осложненных коррозией оборудования, для применения рекомендуемого ингибитора коррозии марки НАПОР-1012, характеризующегося большим технологическим эффектом. Критериями выбора объектов испытания являлись сильноагрессивная среда, частые отказы и низкие наработки скважин по причине коррозии ГНО. Основной акцент был сделан на среднедебитные скважины, но помимо них технология также рекомендуется к испытаниям на высокодебитной скважине Миннибаевской площади, для всесторонней оценки ее эффективности.


Таким образом, на двух предлагаемых скважинах Миннибаевской площади планируется закачка ингибитора коррозии марки НАПОР-1012, в результате чего ожидается снижение ремонтов по причине коррозии внутрискважинного оборудования и, как следствие, увеличение межремонтного периода работы скважин.

Проведено проектирование применения рекомендуемого ингибитора коррозии для скважин-кандидатов, а также осуществлен подбор оборудования для осложненных коррозионными процессами скважин Миннибаевской площади. Оптимизация работы ШСНУ по осложненным коррозией оборудования скважинам связана с уменьшением глубины спуска насоса и уменьшением числа качаний головки балансира привода насоса, а также увеличением длины хода полированного штока. Это обеспечит оптимальную работу насосной установки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Гильмутдинов, Б.Р. Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти [Текст] / Б.Р. Гильмутдинов // Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн. наук. – Уфа, 2010. – 22 с.

  2. Курбанов, М.М. Об области эффективного использования ингибиторов коррозии при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми насосами [Текст] / М.М. Курбанов // Коррозия Территория Нефтегаз. – Сентябрь, 2013. – С. 18-21.

  3. Кочеков, М.А. Экспериментальное определение влияния коррозионного воздействия на прочностные характеристики материала колонны штанг при различных условиях смачивания [Текст] / М.А. Кочеков // Нефтегазовое дело. – №1, 2014. – С. 98-111.

  4. Ивановский, В.Н. Коррозия скважинного оборудования и способы защиты от нее [Текст] / В.Н. Ивановский // Коррозия Территории Нефтегаз. – №1(18), 2011. – С. 23-25.

  5. Абдрахманов, Н.Х. Обеспечение безопасности технологических трубопроводных систем на предприятиях нефтегазового комплекса [Текст] / Н.Х. Абдрахманов, А.А. Турдыматов, К.Н. Абдрахманова, В.В. Ворохобко // Нефтегазовое дело. – №3, 2016. – С. 86-101.

  6. Малыхина, Л.В. Применение полимерных покрытий для предотвращения коррозии нефтепромыслового оборудования в ОАО «Татнефть» [Текст] / Л.В. Малыхина, Н.В. Чернова, Н.К. Губайдуллина // Коррозия Территории Нефтегаз. – №2(13), 2009. – С. 39-42.

  7. Швецов, М.В. Совершенствование технологии покрытия стальных труб [Текст] / М.В. Швецов, И.Ф. Калачев // Экспозиция НефтьГаз. – №5(37), 2014. – С. 48-52.

  8. Даминов, А.А. Мониторинг коррозионной агрессивности технологических жидкостей и химических реагентов, применяемых в нефтедобыче [Текст] / А.А. Даминов, В.В. Рагулин, М.М. Везирова // Коррозия Территории Нефтегаз. – Ноябрь, 2009. – С. 39-42.

  9. Тюсенков, А.С. Измерение коррозионной активности воды при транспорте водонефтяной смеси по футерованному трубопроводу [Текст] / А.С. Тюсенков, Д.В. Кононов, Д.Е. Бугай, А.Б. Лаптев // Нефтегазовое дело. – №5, 2011. – С. 89-95.
    1   2   3   4   5   6   7   8

  • Монахов, А.Н. Опыт применения датчиков коррозии в системах коррозионного мониторинга [Текст] / А.Н. Монахов, А.К. Кузнецов, М.А. Монахова // Экспозиция НефтьГаз. – №2(41), 2015. – С. 46-49.

  • Бекбаулиева, А.А. Совершенствование защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии [Текст] / А.А. Бекбаулиева, А.Р. Эпштейн, А.И. Подъяпольский, А.А. Мугатабарова // Нефтегазовое дело. – №6, 2010. – С. 87-91.

  • Апасов, Т.К. Протекторная защита от коррозии в скважинах с УЭЦН [Текст] / Т.К. Апасов, Г.Т. Апасов, Д.В. Порожняков, А.В. Саранча // Современные проблемы науки и образования. – №2, 2015. – С. 41-46.

  • Швецов, М.В. Преимущество порошковых покрытий для защиты НКТ [Текст] / М.В. Швецов // Экспозиция НефтьГаз. – №5(44), 2015. – С. 37-38.

  • Мирошкин, Д.С. Система защитного покрытия «Унипол» для нанесения в зимних условиях [Текст] / Д.С. Мирошкин // Экспозиция НефтьГаз. – №7(39), 2014. – С. 42.

  • Штрамвассер, Б. Современное решение вопроса «Что лучше защитит металл от коррозии?» [Текст] / Б. Штрамвассер, С.Е. Гуменюк, Н.В. Иванцова // Коррозия Территории Нефтегаз. – Ноябрь, 2006. – С. 26-31.

  • Скрипко, С.А. Дельта 5+ «Неоцинк» - эффективная защита НКТ в коррозионном фонде [Текст] / С.А. Скрипко // Коррозия Территории Нефтегаз. – №1(18), 2011. – С. 28-29.

  • Гараев, И.Г. Образование трещин на промысловых трубопроводах из металлопластмассовых труб [Текст] / И.Г. Гараев // Нефтегазовое дело. – 2010. – С. 5-8.

  • Турдыматов, А.А. Эффективность химической ингибиторной защиты в борьбе с внутренней коррозией промысловых трубопроводов [Текст] / А.А. Турдыматов, Н.Х. Абдрахманов, К.Н. Абдрахманова, В.В. Ворохобко // Нефтегазовое дело. – №3, 2016. – С. 137-141.

  • Фахретдинов, П.С. Ингибиторы коррозии из ряда аммониевых соединений на основе а-олефинов [Текст] / П.С. Фахретдинов, Д.Н. Борисов, Г.В. Романов, Ю.П. Ходырев, Р.М. Галиакберов // Нефтегазовое дело. – №4, 2008. – С. 122-131.

  • Турдыматов, А.А. Эффективность химической ингибиторной защиты в борьбе с внутренней коррозией промысловых трубопроводов [Текст] / А.А. Турдыматов, Н.Х. Абдрахманов, К.Н. Абдрахманова, В.В. Ворохобко // Нефтегазовое дело. – №3, 2016. – С. 137-141.

  • Князев, В.Н. Повышение эффективности ингибиторной защиты промысловых трубопроводов ОАО «Белкамнефть» [Текст] / В.Н. Князев, А.В. Емельянов, В.В. Шайдаков, А.Б. Лаптев // Нефтегазовое дело. – №4, 2015. – С. 82-86.

  • Давлетшина, Л.Ф. Подбор ингибиторов коррозии для составов на основе сухокислот [Текст] / Л.Ф. Давлетшина, М.Д. Пахомов, Е.А. Самсоненко, Ю.М. Тимербулатова // Материалы III Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». – 2016. – С. 149-153.


  • Черепашкин, С.Е. О влиянии термической обработки сталей на защитную способность ингибиторов коррозии [Текст] / С.Е. Черепашкин, Е.В. Боев, А.Б. Лаптев // Коррозия Территории Нефтегаз. – №3(32), 2015. – С. 38-41.

  • Булдакова, Н.С. Исследование защитных свойств ингибитора коррозии Напор-1012 в условиях повышенного содержания сульфида железа в нефтепромысловых средах [Текст] / Н.С. Булдакова, О.А. Овечкина, Ю.В. Береснева, В.К. Миллер, Н.В. Новикова // Экспозиция НефтьГаз. – №7 (53), ноябрь, 2016. – С. 61-65.

  • Тощевиков, Л.Г. Решение проблемы коррозии ГНО малодебитного фонда скважин [Текст] / Л.Г. Тощевиков, В.К. Миллер, Э.Е. Садиоков, Д.А. Назаров // Экспозиция НефтьГаз. – №5(44), 2015. – С. 39-42.

  • Мусин, Р.Р. Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных геолого-промысловых условиях (на примере ОАО «Варьеганнефтегаз») [Текст] / Р.Р. Мусин // Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн. наук. – Уфа, 2014. – 24 с.

  • Сивоконь, И.С. Эффективность промышленно применяемых ингибиторов коррозии в Западно-Сибирском регионе и результаты лабораторного тестирования [Текст] / И.С.Сивоконь, И.Н. Андреев // Коррозия Территория Нефтегаз. – Сентябрь, 2013. – С. 14-17.

  • Кузьмин, М.И. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования (на примере Урманского нефтяного месторождения) [Текст] / М.И. Кузьмин // Дис. на соискание ученой степени канд.техн. наук. – Санкт-Петербург, 2013. – 189 с.

  • Мавлиев, А.Р. Исследование антикоррозионных свойств технологических жидкостей для скважинной добычи нефти [Текст] / А.Р. Мавлиев, М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов // Нефтегазовое дело. – №3, 2011. – С. 462-466.

  • Хайруллина, Э.Р. Опыт и перспективы ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования [Текст] / Э.Р. Хайруллина // Нефтегазовое дело. – 2004.

  • Технологическая схема разработки Рмащкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть». ТатНИПИнефть, Бугульма, 1998. – 368 с.

  • Архив КИС «АРМИТС».

  • Гуськова, И.А. Осложнения в нефтедобыче: методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» [Текст]/ И.А. Гуськова, Д.Р. Хаярова// Альметьевск, 2015. - 82 с.

  • Мищенко, И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов [Текст]/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный //М.: Недра, 1984. – 272 с.

  • ТУ 264639-2018.Ингибитор коррозии марки НАПОР-1012.

    • Смотрите также файлы