Коллекторские свойства пластов
Факторы, влияющие на скорость коррозии
Методы борьбы с коррозией трубопроводов в системе ППД применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
Применение металлопластмассовых труб
Расчет протекторной защиты водоводов
Рассчитываем КПД протектора (значения коэффициентов для МП-3 находим из таблицы 4: а=0,45, b=0,37, c=6,3)
Ингибиторы коррозии, применяемые в НГДУ «Лениногорскнефть»
Анализ порывности трубопроводов в системе ППД
Выводы и предложения
Охрана недр и окружающей среды
Численно-квалификационный состав бригады ЦППД
Расчет сметы затрат
Расчет экономической эффективности ингибиторной защиты
Навигация
Коллекторские свойства пластов
Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов
102665
знаков
9
таблиц
4
изображения
1.2 Коллекторские свойства пластов
Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2 , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.
Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.
Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 – 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта " б3 " – 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.
Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.
Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, пластовой воды
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть". Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.
Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены ниже.
Свойства пластовой нефти
Давление насыщения газом, МПа4,8-9,3
Газосодержание, %52,2-66,2
Суммарный газовый фактор,50,0
Плотность, кг/м3768,0-818,0
Вязкость, мПа*с2,4-10,4
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3795,0-879,0
Компонентный состав газа
Азот + редкие
В т.ч. гелий, %10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, %18,93
Изобутан, %1,74
Н. Бутан, %4,36
Изопентан, %0,67
Н. Пентан, %0,65
Гексан, %0,46
Сероводород, %0,02
Углекислый газ, %0,89
Плотность газа, кг\м31,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор–кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г / л, в среднем 270 г/л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168 г/л ) и натрий ( 70,8 г/л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3 , вязкость 1,9 мПа×с. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
2. Технологический раздел
2.1 Причины повреждения трубопроводов в системе ППД
Коррозия металлов – самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой.
Коррозионный процесс – гетерогенный (неоднородный), протекает на границе раздела металл – агрессивная среда, имеет сложный механизм. При этом процессе атомы металла окисляются, т.е. теряют валентные электроны, атомы переходят через границу раздела во внешнюю среду, взаимодействуют с её компонентами и образуют продукты коррозии. В большинстве случаев коррозия металлов происходит неравномерно по поверхности, имеются участки, на которых возникают локальные поражения. При коррозии металла происходит не только потеря его массы, но и снижение механической прочности, пластичности и других свойств.
Можно выделить два вида коррозии трубопроводов: внешняя и внутренняя.
Основной причиной локального разрушения внешней поверхности трубопроводов является процесс электрохимической коррозии в грунтовом электролите. Степень коррозионного воздействия этого электролита на металл зависит от его состава: минерализация, pH, содержание сероводорода, СО2 или кислорода, жизнедеятельности бактерий и температуры.
Внешняя коррозия (подземная) – коррозия трубопроводов, вызываемая в основном действием раствором солей содержащихся в почвах и грунтах.
Коррозионная агрессивность почвы и грунтов обусловлена структурой и влажностью почвы, содержанием кислорода и др. химических соединений, электропроводностью, наличием микроорганизмов (аэробных и анаэробных бактерий), приводящих к локализации коррозионных поражений.
Внутренняя же коррозия обусловлена контактом трубопровода с жидкостью, протекающей в нем.
Пластовые воды содержат хлориды натрия, магния и кальция, а в некоторых случаях сульфиды, бромиды, йодиды и бораты. Наряду с 02 и СО2 в воде могут быть растворены элементарная сера, Н2S, меркаптаны и другие сероорганические соединения.
Элементарная сера по отношению к черным металлам практически неагрессивна при температуре ниже 120° и содержании до 3%. Меркаптаны же образуют Н2S лишь при нагревании.
Из всех сернистых соединений по отношению к сталям наиболее агрессивен сероводород. Агрессивность остальных сернистых соединений обусловлена, главным образом, их способностью образовать Н2 в результате распада.
На процесс сероводородной коррозии железа и стали в водных электролитах стимулирующее действие оказывают не только Н2, но и продукты коррозии - сульфиды железа (FeS). Сульфид железа по отношению к железу и стали является эффективным катодом.
Другим источником сероводорода в пластовых водах может быть функционирование микрофлоры (сульфатвосстанавливающие бактерии).
Агрессивность пластовых вод увеличивается при наличии СО2. Это связано с понижением рН пластовой воды при растворении в ней углекислого газа.
Особо значительные разрушения возникают при содержании в пластовых водах обоих агрессивных газов Н2S и СО2.
Растворенные Н2S и СО2 как факторы коррозии доминируют над концентрацией хлоридов в пластовых водах. В связи с этим отмечается повышение агрессивности рабочих сред в результате разбавления высокоминерализованных пластовых вод: сказывается повышение растворимости Н2S и СО2 с уменьшением концентрации солей.
Присутствие в пластовых водах кислорода (растворимость которого уменьшается с ростом минерализации вод) облегчает деполяризацию коррозионного процесса.
В отсутствии Н2S и СО2 после обескислороживания пластовая вода практически перестает быть агрессивной.
В присутствии Н2S кислород расходуется на его окисление с образованием взвешенной нейтральной серы.
В присутствии С02 (без Н2S) кислород аддитивно усиливает коррозионную агрессивность рабочих сред трубопроводов.
Похожие работы
... также наблюдались синергетические эффекты, что указывает на возможность совместного применения фосфорсодержащих соединений и полиэлектролитов в температурном интервале от 20 до 80 0С. Обосновываясь на собственные исследования и литературные данные можно полагать, что при выдержке образцов стали в растворе двухкомпонентных ингибиторов на поверхности формируются два слоя - тонкий слой оксида ...
... меньшего количества ингибитора не достигается высокого значения степени защиты, введение ингибитора в большем количестве не ведет к увеличению степени защиты (таблица 1.2). Таблица 1.2 – Эффективность применения борат метилфосфита в качестве ингибитора коррозии в нейтральных средах. Количество ингибитора, мг/л Скорость коррозии Защитный эффект, % мм/год г/(м2·час) прототип – – 93 ...
... ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой. 4.3 Механические методы повышения производительности скважин Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП. Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной ...
... реагента от плотности пластовой воды Марка реагента лотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 СНПХ – 9633 В1 1015-1060 СНПХ – 9633 В2 1050-1130 СНПХ – 9633 А 1130-1185 3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть» 3.5.1 Требования к выбору объектов применения При выборе объектов для обработки композицией ...
0 комментариев