Каталог

Помощь

Корзина

Разработка комплекса мероприятий по защите от коррозий нефтепромыслового оборудования на Приозерном месторождении ОАО ТатРитекНефть

Оригинальный документ?

Реферат

Пояснительная записка работа 105 стр., 8 рис., 19 табл., 34 источников.

АНТИКОРОЗИЙНАЯ ЗАЩИТА, ИНГИБИТОР, МЕРОПРИЯТИЕ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ, НЕФТЕПРОВОД, ОХРАНА ТРУДА, ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА, РАЗРАБОТКА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ЭКОЛОГИЧНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Объектом дипломного проектирования является внутри промысловый трубопровод на Приозерном месторождении

Цель дипломного проектирования – разработка комплекса мероприятий по антикоррозийной защите внутри промысловых трубопроводов Приозерного месторождения

В выпускной квалификационной работе успешно достигнуты поставленные цели.

В тесной связи с указанной целью были поставлены задачи, определяющие структуру и содержание дипломной работы

- рассмотреть особенности антикоррозийной защиты трубопроводов;

- разработать мероприятия по антикоррозийной защите внутрипромысловых трубопроводов;

- рассчитать работу узлов и элементов;

- рассчитать экономический эффект от предложенных мероприятий;

- представить решение мероприятий охраны окружающей среды, охраны труда и противопожарных мероприятий.

Экономический эффект от применения протекторной защиты составляет 3240,847 тыс.руб. в год.


Содержание

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

5

СПИСОК ТАБЛИЦ

7

СПИСОК РИСУНКОВ

9

ВВЕДЕНИЕ

10

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

12

1.1 Причины повреждения внутрипромысловых трубопроводов

12

1.2 Факторы, влияющие на скорость коррозии

20

1.3 Методы борьбы с коррозией внутрипромысловых трубопроводов

24

1.3.1 Применение труб с защитными покрытиями

25

1.3.2 Ингибиторная защита трубопроводов

30

1.3.3 Применение протекторной защиты

39

1.4 Постановка цели и задач дипломного проекта

44

2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

46

2.1 Общая характеристика района проведения работ

46

2.2 Коллекторские свойства пластов

48

2.3 Физико-химический свойств нефти, газа и пластовой воды

51

2.4 Технологические трубопроводы на кустах скважин

54

2.5 Ингибиторы коррозии, применяемые на Приозерном месторождении НГДУ ТатРИТЭКнефть

55

2.6 Анализ испытаний ингибиторов коррозии

57

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

59

3.1 Выбор и обоснование протекторной защиты для выкидных трубопроводов на объекте разработки

59

3.2 Расчет протекторной защиты выкидных трубопроводов системы ППД

61

3.3 Расчет протекторной защиты выкидных нефтесборных трубопроводов

70

3.4 Расчет эффективности протекторной защиты трубопроводов

74

4 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЯ РАЗРАБОТАННОГО КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ

79

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

83

5.1 Основные технические решения, средства и меры по обеспечению безопасного внедрения технологического процесса

83

5.2 Основные технические решения, средства и меры по обеспечению пожарной безопасности

87

5.3 Мероприятия по охране окружающей среды

88

5.3 Мероприятия по охране окружающей среды

88

5.3.1 Охрана почвенно-растительного комплекса

89

5.3.2 Охрана животного мира

94

5.3.2 Охрана животного мира

94

5.3.3 Охрана водных ресурсов

95

5.3.4 Охрана атмосферного воздуха

98

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

99

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

100

ПРИЛОЖЕНИЕ

104

Основные сокращения и обозначения

Сокращения:

АСПО асфальто- смоло- парафиновые отложения

ГЗУ – групповая замерная установка

ГЗНУ групповая замерная насосная установка

ДНС – дожимная насосная станция

ЗРА – запорно-регулирующая арматура

КВЧ – коллоидно взвешенные частицы

КНС – кустовая насосная станция

КПД – коэффициент полезного действия

НГДУ нефтегазодобывающее управление

НДУ – установка для подачи реагента

ПАВ – поверхностные активные вещества

ПДК – предельно допустимая концентрация

ППД поддержание пластового давления

РП – распределенные протекторы

СЗЗ – санитарно-защитная зона

СИЗ – средства индивидуальной защиты

УКК – Узлы контроля скорости коррозии

УКПН – установка комплексной подготовки нефти

УПН – установка подготовки нефти

УПСВ – установка предварительного сброса воды

ЦППН – цех подготовки и перекачки нефти

ЦПС центральный пункт сбора

ШВН штанговый винтовой насос

ЭХЗ – электрохимическая защита

Обозначения:

dвн - внутренний диаметр, мм

Qч - часовая пропускная способность, м3

ρ - плотность перекачиваемой нефти, кг/м3

Gr - годовая производительность нефтепровода, т/год

kнп - коэффициент неравномерности перекачки

V - средняя скорость нефти в трубопроводе, м/с

Re - число Рейнольдса

Wвнэ - скорость в сопле принимается методом подбора равной 10 м/с

Пмi – потери металлофонда

Мi - металлозатраты

Таi - фактический срок службы оборудования

Таj - амортизационный сроки службы оборудования

n - количество порывов на 1000 м внутри промыслового трубопровода, шт.

ФДУ - фонд заработной платы одного сотрудника, руб.

Ду - количество человек, шт.

АД - средняя балансовая стоимость одной установки, руб.

КИ - дозировка ингибитора, кг/м3

УИ - годовой объем перекачки воды, тыс.м3

АД - средняя балансовая стоимость одной установки, руб.

Ду - количество дозировочных установок на 2000 м трубопровода, шт.

L - срок службы одной НДУ, лет

Э – экономический эффект, руб.

δ - толщина стенки, м

hт - средняя глубина укладки, м

dc - длина стержней, м

m0 – масса необходимого образца, г

m1 – масса образца с продуктами коррозии, г

S – площадь поверхности образца, м2

t – продолжительность испытаний, дней

n – коэффициент, зависящий от состава продуктов коррозии


СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1 - Показатели эффективности магнитной обработки промысловых жидкостей, применяемых на месторождениях, по степеням защиты, %

34

Таблица 2 - Характеристика проектных показателей по отбору нефти, жидкости и газа на Приозерном месторождении, динамике за период с 2007 по 2030 года

50

Таблица 3 – Свойства пластовой нефти по горизонтам, по горизонтам

51

Таблица 4 - Компонентный состав нефтяного газа, при однократном разгазировании пластовой нефти, Кыновский горизонт

51

Таблица 5 - Компонентный состав нефтяного газа, при однократном разгазировании пластовой нефти, Бобриковский горизонт

52

Таблица 6 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, по горизонтам

52

Таблица 7 - Показатели объемов закачки пластовой воды на Приозерном месторождении, в динамике за период с 2008 по 2032 года

53

Таблица 8 - Состав и физико-химические свойства закачиваемой воды с ДНС на Приозерном месторождении, по горизонтам

53

Таблица 9 - Техническая характеристика труб, применяемых на кустах скважин Приозерного месторождения

55

Таблица 10 - Характеристика ингибиторов коррозии, применяемых на Приозерном месторождении НГДУ ТатРИТЭКнефть

55


Таблица 11 - Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии очистных сооружений Приозерном месторождении НГДУ ТатРИТЭКнефть

57

Таблица 12 - Протекторные электрохимические свойства магния, алюминия и цинка

59

Таблица 13 - Химический состав магниевых сплавов для протекторов

60

Таблица 14 - Характеристики магниевых протекторов марки ПМ5, ПМ10, ПМ20

62

Таблица 15 - Значения коэффициентов А и Б для расчета сопротивления растеканию комплектных магниевых протекторов

64

Таблица 16 - Условия применения подпочвенных и глубинных анодных заземлений и их максимальные значения сопротивления растеканию тока в различных грунтах

64

Таблица 17 - Распределение удельного сопротивления грунта ρ1 вдоль трассы трубопровода системы ППД на Приозерном месторождении

65

Таблица 18 - Распределение удельного сопротивления грунта ρ1 вдоль трассы нефтепроводов Приозерного месторождения

71

Таблица 19 - Результаты скорости коррозии металлов, в сравнении методов

78

СПИСОК рисунков

Рисунок 1 – Виды коррозионных повреждений металлов и сплавов

16

Рисунок 2 - Показатели эффективности применения ингибитора

34

Рисунок 3 - Технологическая схема подачи ингибитора коррозии на Приозерном месторождении

38

Рисунок 4 - Принципиальная схема протекторной защиты

40

Рисунок 5 - Технологическая схема протекторной защиты трубопровода с распределенными протекторами (РП)

42

Рисунок 6 - Технологические схемы протекторной защиты трубопровода с групповыми протекторами (ГП)

43

Рисунок 7 - Номограмма для определения количества порывов, при определении эффективности коррозийной защиты на Приозерном месторождении, по данным НИИ «Тат-НИПИнефть»

81


Введение

Коррозия промышленного оборудования и трубопроводов - одна из основных причин снижения их эксплуатационного ресурса, вызывает экономические потери и наносит экологический ущерб. Каждый год 4% валовой общественной продукции теряется из-за коррозии. В настоящее время в России действует 71 тыс. км нефтепроводов и 171 тыс. км газопроводов [27], на которых происходит до 40 тыс. аварий ежегодно. В результате: потери углеводородного сырья при добыче и транспортировке — около 7% от добываемого объема; потери металла — около 20% годового производства стали; ущерб промышленному производству составляют сотни млрд. рублей в год. Аварийность технологических систем в нефтегазовой отрасли из-за коррозии достигает 31% от общего числа, что связано с большой металлоемкостью оборудования и сооружений, и агрессивностью среды.

Наблюдают несколько видов коррозии, среди которых значителен вклад углекислотной в разрушения трубопроводов нефтяных и газовых месторождений. На месторождениях России углекислотная коррозия составляет 30-40%, при этом протекает с высокой скоростью (до 8 мм/год). В связи с этим актуальным проблемам определения опасности коррозии и защиты от нее уделено внимание в работе.

Ежегодные затраты на защиту от коррозии оборудования из стали достигают примерно 20% стоимости вновь изготовленных сооружений и тенденция роста этих затрат не уменьшается. Поэтому разработка мероприятий, направленных на повышение коррозионной стойкости металлов и изделий из них, является весьма актуальной задачей.

Для уменьшения коррозии и обеспечения сохранности трубопроводов применяется ряд методов, в том числе электрохимическая защита. Ее эффективность оценивают по образцам-свидетелям, которые расположены рядом с трубопроводом, изготовлены из того же материала, находятся под общим с ним потенциалом и испытывают аналогичные механические нагрузки.

Объектом исследования в дипломной работе является Приозерное месторождение НГДУ ТатРИТЭКнефть.

Предметом исследования является методы антикоррозийной защиты внутри промысловых трубопроводов.

Цель дипломной работы – разработка мероприятий по антикоррозийной защите внутрипромысловых трубопроводов.

В тесной связи с указанной целью были поставлены задачи, определяющие структуру и содержание дипломной работы

- рассмотреть особенности антикоррозийной защиты трубопроводов;

- разработать мероприятия по антикоррозийной защите внутрипромысловых трубопроводов;

- рассчитать работу узлов и элементов;

- рассчитать экономический эффект от предложенных мероприятий;

- представить решение мероприятий охраны окружающей среды, охраны труда и противопожарных мероприятий.

Структурно работа состоит из введения, пяти разделов, заключения и списка использованной литературы.


1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Статистика показывает, что причиной каждой третьей аварии на проложенном в грунте трубопроводе является коррозия. Поэтому в отраслях нефтегазового комплекса, занимающихся транспортировкой сырья, надежной антикоррозийной защите уделяется особое внимание.

Основная причина отказов нефтегазовых сооружений — в коррозионном факторе. В России 40-50% машин и сооружений работают в агрессивных средах, 3% — в слабоагрессивных, и только около 10% не требуют активной антикоррозийной защиты. На внутрипромысловых трубопроводах нефти, воды и газа 95% отказов приходится на внутритрубную и наружную коррозию. Ежегодно на внутрипромысловых трубопроводах происходит до 40 тысяч аварий. Экономические убытки от коррозии металлов огромны. Например, в России они превышают 3000 млрд. руб. в год. В целом, по оценкам специалистов различных стран, эти потери в промышленно развитых странах составляют от 2 до 4% валового национального продукта. При этом потери металла, включающие массу вышедших из строя металлических конструкций, изделий, оборудования, составляют от 10 до 20% годового производства стали.

Существует несколько методов борьбы с коррозией, наиболее эффективным из которых является ингибиторная защита. Хотя применение ингибиторов требует определенных капиталовложений, внеплановые расходы на ликвидацию аварий и восстановление трубопроводов, в конечном итоге, в сотни раз превышают затраты на приобретение и эксплуатацию установок для катодной защиты.

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 СО2 (без Н2S) кислород аддитивно усиливает коррозионную агрессивность рабочих сред трубопроводов.

Коррозию относят к поверхностным явлениям и классифицируют по тем изменениям, которые происходят с поверхностью материала в результате протекания процесса коррозии [13]. При взаимодействии всей поверхности материала с окружающей средой наблюдается общая или сплошная коррозия, при взаимодействии части поверхности — местная или локальная коррозия. Принято различать два вида общей коррозии. При равномерной коррозии вся поверхность металла равномерно разъедается внешней средой без изменений в топографии поверхности. К такой коррозии, например, относится коррозия углеродистой стали в растворах серной кислоты, рисунок 1а

Рисунок 1 Виды коррозионных повреждений металлов и сплавов

Рисунок 1 – Виды коррозионных повреждений металлов и сплавов:

Рисунок 5 - Технологическая схема протекторной защиты трубопровода с

Рисунок 5 - Технологическая схема протекторной защиты трубопровода с распределенными протекторами (РП): 1 – трубопровод; 2 – протектор; 3 – изолирующие фланцы; 4 – технологическая установка (ТП, УКПН, ГЗУ, ГЗНУ, КНС) - со сходящимися трубопроводами; 5 – контрольно-измерительная колонка (КИК); 6 – траншея; 7 – незащищенные трубопроводы; 8 – место соединения с незащищенным трубопроводом (или обсадной колонной)

Рисунок 6 - Технологические схемы протекторной защиты трубопровода с групповыми

Рисунок 6 - Технологические схемы протекторной защиты трубопровода с групповыми протекторами (ГП):

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Василенко А.Ф. Автоматизированная система контроля и управления-ЭХЗ: тезисы докладов III Межд. конф. «Актуальные вопросы противокоррозионной защиты (РАСР 2009)», 14-15 октября 2009 / А.Ф. Василенко. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. - С. 37.

2. Василенко А.Ф. Система коррозионного мониторинга «СКАТ»: сб. докладов III Межд. конф. Актуальные вопросы противокоррозионной защиты (РАСР 2009), 14-15 октября 2009 / А.Ф. Василенко. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. - С. 91-95

3. Василенко А.Ф., Василенко Н.В. Система управления для станций катодной защиты: материалы X Юбилейной межд. науч.-практич. конф. «Инновационные технологии в образовательном процессе», 24-25 апреля 2008 / А.Ф. Василенко, Н.В. Василенко. Том 1. Краснодар: КВВАУЛ, 2008. - С. 162-165.

4. Василенко А.Ф., Кабанков Ю.А. К вопросу об управлении станциями катодной защиты: материалы X Юбилейной межд. науч.-практич. конф. «Инновационные технологии в образовательном процессе», 24-25 апреля 2008. Том 1 / А.Ф. Василенко, Ю.А. Кабанков. Краснодар: КВВАУЛ, 2008. С. 179-183.

5. ППБО-103-79 Правила пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ

6. ПБ 08-624-03 Правила пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности

7. Временные технические требования. Подсистема контроля и управления средствами защиты от коррозии филиала эксплуатационной организации (АРМ ЭХЗ). М.: «Газпром», 2009. -24 с.

8. Выпрямитель для катодной защиты «ЭНЕРГОМЕРА» В-ОПе-МЗ, сер. В: Руководство по эксплуатации. Ставрополь: «Концерн ЭНЕРГОМЕРА», 2008. -21 с.

9. Гагарина Л.Г. и др. Разработка и эксплуатация автоматизированных информационных систем: Учеб. пособие / Л.Г. Гагарина, Д.В. Киселев Е.Л. Федотова / под ред. проф. Л.Г. Гагариной. М.: ИД «Форум»: ИНФРА-М, 2007. - 384 с.

10. ГОСТ 9.602-2005. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

11. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

12. ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные.

13. Датчик скорости коррозии «ЭНЕРГОМЕРА» ДСК-1: Руководство по эксплуатации РМЕА.416600.403 РЭ. Ставрополь: «Концерн ЭНЕРГОМЕРА», 2008. - 16 с.

14. Маршаков И.К. и др. История развития коррозионных исследований в Институте физической химии РАН. 4.V. Локальная коррозия / И.К. Маршаков, Г.П. Чернова, Ю.И. Кузнецов. Коррозия: материалы, защита. 2007. №2. С.41-47.

15. Калинкин И.П. Новый справочник химика и технолога / И.П. Калинкин АНО НПО «Мир и Семья», 2008.

16. Кожевникова Н.В., Суровец И.А. Особенности строительства объектов на ММГ. Журнал Трубопроводный транспорт нефти №12, 2008.

17. Коммутационно-измерительные пункты «Энергомера» типа КИП: Руководство по эксплуатации РМЕА. 656121.403 РЭ. Ставрополь: «Концерн «ЭНЕРГОМЕРА», 2008. - 19 с.

18. Контроллеры сбора и передачи информации «Акси»: Руководство по эксплуатации АЕТС.468157.001 РЭ: Электронный ресурс. М.: Акситех, 2008.

19. Осипова О.И. Состояние системы ЭХЗ подземных газопроводов, перспективные направления по повышению эффективности работы электрохимической защиты газораспределительных сетей / О.И. Осипова. Газ России. 2007. - № 3. - С. 48-51.

20. Петров Н.Г. Система обеспечения противокоррозионной защиты объектов транспортировки газа / Н.Г.Петров. Газ России. 2007. — № 1.1. С. 18-19.

21. Постановление Правительства РФ от 28.08.1992 N 632 «Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия»

22. Межд. конф. «Состояние и перспективы применения полимерных покрытий в оборудовании и сооружениях нефтегазовой отрасли», 26-27 марта 2009. М.: «Территтория Нефтегаз», 2009.

23. Попов Н. Системы телемеханики газовой отрасли / Н. Попов, Н. Вебер // Газовый бизнес. 2007. — март-апрель. - С. 14-15.

24. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

25. РД 39.142-00 Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования

26. РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии.

27. Российский статистический ежегодник. 2012. — Москва: Росстат, 2012. — 786 с.

28. Рудой В.М. и др. Проектирование катодной защиты подземных трубопроводов: Учебное электронное текстовое издание / В.М. Рудой, Н.И. Останин, Ю.П. Зайков. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИБ, 2005. - 29 с.

29. СанПиН 2.2.3.1384-03 «Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ»

30. Система коррозионного мониторинга НГК-СКМ: Руководство по эксплуатации. Редакция 1.96. Саратов: «Нефтегазкомплекс-ЭХЗ», 2010. - 21 с.

31. СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства»

32. Станция катодной защиты НТК ИПКЗ - Евро: Руководство по эксплуатации. Редакция 1.95 - Саратов: «Нефтегазкомплекс-ЭХЗ», 2010.-46 с.

33. Ткаченко В.Н. Расчет систем электрохимической защиты подземных трубопроводов от коррозии: Учебн.-метод. Пособие для слушателей КПК / В.Н. Ткаченко. Саратов: «ГазРегионЗащита», 2008. - 84 с.

34. Федоров Ю.Н. Справочник инженера по АСУТП: Проектирование и разработка. Учебно-практич. пособие / Ю.Н. Федоров. М.: Инфра-Инженерия, 2008. - 928 с.