20.44Kb - G

УДК 622-037
к.т.н.,проф. Мусина З.Д
Защитные мероприятия, осуществляемые на данной стадии разработки
Для обеспечения надежной эксплуатации промыслового оборудования Карачаганакского
газонефтеконденсатного месторождения реализуется комплекс следующих мероприятий:

применение сталей, обладающих высокой стойкостью против сульфидного коррозионного
растрескивания под напряжением (СКРН) и водородо-инициированного растрескивания
(ВИР);

в рекомендованных случаях, применение коррозионно-стойких материалов (нержавеющие
стали), как лучшей альтернативы углеродистым сталям;

снижение внутренних остаточных напряжений в металле труб и аппаратов путем специальной
термообработки;

термическая обработка монтажных сварных соединений для снятия послесварочных
напряжений;

использование эффективных ингибиторов коррозии в сочетании с рациональной технологией
ингибиторной защиты.
Защита от сероводородного растрескивания производится применением сталей, имеющих
высокую стойкость к растрескиванию, в сочетании с технологическими методами защиты.
Защита от общей коррозии трубопроводов и оборудования, контактирующих с агрессивной
средой, содержащей сероводород и двуокись углерода - технологическими методами и
применением ингибиторов коррозии.
Для защиты подземных трубопроводов от грунтовой коррозии применяется метод катодной
защиты.
Для защиты оборудования от атмосферной коррозии применяются покрытия.
Материал оборудования скважин
Большинство скважин окончено бурением в 1985-1992 гг. Типичная конструкция скважин
представлена в таблице ниже. Колонны диаметром до 12 3/4" выбраны в соответствии с
спецификациями ГОСТ (стали группы прочности Д и Е). 9 5/8" колонны, эксплуатационные
колонны и НКТ, были выбраны в соответствии с спецификациями API для материалов в кислой
среде.
Колонна
Глубина башмака колонны, м
24.8”
+-10
16 ¾”
22 мин., 203 макс., 89 средн.
12 ¾”
545 мин., 1505 макс., 953 средн.
9 5/8” 40/43.5/47
2270 мин., 4740 макс., 4020 средн.
Конус. 7”-5 ½” или 7” (в 25% скв.)
3182 мин., 5640 макс., 5020 средн.
7” 26/35
5” ½ -20-23
7 5/8” хвостовик (в 15% скв.)
4085 мин., 4913 макс., 4541 средн.
Технологические антикоррозионные мероприятия
Предусмотрены следующие технологические мероприятия при защите подземного оборудования
скважин:

герметизация всех заколонных пространств качественным цементажем,

применение герметичных соединений НКТ,

использовать ингибированный раствор как «пакерную жидкость» для защиты НКТ и
эксплуатационной колонны
Система химического ингибирования
На данной стадии разработки месторождения предусмотрены мероприятия по ингибиторной
защите следующих объектов:

эксплуатационных скважин и шлейфов;

аппаратов и трубопроводов УКПГ-3;

газопроводов неочищенного газа УКПГ-3;

газопроводов неочищенного газа УКПГ-3 – ОГПЗ;

конденсатопроводов;
В настоящее время для ингибирования коррозии применяют ингибитор марки ЕС 1316А в
оптимизированной дозировке.
Методы ингибирования
Методы введения ингибиторов в газопроводы и технологическое оборудование следующие:

периодическая обработка добывающих скважин для защиты внутренней поверхности НКТ, а
также защиты выкидных линий от скважин до УКПГ-3.

непрерывный ввод ингибитора на оборудованных точках ввода на УКПГ-3;

периодическая обработка экспортных трубопроводов в ходе поршневой обработки для
восстановления слоя ингибитора коррозии, удаленного скребком.
Ингибирование скважин
Ингибирование применяется только в скважинах, в которых возможен риск коррозии, в основном
из-за присутствия воды (даже в очень небольшом количестве) в добываемой продукции.
Периодически закачивается смесь дизельного топлива и ингибитора коррозии (в отношении 1:1 и
объемом 1.2 м3) с устья в НКТ. Частота обработок – 1 раз в два месяца. Программа обработок
пересматривается каждый год.
Технология ингибиторной защиты технологического оборудования УКПГ
Оборудование и трубопроводы на УКПГ-3 защищены постоянной закачкой чистого ингибитора
коррозии. Объемы закачки оптимизированы до концентрации 15 ppm ингибитора коррозии на
общий объем добытой жидкости (конденсат и водо-метанол).
Точки впрыска на УКПГ-3 следующие:

на входе продукции в каждую технологическую линию (ТЛ), впускные первые
теплообменники (Е-109, Е-209, Е-309, Е-409);

на выходе газовой фазы из сепаратора 1-ой ступени каждой ТЛ (С-101В, С-201В, С-301В и 401С)
впускных «газ-газ» теплообменников;

верхнюю часть (газ. фаза) трехфазных сепараторов 2-ой ступени (С-102В, С-202В, С-302В);

верхнюю часть (газ. фаза) трехфазного сепаратора 4-ой ТЛ (С-402В, С-403А, С-403В);

начало экспортного конденсатопровода (ингибитор I-55D).
Литература
1.
Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых
скважин. - М.: Недра, 2004. - 302 с.
2. Инструкция по безопасному вызову притока из нефтяных скважин закачкой воздушной
пены. - Бугульма: ТатНИПИнефть. - 2006 - 10 с.
3.
Казак А.С. Технология и техника эксплуатации скважин с тяжелой высоковязкой нефтью:
Обзор. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - 44 с. (Сер. Нефтепромысловое дело).
4.
Казак А.С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи
нефти: Обзоры. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 92 с.
5.
Казак А.С. Новые направления в технике и технологии добычи тяжелых углеводородов за
рубежом: Обзорн. инф. - М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - 48 с. (Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. 11).
6.
Калинин В.Ф. Выбор продолжительности воздействия депрессии на пласт при освоении
скважин // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - с. 29 - 32.
7.
Карапетов К.А., Балакиров Ю.А., Кроль В.С. Рациональная эксплуатация малодебитных
нефтяных скважин. - М.: Недра, 2005.
8. Константинович Е.М., Казак А.С., Павленко В.П. Технические средства, применяемые при
добыче высоковязких нефтей // Тр. МИНИ и ГП. -2003. - Вып. 165. - с. 73 - 96.