Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

1.3.2.1 Защита оборудования промысловой системы сбора и подготовки продукции от коррозии

В условиях увлажненной газожидкостной среды возникают и развиваются общая коррозия, сульфидное растрескивание под напряжением (СКРН) и водородом инициированное растрескивание (ВИР).

Защита от сероводородного растрескивания наиболее эффективно 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 поляризации.

Обсадные трубы скважин выполнены из стали марки С 90 по классификации А. Р.I. Твердость материалов находится в соответствии с нормативами стандарта NАСЕ по сопротивляемости к общей коррозии и СКРН, однако в некоторых случаях твердость стали превышает допустимый предел, в связи с чем нельзя исключить риск сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением. В большинстве скважин применяются обсадные трубы из марки Т90. Из углеродистой стали Sumitomo SM-90SS выполнены 90% колонн насосно-компрессорных труб.

Пакеры изготовлены из стали марки 9Сr1Мо, фонтанная арматура и клапаны - из Са3 и Са6.., подвески труб - из материала "инконель 718".

Выкидные линии скважин изготовлены из стали, соответствующей стали 20 российского стандарта ТУ-8731-74, которая является низколегированной углеродистой.

Эти технические условия удовлетворяют требованиям MR-01-75 стандарта NACE по сопротивляемости кислотной коррозии и сульфидному растрескиванию.

Внутрипромысловые трубопроводы выполнены из цельнотянутых труб, изготовленных из малоуглеродистой ферритоперлитной стали. Трубы термообработаны на твердость не более 22НRС.

Cогласно стандартам ASTM и А. Р.I. цельнотянутые трубы из сталей с низким пределом текучести практически не подвержены водородному растрескиванию за счет измельчения зерен металла и неметаллических включений вследствие высоких степеней обжатия при производстве труб. Аппараты установки комплексной подготовки газа выполнены из низкоуглеродистой стали с пониженным содержанием серы и фосфора (0,02%), содержащей не более 0,25% углерода.

Основное количество трубопроводов диаметром более 426 мм построено из труб, стойких против сероводородного растрескивания, изготовленных из стали Х46 с пределом текучести 320 МПа, очищенной от вредных примесей.

Все монтажные сварные соединения трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, подвергались термообработке (отпуску).

Эксплуатация газопровода неочищенного газа осуществляется в жестких коррозионных условиях. От УКПГ до ОГПЗ осуществляется транспорт неочищенного газа, содержащего до 3% об. сероводорода и более 5,0% об. диоксида углерода. Коррозионная агрессивность условий эксплуатации конденсатопровода обусловлена высоким содержанием сероводорода - 7,5 % об., до 4,5% об. углекислого газа.

Для предупреждения внутренней коррозии трубопроводов, применяются различные способы снижения влажности газа: подготовка по методу низкотемпературной сепарации, абсорбционная или адсорбционная осушка.

Периодическое ингибирование газопровода неочищенного газа производится 1 раз в квартал раствором ингибитора в метаноле. Периодическое ингибирование начальных, конечных тупиковых участков и подземных газопроводов неочищенного газа ведется без остановки УКПГ распылением в газовом потоке форсункой раствора ингибитора в конденсате.

Для поддержания целостности пленки, нанесенной на трубную поверхность с помощью поршней, осуществляются дополнительные меры для профилактики возможной коррозии.

Для защиты от наружной электрохимической коррозии предусмотрена активная и пассивная защита трубопроводов. В качестве пассивной защиты используются изоляционные пленки. Активная защита обеспечивается станциями катодной защиты типа КСС-1200 и УКЗВ.

Существующая система катодной защиты установлена на:

- газопроводы неочищенного газа УКПГ-3 - ОГПЗ, I нитка

УКПГ-2 - УКПГ-3, I нитка

УКПГ-3 - ОГПЗ, II нитка;

УКПГ-2 - УКПГ-3 (I, II нитки)

УКПГ3 - ОГПЗ;

    - газопроводы очищенного газа. 1.3.2.2 Предупреждение и ликвидация гидратообразований

В пластовых условиях газ всегда насыщен парами воды. В газе Карачаганакского месторождения влагосодержание составляет, по данным: ВНИИгаз - 1,77 г/м3; "КПО Б. В." - 1,96 г/м3. Поэтому при разработке в стволе скважин, в системе сбора и транспорта газоконденсатной смеси, а также на установках подготовки газа и в трубопроводах дальнего транспорта, при определенных термодинамических условий образуются газовые гидраты.

На месторождении Карачаганак образованию гидратов способствуют наличие в составе газа сероводорода (3,82%) и углекислого газа (6,57%). Так, сероводород может образовать гидрат при давлении всего 0,86 МПа при температуре 21.1єС. При добыче природного газа на Карачаганакском месторождении образуются смешанные гидраты типа C3H8*2СН4*17Н2О и C3H8*2Н2S*17Н2О.

Используется метод ввода ингибиторов гидратообразования в газовый поток который является наиболее технологичным для защиты скважин и трубопроводов сбора. Борьба с гидратами в трубопроводах также ведется поддержанием температуры газового потока выше температуры гидратообразования и/или давления потока ниже давления гидратообразования.

Также для обеспечения защиты оборудования сбора и подготовки продукции от коррозии и исключения возможности образования гидратов на Карачаганакском месторождении применяется комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования (КИГИК - раствор ингибитора коррозии ИКТ - 1 в метаноле). Причем, метанол помимо функции носителя ингибитора коррозии и предотвращения образования гидратов предупреждает также замерзание отводных линий водной фазы из сепараторов 1 ступени зимой.

1.3.2.3 Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями

Нефть и конденсат Карачаганакского месторождения характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов.

В настоящее время на месторождении применяется ввод химических реагентов в устье скважины (только для нефтяных скважин), а также в технологические трубопроводы УКПГ.

Ввод реагента-ингибитора парафиноотложений ЕС-6426А (фирмы Налко/Эксон) осуществляется в нефтяную скважину 905.

В связи с тем, что ингибитор парафиноотложений ЕС-6139А оказался не технологичным при использовании в зимних условиях из-за его высокой темпетатуры застывания (плюс 26єС), начали испытания ингибитора парафиноотложений ЕС-6426А.

По исследованиям лаборатории ЛХАК КПО БВ от 27.07.98 г., содержание в нестабильном конденсате скважины 905 парафинов, смол и асфальтенов составляет соответственно 0,85%, 3,32% и 2,85% масс.

Использование на Карачаганакском месторождении комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии (КИГИК) позволило в определенной степени снизить количество отложений, главным образом, за счет предотвращения гидратообразования и уменьшения количества механических примесей (продуктов коррозии).

Из других мер, применяемых на УКПГ-3, следует отметить предусмотренную периодическую промывку теплообменников "газ-газ".

Несмотря на все предпринимаемые меры, отложения парафина на поверхностях труб и оборудования имеют место, что частично подтверждается снижением коэффициента теплопередачи теплообменников и повышением температуры потока газа на входе в сепараторы II ступени.

Похожие статьи




Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая