К.т.н. Камбаков Т.У., доктор PhD Шукманова А.А., магистрант Наби А.

Каспийский общественный университет

Казахстан, г. Алматы

СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА

Технологический режим работы скважин представляет собой периодически составляемый документ, устанавливающий условия эксплуатации скважин, при которых обеспечиваются проектные уровни добычи газа, а также нормальная работа скважин и скважинного оборудования с учётом ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.

С целью выбора системы воздействия на пласт и оптимизации технологии возникает необходимость просчитать огромное количество вариантов.

Компромиссным вариантом, позволяющим использовать преимущество смешивающегося вытеснения. Компрессорная станция нагнетания газа основана на использовании компрессорных ниток модульного типа. Каждая компрессорная линия оборудована трехступенчатым центробежным компрессором, работающим от газовой турбины. Каждая компрессорная линия включает:

- газовую турбину;

- центробежный компрессор;

- систему управления;

- вспомогательное оборудование.

На компрессорной станции нагнетания газа проведение основных технологических процессов и работа технологического оборудования обеспечивается рядом систем, основными их которых являются:

- система технологического газа;

- система топливного и пускового газа;

- система импульсного воздуха;

- система воздуха для нужд КИП и А;

- система масла смазки и уплотнения ГПА;

- система электроснабжения;

- система теплоснабжения;

- система КИП и А;

- система АСУ ТП и др.

Все технологическое оборудование компрессорной станции нагнетания газа скомпоновано по функциональному назначению в отдельные технологические блоки и установки, основными из которых являются:

- блок измерения расхода газа на входе КСНГ;

- компрессорная установка;

- установка охлаждения газа;

- выходной распределительной манифольд.

Основные технологические процессы осуществляются в следующей последовательности. Природный газ, поступающий на КСНГ от УКПГ-2 и КПК по магистральному газопроводу, проходит блок замера и далее поступает на газовую турбину в компрессорный цех. В компрессорном цехе газ компремируется трехступенчатым компрессором.

Компрессорная установка включает в себя следующее основное оборудование:

- трехступенчатый компрессор с приводом от газовой турбины мощностью 26,1МВт;

- сепараторы и маслоотделители для очистки газа до и после компремирования в каждой ступени;

- установку охлаждения газа компремирования;

- установку дегазации масла.

С КСНГ газ подается в выходной распределительный манифольд. Первая КСНГ построена на УКПГ-2 в связи с тем, что скважины вводимые в первую очередь под нагнетание расположены поблизости в юго-восточной части месторождения. Она включает в себя три компрессора нагнетания газа производительностью 2,0 млрд.м³ в год каждая.

Для предотвращения осложнений (коррозии и гидратообразования) в системе нагнетания влажность закачиваемого газа не превышает 0,0001% об, что соответствует влажности по точке росы минус 76°С или 748 мг/м³ при давлении 760мм ртутного столба и температуре 20°С. Коррозионная активность добываемых флюидов, по отношению к углеродистым сталям (УС) и др., обусловлена высоким содержанием кислых газов (Н₂S до 4.68% и СО₂ до 6.3%), высокой температурой (90 ⁰С) и пластовым давлением до 55 МПа и, соответственно, высокими парциальными давлениями кислых газов в скважинах и наземном оборудовании и трубопроводах. В связи с обратной закачкой газа, отмечается некоторое увеличение концентрации Н₂S и СО₂ в добываемых флюидах и, вероятно, происходит некоторая осушка добываемой ГЖС из П объекта, что имеет положительное влияние с точки зрения коррозии. Флюиды, добываемые, можно оценить как потенциально коррозионно-агрессивные, которые в присутствии воды могут вызвать: коррозионное межкристаллитное растрескивание аустенитных сталей, сульфидное коррозионное растрескивание сталей под напряжением (СКРН), водородом индуцированное растрескивание (ВИР), коррозию УС под действием СО₂, коррозионную эрозию_, щелевую коррозию под слоями осадков механических примесей в наземном оборудовании, коррозию в застойных зонах оборудования и трубопроводов (фланцевые соединения, штуцера и др.) и т.д.

Управление коррозией оборудования скважин, наземного оборудования и трубопроводов проводится в соответствии с проектными решениями.

Система управления за процессами коррозии включает:

- выявление и оценка потенциальных источников коррозии на различных стадиях;

- проектирование оборудования;

- оценка соответствия материалов оборудования коррозионным условиям эксплуатации и проектным решениям;

- оптимизация методов борьбы в соответствии с коррозионной активностью среды;

- определение требований к коррозионному мониторингу и техническому освидетельствованию оборудования и трубопроводов;

- анализ результатов, полученных в ходе осуществления текущего контроля и технического освидетельствования;

- периодическое внесение изменений в систему управления за коррозией на основании;

- результатов коррозионного мониторинга и технического освидетельствования;

- изменений в проектных решениях и по фактическому состоянию оборудования;

- изменений коррозионной активности среды (увеличение обводнённости добываемой продукции и др.).

Литература:

1. Лалазарян Н.В."Расчет основных показателей разработки месторождений при различных технологических режимах эксплуатации газовых скважин", Алматы 1996

2. Ширковский А.И. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожденй». Москва, «Недра» 1987 ж.

3. http://www.corrosion.ru