CC BY
91
Список литературы:
1. Marchand N. Transmission-Line Conversion Transformers // Electronics, Vol. 17, pp. 142-146, Dec. 1944.
2. Zhen-Yu Zhang, Yong-XinGuo, L.C. Ong, M.Y.W. Chia. A New Planar MarchandBalun // IEEE Transaction, 2005.
3. Daniela Straiculescu, Nathan Bushyager, Ade Obatoyinbo. Design and Optimization of 3D Compact Stripline and Microstrip Bluetooth/WLAN BBalun Architectures Using the Design of Experiments Technique // IEEE Trans, 2004.
4. Ching-Ian Shie, Yu-Han Pan, Kuo-Sheng Chin, Yi-Chyun Chiang. A Miniaturized MicrostripBalun Constructed With Two I / 8 Coupled Lines and Redundant Line // IEEE Trans, 2013.
5. Hong-Ming Lee, Chih-Ming Tsai. Exact synthesis of broadband three-line baluns. IEEE Trans. on Microwave Theory and Techn. vol. 5 7, № 1, January 2009 pp.140-148.
6. Девятков Г.Н. Автоматизированный синтез широкополосных согла-сующе - симметрирующих устройств // Научный вестник НГТУ - 2006. -№ 1 (22). - С. 61-70.
7. Девятков Г.Н. Автоматизированный синтез широкополосных согласующих устройств, связывающих произвольные иммитансы источника сигнала и нагрузки // Научный вестник НГТУ - 2004. - № 1 (16). - С. 155-165.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОТ КОРРОЗИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ОПТИМИЗАЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАКУДУК
© Жарылгасынова Г.М.*
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
В статье рассматриваются антикоррозионные мероприятия в промысловой практике месторождения Каракудук, а также предлагаются методы их оптимизации.
Ключевые слова коррозионное разрушение, пакерирующие устройства, ингибиторы, сточные воды, растворенные газы.
В географическом отношении месторождение Каракудук расположено в юго-западной части плато Устюрт. По административному делению месторождение относится к Мангистаускому району Мангистауской области Республики Казахстан [1].
* Магистрант.
Промысловой практикой установлено, что коррозионное разрушение подземного оборудования эксплуатационных скважин сказывается в первую очередь на аварийности насосно-компрессорных труб (НКТ) и нарушении герметичности обсадных колонн. Количество нарушений обсадных колонн в зоне цемента существенно ниже, чем в незацементированных зонах, т.е. цементное кольцо хорошо предохраняет металл от коррозионного разрушения. Поэтому рекомендуется с самого начала строительства скважин осуществлять высоту подъема цементного раствора до ее устья.
Для защиты от коррозии межтрубного пространства скважины следует предусмотреть герметизацию пакерирующими устройствами.
Для защиты внутренней поверхности подъемных труб и линий нефтяных скважин применяются в основном химические методы борьбы с коррозией. Трубы изолируются антикоррозионными покрытиями, которые противостоят агрессивным средам с температурой 50-80 °С. В случае отсутствия труб с внутренней изоляцией, применяют защиту ингибиторами коррозии.
Отличительная черта метода защиты конструкций от коррозии с помощью ингибиторов - это возможность при небольших капитальных затратах замедлять их коррозионное разрушение, даже если эти конструкции или оборудование давно находились в эксплуатации. Кроме того, введение ингибиторов в любой точке технологического процесса может оказать эффективное защитное действие и на оборудование последующих технологических стадий (подготовки и транспортировки продукции) [2, с. 42].
Известно, что в зависимости от механизма действия различают ингибиторы коррозии барьерного типа, нейтрализирующие, удаляющие и прочие. Действие реагентов барьерного типа основано на образовании пленки на поверхности оборудования, нейтрализирующих - на увеличении рН среды, удаляющих - на удалении из среды агресивных компонентов. К категории прочих ингибиторов относятся реагенты, подавляющие жизнедеятельность бактерий, в первую очередь СВБ [http://glavteh.ru/iiles/IP8-Lazarev-2.pdi].
Ингибиторы коррозии могут подаваться как в скважину так и в пласт.
Подачу ингибитора в нефтяные скважины на месторождении производят периодической дозировкой в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемными трубами. Для этого между обсадной колонной и трубами (у башмака) предусмотрена герметизация пакерующим устройством (манжетой) с небольшим, 3-7 мм, отверстием для выхода ингибитора. Поданный в скважину объем ингибитора образует запас на 10-15 дней.
Расчет необходимого количества ингибитора для обработки всей поверхности защищаемого оборудования, включая внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны, наружную и внутреннюю поверхность подъемных труб, поверхность штанг, внутреннюю поверхность выкидной линии, осуществляется по формуле:
р = q ■ я,
где Я - суммарная поверхность защищаемого оборудования;
д - норма расхода ингибитора на 1 м2 поверхности, кг.
Периодическая подача ингибитора в скважины производится с помощью передвижных агрегатов.
На месторождении применяются ингибиторы коррозии марки ИКНС АзНИПИнефть. А также применяются и другие реагенты, используемые для защиты нефтепроводных коммуникаций, например, Контол 2175W, Ко-рексин 7798 и др.
По проекту разработки месторождения Каракудук система ППД базируется на использовании альбсеноманских вод, которые извлекаются из водозаборных скважин и затем закачиваются в нефтяные пласты.
Промысловая практика применения альбсеноманских вод в системе ППД на других месторождениях (Узень, Кумколь, Западно-Сибирские нефтяные регионы и др.) показала, что эти воды весьма агрессивны. Первые порывы начинают проявляться на низконапорных водоводах спустя 1 -2 года с начала их эксплуатации. Коррозия на внутренней поверхности труб носит локальный характер. Скорость коррозии, в отсутствие защитных мероприятий, составляет до 5 мм/год (по фактическим срокам службы водоводов до первых порывов).
Основным фактором, вызывающим коррозию в рассматриваемых случаях, является появление кислорода в результате негерметичности системы сбора и транспорта альбсеномансой воды и наличие выносимого из скважин песка. Кислород воздуха попадает различными путями: в следствие негерметичности самой системы; в результате захвата воздуха центробежными насосами при изменении уровня воды в скважине; не ритмичной работой системы сбора и транспорта воды.
Для исключения процесса попадания кислорода воздуха в систему добычи альбсеноманской воды по мере возможности применяются трубы с внутренней изоляцией (с полимерными покрытиями). В случаях отсутствия такой возможности, для защиты используются ингибиторы коррозии.
Из-за недостаточной изученности свойств альбсеноманской воды месторождения, рекомендации по защите оборудования системы добычи и транспорта воды ингибиторами коррозии требуют дополнительного исследования.
Уменьшить опасность коррозии можно путем специальной подготовки воды до поступления ее в систему ППД, а именно, удалением из нее механических примесей (песок) и агрессивных газов.
В системе ППД планируется в качестве нагнетательной жидкости использовать сточную воду, объемы которой будут возрастать по мере увеличения добываемой продукции. Пока трудно определить, чем будет лимитироваться коррозионные процессы в сточной воде, но можно предположить, что появление растворенных газов в воде - сероводорода, кислорода или
двуоксида углерода, а также температурного режима течения, резко усилят коррозионную активность воды. по отношению к металлу.
В этом случае, наряду с подготовкой воды к закачке, необходимо применить ингибиторы коррозии. Для защиты от коррозии подземного оборудования нагнетательных скважин следует применять компонентный метод подавления коррозионных процессов.
Коррозию в межтрубном пространстве скважин предотвращают с помощью пакерующих устройств и заполнением пространства над пакером противокоррозионным составом.
Защита обсадной колонны в призабойной зоне скважин (в интервале перфорации) осуществляется спуском труб из коррозионностойких материалов или с защитными покрытиями, либо спуском цементируемых хвостовиков.
Многократные спуско-подъемные операции НКТ приводят к износу резьбовых соединений и для их герметизации применяют специальные уп-лотнительные составы-герметики.
Следует отметить, что применение ингибиторов делается более эффективным при использовании новых технологий их подачи. В связи с этим можно рекомендовать закачку ингибитора в парообразном состоянии (Vapour phase Corrosion inhibitor, VpCl) компании Cortec. Этот метод позволяет доставить пар во все микротрещины на поверхности оборудования, благодаря чему образует очень тонкое и плотное защитное покрытие. Однако этот метод достаточно сложен с точки зрения технологии реализации.
В пластовых условиях при температурах от 50 до 90 °С коррозионная агрессивность раствора НИ возрастает в 10-100 раз по сравнению с нормальными условиями (t = 20 °C). В этой ситуации практически безальтернативным средством для снижения коррозионной агрессивности технологических жидкостей, используемых при ГТМ, выступают ингибиторы, предназначенные специально для кислотных составов.
Весьма эффективны для защиты от коррозии бинарные ингибиторы. Они могут обеспечить защитный слой, который держится на металлической поверхности трубы в 2-4 раза дольше, чем образуемый обычными нефте-или водо- диспергируемыми ингибиторами [3].
Оценка коррозионного состояния оборудования и трубопроводных коммуникаций производится по результатам технического диагностирования, а также специальных методов контроля за коррозией. Контроль коррозии основывается на характере коррозионных проявлений, исходя из которых выбираются методы и средства контроля для качественной и количественной их оценки.
Контроль за надежной и безопасной работой трубопроводных коммуникаций различного назначения, водоводов низкого и высокого давления, газопроводов осуществляется в ходе ревизий, выполнение которых предусмотрено «Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности».
Выбор и порядок применения методов неразрушающего контроля должны определяться в каждом конкретном случае с учетом технологичности средств технической диагностики, разрешающей способности, выяв-ляемости дефектов и производительности контроля.
Коррозионный контроль в технологическом оборудовании и трубопроводах выполняется в местах наиболее подверженных коррозионному воздействию. Это зона верхней и нижней образующей, где возможна концентрация влаги, скопление минерализованной водной фазы и шлама; зона раздела фаз «газ-жидкость», где коррозионный процесс развивается достаточно интенсивно и имеет специфическое проявление, места резких поворотов труб, где возможен эрозионно-коррозионный износ.
Основными методами контроля состояния внутрипромысловых трубопроводов являются техническое освидетельствование, визуально-измерительный контроль (ВИК) с применением оптических и линейно-измерительных приборов, ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) и радиографический метод.
Контроль скорости коррозии предусматривает применение гравиметрического метода, приборов для измерения скорости коррозии (коррозионно-индикаторные установки, коррозиметры), толщиномеров и водородных зондов (при процессах сульфат-редукции). Контроль скорости коррозии производится в пунктах наблюдения, оснащенных датчиками и вторичными приборами контроля.
Список литературы:
1. Отчет выполненных научно-исследовательских и опытно-промышленных работ по анализу основных проблем разработки месторождения Ка-ракудук и подготовке рекомендаций по оптимизации системы разработки и технологии ПНП с целью избегания преждевременной обводненности добываемой продукции. - Самара; Актау, 2011.
2. Защита нефте-промыслового оборудования от коррозии. Справочник рабочего. - М.: «Недра», 1985.
3. http://glavteh.ru/files/IP8-Lazarev-2.pdf.
НОВЫЕ СХЕМОТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ В ЭФФУЗИОННОМ КОНТРОЛЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗОВ
© Жигулин С.Ю.*
Тверской государственный технический университет, г. Тверь
Приведены схемы эффузионных анализаторов плотности газов на основе пьезорезистивных преобразователей силы. Дано описание их
* Аспирант кафедры АТП.
