Защитные мероприятия по обеспечению надежности эксплуатации оборудования и коммуникации, применяемые при данной стадии разработки месторождения Тенгиз

Меры по защите оборудования и коммуникаций системы добычи и сбора

Защита подземного оборудования скважин. Конструкция обсадки скважины и колонна выполнены в антикоррозионном исполнении. Трубы НКТ защищаются катодной поляризацией.

Система сбора продукции. Части системы сбора снабжены устройствами по впрыскиванию ингибитора и оборудованиями по контролю за коррозионными процессами.

Устье скважины. При необходимости типовое устье скважины промысла Тенгиз снабжается устройством по впрыскиванию ингибитора.

Выкидные линии. Все выкидные линии имеют диаметр 114,5 мм и толщину стенок 8,41 мм. Каждая выкидная линия на концах оборудована камерой запуска и приема скребков. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии.

Испытательный сепаратор. Штуцеры подключения коррозионного устройства имеются на отдельных выводах линий вниз по потоку контрольного клапана испытательного сепаратора.

Производственный манифольд. Точка нагнетания ингибитора предусматривается вниз по потоку от клапана производственного манифольда. Каждая замерная установка обеспечена одной установкой по впрыскиванию ингибитора.

Линии сбора. Каждая линия сбора оборудована камерой запуска и камерой приема скребков на каждом конце линии. Каждая камера запуска рассчитана на порцию коррозионного ингибитора для профилактики покрытия в линии сбора.

Узлы подключения. Узлы подключения обеспечены камерами приема и запуска скребков. Каждая камера запуска рассчитана на порцию ингибитора коррозии.

Центральный манифольд. Центральный манифольд оборудован камерами приема скребков для всех двенадцати проводящих линий сбора и камерами запуска скребков для четырнадцати магистральных трубопроводов.

Точка впрыскивания ингибитора предусмотрена вверх по потоку от камеры запуска для каждого из четырнадцати магистральных трубопроводов. Каждый магистральный трубопровод обеспечен одной установкой впрыскивания ингибитора коррозии.

Заводской манифольд. Оборудование по контролю за коррозионными процессами расположено в линии вывода непосредственно перед камерами приема скребков для каждого из четырнадцати магистральных трубопроводов.

Слагкетчеры (Шламоуловители). Точка впрыскивания ингибитора предусмотрена вниз по потоку от входного клапана. Каждый слагкетчер обеспечен одной установкой по впрыскиванию ингибитора коррозии.

Внешние и внутренние покрытия. На всех подземных трубопроводах применяются внешние покрытия.

Внутреннее покрытие на слагкетчере осуществляется распылением эпоксидных материалов или им подобных. Покрытие защищает сосуды от коррозии в условиях турбулентного потока.

Катодная защита. Подземные трубопроводные коммуникации системы добычи и сбора защищаются катодной поляризацией.

Меры по защите оборудования и коммуникаций системы подготовки нефти и газа:

химическое ингибирование газовых линий, водоводов систем подготовки и очистки газа и водоснабжения;

защита водоводов и подземных газовых линий катодной поляризацией;

протекторная защита резервуаров товарного парка газа.

Анализ защитных мероприятий по обеспечению надежности эксплуатации систем сбора и подготовки нефти и газа месторождения Тенгиз.

Защита оборудования скважин. Подземное оборудование скважин защищается методом катодной поляризации. Применяются выпрямители типа ТДЕ-9 и станции Catec ЛТД-4.

Наземное оборудование скважин входит в защитную зону катодной поляризации, осуществляемой станциями катодной защиты, установленными на ЗУ.

Защита коммуникаций системы сбора. Антикоррозионный режим течения промысловых флюидов, обеспечивающий защиту трубопроводной системы от внутренней коррозии, должен обеспечиваться технологическим режимом процессов сбора и транспортирования. Однако, рабочие давления на выкидных линиях ниже давлений насыщения, вследствие чего происходит разделение потока на жидкую и газовую фазы. В этих условиях возможно выделение влажного газа, содержащего агрессивные компоненты. Образование скоплений воды в застойных зонах коммуникаций и оборудования инициирует коррозионные процессы. В этих обстоятельствах при отсутствии защиты возможно развитие особо разрушительного воздействия на металл. Химическое ингибирование трубопроводной системы на данной стадии разработки месторождения не производится.

Внешняя коррозия коммуникаций системы сбора предотвращается катодной поляризацией с применением внешнего покрытия труб изоляционными материалами. Замеры защитных потенциалов и плотности защитного тока, производимые систематически, показывают высокую эффективность применяемого метода.

Защита объектов эксплуатации системы подготовки нефти и газа. Химическое ингибирование газовых линии, водоводов систем подготовки и очистки газа и водоснабжения производится соответствующими ингибиторами коррозии. Гравиметрические измерения потери веса представительных образцовкупонов показывают минимальную скорость общей коррозии, что свидетельствует о высокой степени эффективности ингибиторной защиты.

На заводе катодной и протекторной защитой обеспечены водоводы питьевой линии, подачи пены, пожарного водоснабжения, подземные газовые линии.

Оценка защитных мероприятий. Применяемые методы защиты от коррозия оборудования и трубопроводных коммуникаций показывают высокую степень надежности эксплуатации.

По заключению Научного центра компании «Chevron» о нецелесообразности с точки зрения безопасности и эффективности проведения химического ингибирования НКТ путем закачивания ингибитора в затрубное пространство под высоким давлением и в связи с отсутствием в добываемой продукции свободной воды в жидком состоянии, нет необходимости в нагнетании ингибиторов. Ингибитора должны нагнетаться в выкидные линии и выше оборудования, в котором может накапливаться вода.

Не осуществляется химическое ингибирование трубопроводных коммуникаций системы сбора. Необходимость химического ингибирования трубопроводных коммуникаций системы сбора из-за агрессивности газовой фазы (влажный газ), выделяющейся из потока вследствие того, что рабочие давления в системе сбора ниже давлений насыщения жидкости газом, очевидна, о чем свидетельствуют питтинговые поражения трубопроводов КТЛ, вызвавшие необходимость замены некоторых из них. Выделение газовой фазы происходит, видимо, несмотря на то, что технологическим режимом обеспечиваются высокие скорости потока.

При выполнении всего комплекса защитных мероприятий будет обеспечена высокая степень надежности эксплуатации месторождения.

В системах добычи и промыслового сбора мерами по предупреждению коррозионных разрушений, вызванных агрессивными компонентами, содержащимися в высокосернистом газе, является:

антикоррозионное исполнение и катодная защита подземного оборудования скважин;

поддержание антикоррозионного режима течения добываемой продукции;

химическое ингибирование коррозии;

подбор сплавов из материалов, утвержденных NACE MR-01−75;

модифицированные стали;

внутреннее покрытие труб;

внутренняя скребковая очистка трубопроводов;

для предупреждения наружной коррозии — защита подземных трубопроводов внешним покрытием и катодной поляризацией.

Для системы подготовки нефти и газа должен осуществляться комплекс химических и электрохимических методов:

химическое ингибирование внутренней коррозии в системе подготовки газа;

химическое ингибирование внутренней коррозии в системе очистки газа ДЭА;

катодная защита подземных газовых линий и водоводов;

протекторная защита внутренней и внешней стороны резервуаров.

Проектные режимы. Система сбора спроектирована так, что обеспечиваются высокие скорости потока, чем предупреждаются скопления воды в системе сбора высокосернистого газ, которые образуются всякий раз, когда останавливается какаято часть системы.

Рабочие давления. Два уровня давлений были выбраны для проектирования системы сбора- 14 132 кПа и 9428 кПа. Выбор указанных уровней давления позволяет:

поддерживать высокие скорости потока, требуемые для снижения коррозии труб;

удовлетворять требованиям полного заполнения линий системы.

Рабочие температуры. Максимальное значение рабочей температуры системы сбора равно 90 С.

Температура гидратообразования для диапазона давлений, рассматриваемых в системе сбора, была рассчитана приблизительно равной 28 С. это определяет допустимый диапазон рабочих температур для системы в пределах от 90 С до 30 С.

Скребковая очистка трубопроводов. Для ликвидации зон скопления рекомендуется скребковая очистка трубопроводов.

Стальная металлургия. Применяемая металлургия труб, диаметр трубной арматуры и частей, контактирующих с высокосернистым потоком, модифицированы с целью уменьшения чувствительности к водородному растрескиванию и соответствуют требованиям NACE MR-OI-75 для работы в условиях высокосернистой среды.

Подбор стальной металлургии производится по тестовому методу NACE ТМ-02−84 на стойкость стальных труб к коррозионному растрескиванию.

Подбор сплавов. Различные нержавеющие стали, никелированные сплавы выбираются для герметизации частей или поверхностей арматуры и промыслового оборудования в системе сбора.

Опыт показывает, что сплавы, удовлетворяющие требованиям NACE MR-01−75, значительно повышают срок службы труб и обеспечивают нечувствительность к сероводородному растрескиванию под напряжением.

Выбраны стальные нержавеющие сплавы типа 316, 316L и СA6NM, утвержденные NACE MR-01−75. Все части системы сбора, контактирующие с влажным сернистым газом, сконструированы или собраны из материалов, которые удовлетворяют требованиям NACE MR-01−75.

Сварные части (включая металлическую арматуру) для сбора должны быть квалифицированны пo NACE MR-01−75.

К стальным соединениям предъявляются требования NACE MP-01−75 с целью обеспечения максимальной стойкости, легкости термической обработки материала.

Представительные образцы каждой стальной композиции, используемой для изготовления соединений, должны быть тестированы на стойкость к сероводородному растрескиванию по тесту NACE TM-01−77.

Коррозионный допуск. Все трубы и соединения труб, которые контактируют с серосодержащей продукцией, имеют допуск на коррозию, что позволяет увеличить срок службы.

Требования к термической обработке. По требованиям NACE MR-01−75 к термической обработке соединений, контактирующих с серосодержащим флюидом, металлические части должны соответствовать NACE MR-01−75.

Задвижки и фланцы изготовляются в нормальных условиях.

Химическое ингибирование коррозии. Для предупреждения питтингов и общей коррозии, сероводородного растрескивания под напряжением углеродистых сталей, из которых изготовлены части системы сбора и подготовки высокосернистой продукции, необходимо осуществление химического ингибирования внутренней коррозии трубопроводных коммуникаций и оборудования.

Ингибиторы коррозии выбираются и тестируются экспериментально в специальных технологических условиях системы сбора до их применения.

Рекомендуется применение в системе сбора ингибиторов порционного и/или непрерывного ингибирования трубопроводов. Коррозионные ингибиторы, рекомендуемые к применению и используемые в настоящее время в системах подготовки нефти и газа, ранее использовались в подобных системах подготовки высокосернистой продукции.

Внешние и внутренние покрытия. Все подземные трубопроводы защищаются от подземной внешней коррозии внешним покрытием и катодной поляризацией.

Покрытия никогда не бывают без дефектов, поэтому необходима катодная защита для труб с покрытиями.

Катодная защита. Катодная защита применяется для подземных труб. Катодная защита дополняет защиту труб внешними покрытиями, что обеспечивает защиту от грунтовой коррозии.

При отсутствии катодной защиты трубопроводов, внешняя коррозия труб локализуется на участках с дефектом покрытия и приходит с большой скоростью.

Протекторная защита. Крупнотоннажные хранилища продукции-резервуары углеводородного парка (нефти и газа) должны быть обеспечены протекторной защитой.