2.7
Ұңғымаларды пайдалану кезінде асқынулардың алдын алу және
оларға қарсы күрес жөніндегі іс-шаралар
Қаражанбас кен орнындағы ұңғымалар мен кәсіпшіліктің жер бетіндегі
жабдықтарын пайдалану барысында асқынулар болуы мүмкін:
- ұңғыма өнімінің сулануын арттыру;
- өндіру және айдау ұңғымаларының забой маңы аймағының ластануы,
- құмды тығындардың пайда болуы;
- ұңғымалық және жер үсті жабдықтарының коррозиясы.
Осының барлығы ұңғымалардың дебитінің төмендеуіне, қымбат
тұратын жабдықтардың мерзімінен бұрын істен шығуына және ұңғымаларды
жөндеуге қосымша пайдалану шығындарына алып келеді.
Ұңғымалардың өндірілетін өнімінің сулануын арттыру ППД жүйесіне су
мен бу айдау жолымен кен орнын игеру технологиясын іске асыру шамасына
қарай Қаражанбас кен орнында мұнай өндіру кезіндегі өзекті проблемалардың
бірі болып табылады. Қаражанбас кен орнында 2011-2012 жылдар аралығында
су құбырларын оқшаулау үшін жоғарыда жатқан қабаттарға және аралықтарға
цемент тығынын немесе алынатын пакер-тығындарды орнату арқылы
жұмыстар жүргізілді.
Цемент көпірін орнату арқылы су ағымын оқшаулау жұмыстары
барысында әртүрлі мұнай қанықпаған қабаттарды қамтитын үлкен
аралықтарды (5-тен 11 м-ге дейін) оқшаулау жүзеге асырылды, бұл тұтас
алғанда ұңғымалардың өнімділігінің төмендеуіне алып келді.
Суландыру нәтижесінде ұңғымалардың едәуір бөлігі қабаттың забой
маңы аймағының бұзылуына және құмды тығындардың пайда болуына
ұшырайды, бұл өндірілетін өнім көлемінің төмендеуіне, ал кейбір
жағдайларда оларды пайдалану мүмкін еместігіне әкеледі. Қаражанбас кен
орнында құм пайда болған ұңғымалардың өнімділігін қалпына келтіру үшін
ыстық сумен жуу әдісі қолданылады.
Коррозияның алдын алу және оған қарсы күрес жөніндегі іс-
шаралар.
Көміртекті болаттарға қатысты өндірілетін және жұмыс ортасының
ағымдағы коррозиялық белсенділігін талдау. Ортаның коррозиялық
белсенділігін бағалау негізінде қабаттық қысым мен температураны,
газданудың басталу қысымын, өндірілетін газ сұйықтықты қоспалардың
(ГСҚ)
физикалық–химиялық
қасиеттерін,
су
фазасының
жалпы
минералдануын, сутектік көрсеткішін, тығыздығын, алты теңдестірілген
талдау шегіндегі су компоненттерінің құрамын, қышқыл газдардың, оттегінің
және электрохимиялық процестің деполяризаторы қызметін атқаратын басқа
да заттардың құрамын қамтитын оның физикалық-химиялық көрсеткіштерін
талдау жатады.
31
Агрессивті газдардан өндірілетін флюидтерде
𝐶𝑂
2
-ден 0,7% - ға дейін
мольды, сульфат тоқтататын бактериялар және күкіртті сутегі жоқ.
Қаражанбас кен орнының мұнайын жоғары Шайырлы және күкіртті санатқа
жатқызу керек. Асфальт-шайырлы заттардың жаппай құрамы 18 – ден 34,6% -
ға дейін , күкірт-0,9-ден 2,4% - ға дейін құрайды. Парафиннің құрамы бойынша
зерттелген мұнай парафинді типке жатады, жоғары молекулалы парафинді
көмірсутектердің құрамы 3,6% - ға дейін жетеді. Қаражанбас кен орны
мұнайының айрықша ерекшелігі қату температурасы төмен (минус 27⁰C дейін)
болып табылады. Қазіргі уақытта өндірілетін өнімнің сулануы 90%
деңгейінде. 2013 жылы ГСҚ сулануы 527 ұңғымаларда 90% - дан асты, 522-ге
50-ден 90% - ға дейінгі шекте болды және 589 ұңғымаларда 49% - дан аспады.
Кен орнының қабаттық сулары 66 г/л дейін минералданады, тұз бойынша су
түрі–хлоркальцийлі, рН бейтарап, 7 бірлік деңгейінде.
Көмірқышқылының коррозиялық әсері парциалды қысым бойынша
анықталады. Мұнайдың газға қанығу қысымы – 3,2 МПа және газдағы
𝐶𝑂
2
құрамы 0,7% деңгейінде болған кезде ұңғымадағы
𝐶𝑂
2
парциалды қысымы
0,0224 МПа-ға жетуі мүмкін. Көмірқышқыл коррозиясының көміртекті
болаттарға әсер ету дәрежесін API жіктемесіне сәйкес бағалауға болады:
– Р (
𝐶𝑂
2
) > (0,206 МПа) - коррозияның пайда болуы өте ықтимал;
-0,048 МПа < Р (
𝐶𝑂
2
) < 0,206 МПа-коррозия;
– Р (
𝐶𝑂
2
) < 0,048 МПа-коррозия екіталай.
Р (
𝐶𝑂
2
) > (0,0224 МПа) деңгейі р(
𝐶𝑂
2
) < 0,048 МПа шегінде болады,
коррозия екіталай екендігін білдіреді. Өндіруші ұңғымалардағы газ
сұйықтықты қоспалардың (ГСҚ) коррозиялық белсенділігі 36°С шегінде
төмен температурамен, төмен қысыммен және өндірілетін өнім құрамында:
сульфат тоқтататын бактериялар, күкіртті сутегі, оттегі және жоғары емес
𝐶𝑂
2
парциалды қысымымен анықталады, бұл катодты бақылаумен
ұңғымалардағы коррозияны анықтайды. Бұдан басқа, өндірілетін өнімнің
құрамында көміртекті болат коррозиясының табиғи ингибиторлары –
асфальтендер бар. Өндірілетін ГСҚ коррозиялық белсенділігін көміртекті
болат-ға қатысты 0,1 мм/жыл деңгейінде бағалауға болады.
Айта кету керек, 2006 жылғы маусымда өткізілген ТӨҚ 4 ҚІЫЖ және 7
БЖӘ ескі учаскелерінде алау қондырғысынан алынған газ құрамын талдау
нәтижелері бойынша газдағы
𝐶𝑂
2
құрамы тиісінше 6,72 және 3.3% - ға жетті.
Бұдан басқа, 2012 жылғы 21 қыркүйекте өткізілген 1104, 1492, 1494 және 2033
ұңғымаларындағы СКҚ үлгілері бойынша Налко-Хьюстон зертханасынан
жүргізілген талдаулардың нәтижелері бойынша СКҚ ішкі бетінің
коррозиясының негізгі себебі ілеспе өндірілетін суда
𝐶𝑂
2
ерігенде түзілетін Р
(
𝐻
2
𝐶𝑂
3
) > көмір қышқылы болып табылатыны анықталды. ТӨҚ 4 ҚІЫЖ және
7 БЖӘ алауымен газдағы
𝐶𝑂
2
құрамының аномальды артуы ұңғымалардың
лифт бағаналары қабырғасының перфорациясы бар 1104, 1492, 1494 және 2033
ұңғымалардың СКҚ ішкі бетінде ойық түріндегі көмірқышқыл (мейза)
коррозиясының негізгі себебі болып табылатыны анық.
|
