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.