Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения

• Автор: Филиппов, Андрей Геннадьевич
• Шифр специальности: 25.00.17, 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 129 с. : ил.

Содержание
I
Введение.
1 Текущее состояние разработки Астраханского газоконденсатного месторождения.
1.1 Краткая история разработки месторождения.
1.2 Техническое состояние газопромыслового оборудования
1.2.1 Проектная комплектация подземного оборудования.
1.2.2 Состояние ингибиторной защиты подземного оборудования скважин.
1.2.3 Фактическое техническое состояние подземного оборудования после летней эксплуатации.
2 Анализ риска опасного производственного объекта скважины после летней эксплуатации
3 Мероприятия но реконструкции промыслового оборудования
3.1 Предложения по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования эксплуатируемых скважин.
3.2 Предложения по материальному и конструктивному исполнению эксплуатационных, лифтовых колонн и подземного оборудования, выходящих из капитального ремонта и вновь
IV строящихся скважин
3.3 Способы повышения надежности обвязки устья эксплуатационных скважин.
3.3.1 Предложения по реконструкции уплотнений устьевого оборудования
3.3.2 Способ временной герметизации уплотнений трубной головки
3.4 Повышение эффективности ингибиторной защиты.
3.5 Рекомендации по эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями
3.5.1 Природа межколонных давлений и классификация скважин по степени их опасности.
3.5.2 Особенности эксплуатации и консервации скважин с МКД
3.5.3 Методы исследования и контроля межколонных проявлений.
3.5.3.1 Барогидрогазодинамические исследования.
3.5.3.2 Контроль межколонного флюида на содержание неокисленных соединений серы.
3.5.3.3 Геофизические методы контроля межколонных проявлений.
ч 3.5.4 Способы и технологии снижения межколонных давлений.
4 4 3.5.4.1 Способы снижения межколонных давлений.
3.5.4.2 Технологии снижения межколонных давлений.
3.5.5 Изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи скважин
3.5.5.1 Способы и технологии изоляционных и ремонтных работ.
3.5.5.2 Составы для проведения изоляционных и ремонтных работ.
3.5.6 Управление затрубными давлениями.
4 Анализ риска эксплуатации опасного производственного объекта скважины после разработки
технологических и противокоррозионных мероприятий
Заключение.
Список литературных источников


Защита II скважин осуществляется непрерывной подачей раствора ингибитора из затрубного пространства через ингибиторный клапан, расположенный на м выше пакера в поток газоконденсатной смеси. Также осуществляется периодическое ингибирование НКТ путем закачки раствора ингибитора через устье скважины и выдержки в течение ч для стскания раствора до забоя с целью нанесения защитной пленки. В то же время, в первый период эксплуатации текущих данных об эффективности ингибиторной защиты НКТ скважины, подземного оборудования и их коррозионного состояния получить не представлялось возможным . Единственный метод контроля, предложенный проектом, анализ содержания ионов железа в выносимой воде неприменим, так как сульфиды железа, являющиеся основным продуктом коррозии в условиях сероводородосодсржащсго газа Астраханского ГКМ, практически не растворимы в воде, и их вынос происходит в виде механических частиц. Анализ содержания выносимого со скважины ингибитора показывал, что ингибитор выносится со скважин в необходимых количествах. Подъемы НКТ, проведенные на скважинах после лет эксплуатации, показали, что ниже уровня м на внутренней поверхности труб наблюдались интенсивные коррозионные повреждения, доходящие до перфорации по мерс увеличения глубины. Коррозионные повреждения наблюдались и вблизи ингибиторного клапана. Причем, по интенсивности коррозионные повреждения ниже и выше ингибиторного клапана не отличались. Выше уровня м коррозионных повреждений в скважинах практически не наблюдалось. Таким образом, полученные данные указывали на неэффективность ингибиторной защиты ниже уровня м.