Повышение эффективности работы систем добычи и подготовки газа из нижнемеловых отложений в осложненных условиях эксплуатации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Байдин Игорь Иванович

• Байдин Игорь Иванович
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Байдин Игорь Иванович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

1. ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМАТИКИ КОРРОЗИИ ОБОРУДОВАНИЯ И БОРЬБЫ С НЕЙ НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

1.1. Исследование факторов возникновения коррозии в газопромысловом оборудовании месторождений

1.2. Исследование сущности процесса углекислотной коррозии в газопромысловом оборудовании

1.3. Обзор методов прогнозирования скорости углекислотной коррозии

1.4. Обзор существующих методов борьбы с коррозией промыслового оборудования

1.5. Анализ факторов возникновения коррозии в газопромысловом оборудовании Юбилейного

месторождения

Выводы по главе

2. РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ БОРЬБЫ С УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИЕЙ НА УКПГ-НТС

2.1. Система коррозионного мониторинга прямыми методами

2.2. Исследование и обоснование оптимального места установки и конструкции образцов-свидетелей для повышения эффективности контроля углекислотной коррозии газопромыслового оборудования Юбилейного НГКМ

2.3. Коррозионный контроль косвенными методами

Выводы по главе

3. АЛГОРИТМ ПОДБОРА ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ

3.1. Технология ингибиторной обработки для защиты объектов на Юбилейном НГКМ

3.2. Алгоритм подбора ингибиторов коррозии

3.3. Реализация алгоритма подбора ингибиторов коррозии на Юбилейном НГКМ

3.4. Исследование влияния ингибиторов коррозии на технологические процессы подготовки

газа УКПГ-НТС

Выводы по главе

4. АНАЛИЗ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НА УКПГ-НТС

4.1. Общие сведения о технологических процессах на УКПГ-НТС

4.2. Анализ эффективности работы теплообменного оборудования на основе мониторинга технологических режимов УКПГ-НТС

4.3. Анализ причин повышенных гидравлических потерь в УКПГ-НТС

4.4. Анализ результатов промысловых экспериментов на УКПГ-НТС

4.5. Расчет характеристики дополнительного теплообменника

Выводы по главе

5. АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

5.1. Общие положения и подходы к технико-экономической оценке

5.2. Технико-экономическая оценка решений для борьбы с углекислотной коррозией на УКПГ-НТС

5.2.1. Выбор рекомендуемого ИК на базе технико-экономической оценки

5.2.2. Выбор решения борьбы с углекислотной коррозией на УКПГ-НТС

5.3. Технико-экономическая оценка решений по эксплуатации УКПГ-НТС на поздней стадии

разработки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ Справки об экономической эффективности внедрения рекомендаций диссертационной работы И.И. Байдина

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности работы систем добычи и подготовки газа из нижнемеловых отложений в осложненных условиях эксплуатации»

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Для России газ является стратегическим видом энергетических ресурсов. Доля природного газа в топливно-энергетическом балансе страны в среднем составляет 52 %, в европейской части страны - более 70 %.

В региональной структуре около 87 % природного газа добывается на территории Западной Сибири, в первую очередь - в Ямало-Ненецком автономном округе (свыше 80 %). Здесь расположен ряд ключевых месторождений, в том числе крупнейших на планете - Бованенковское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное. Основная доля добычи газа в Ямало-Ненецком АО приурочена к сеноманским залежам, отличающимся высокой продуктивностью и относительно низкими эксплуатационными затратами при промышленной разработке. Однако основные месторождения Надым-Пур-Тазовского региона находятся в стадии падающей добычи, что требует освоения более сложных объектов разработки. Наряду с развитием новых промышленных центров газодобычи в разработку вводятся геологически сложные нижележащие объекты на уже эксплуатируемых месторождениях. Развитая инфраструктура и доступность освобождающихся мощностей по подготовке и транспорту продукции делают данные объекты достаточно привлекательными с точки зрения технико-экономической эффективности. Однако наличие различной природы осложнений, проявляющихся при освоении таких объектов, значительно снижают технико-экономическую эффективность. Неопределённость, вызванная отсутствием специальных исследований, приводит к неучету специальных мероприятий при проектировании объекта.

Одним из таких месторождений является Юбилейное, по которому основной объект разработки - сеноманская газовая залежь - уже находится в стадии падающей добычи. Перспективы освоения нижележащих объектов обусловлены промышленными запасами газового конденсата и развитой транспортной инфраструктурой Надым-Пур-Тазовского региона.

Совокупность технико-технологических решений, позволяющая

задействовать уже имеющуюся инфраструктуру сеноманского комплекса, и высокая прогнозная технико-экономическая эффективность строительства газоконденсатного промысла позволили начать разработку нижнемеловых отложений уже в 2014 г.

Залежи разрабатывались на основе технологического проекта, в котором не были предусмотрены мероприятия по противокоррозионной защите, так как содержание агрессивных газов в продукции по результатам первичных исследований было незначительно. Однако результаты последующих исследований состава продукции скважин подтвердили высокое содержание углекислого газа в некоторых из разрабатываемых объектов, вовлекаемых не в первую очередь. Отложенное освоение таких объектов привело к дисбалансу давления между скважинами, в связи с чем практически вся продукция характеризуется высоким содержанием углекислого газа и повышенными значениями парциального давления СО2.

Данная проблема вызвала углекислотную коррозию на объектах промыслового транспорта и подготовки продукции нижнемеловых залежей. Такое осложнение невозможно решить реконструкцией объектов, так как замене подлежит вся система, которая приведёт к значительным капитальным вложениям, к остановке добычи на период разработки проектной документации, поставкам оборудования и строительно-монтажным работам не на один год.

Один из первых опытов по изучению углекислотной коррозии и способов борьбы был получен на месторождениях Краснодарского края, где содержания С02 достигало максимальных значений на уровне 7 %. В настоящее время данная проблема присуща в связи с разработкой таких уникальных объектов, как ачимовские отложения Уренгойского и сеноман-аптские отложения Бованенковского месторождений. Полученный опыт на других месторождениях, а также собственные научные исследования позволят выработать эффективную стратегию разработки Юбилейного НГКМ в условиях углекислотной коррозии.

Таким образом, для успешного освоения и разработки запасов нижнемеловых залежей Юбилейного месторождения необходимо обосновать

технико-технологические решения, направленные на организацию эффективной и оптимальной с точки зрения затрат и времени организации работ системы обеспечения коррозионной защиты объектов добычи и подготовки газа нижнемеловых залежей.

Объект исследования - технологии и технические средства обустройства, добычи, сбора и подготовки скважинной продукции нижнемеловых залежей Юбилейного НГКМ.

Предмет исследования - технико-технологические решения по повышению эффективности разработки и безопасности нижнемелового добычного комплекса Юбилейного НГКМ.

Целью работы является разработка технико-технологических и рациональных конструктивных решений, позволяющих обеспечить устойчивые технологические режимы работы промыслового оборудования и повысить безопасность эксплуатации нижнемеловых объектов разработки в условиях углекислотной коррозии нижнемелового добычного комплекса Юбилейного месторождения.

Для достижения цели работы поставлены следующие задачи:

1. Выявить участки устьевой обвязки нижнемелового добычного комплекса газоконденсатных скважин, наиболее подверженные углекислотной коррозии.

2. Разработать систему коррозионного мониторинга углекислотной коррозии устьевой обвязки газоконденсатных скважин с учетом участков наиболее подверженных разрушению.

3. На основании системы коррозионного мониторинга получить зависимость скорости коррозии от технологического режима работы газоконденсатных скважин для нижнемелового добычного комплекса Юбилейного месторождения.

4. На основе построенной зависимости выполнить прогноз развития углекислотной коррозии.

5. Выполнить выбор типа и марки ингибитора углекислотной коррозии,

его концентрацию и способ подачи.

6. Провести анализ влияния ингибиторов коррозии на всю технологическую цепочку подготовки газа добычного комплекса Юбилейного месторождения.

7. Повысить технологическую эффективность работы установки низкотемпературной сепарации на УКПГ газоконденсатного промысла с учётом анализа её работы на прогнозный период.

8. Выполнить технико-экономическое обоснование разработанных технико-технологических решений.

Научная новизна работы:

1. Эмпирически установлены и подтверждены в ходе моделирования участки устьевой обвязки, наиболее подверженные коррозионным разрушениям вследствие изменения направления и режима потока флюида, позволяющие осуществить позиционирование узлов контроля коррозии в наиболее коррозионно-уязвимых местах.

2. Получена зависимость скорости коррозии от величины парциального давления СО2 для термодинамических условий и компонентных составов продукции газоконденсатных скважин нижнемеловых отложений Юбилейного месторождения, позволяющая прогнозировать протекание углекислотной коррозии и своевременно намечать противокоррозионные мероприятия.

3. Предложена модификация стандартного алгоритма испытаний ингибитора коррозии с применением натурных исследований в реальных условиях газоконденсатных месторождений, позволяющая эффективно определять тип и концентрацию ингибитора углекислотной коррозии.

Достоверность полученных результатов и проведенных исследований подтверждается совпадением расчетных показателей разработки и фактических значений, полученных по геолого-промысловым данным и на основе расчётов математических моделей.

Практическая значимость работы:

1. Выявлены участки устьевой обвязки газоконденсатных скважин

нижнемеловых отложений Юбилейного НГКМ, наиболее подверженные коррозионному разрушению.

2. Обоснована оптимальная концентрация ингибитора коррозии, позволяющая обеспечить безопасную эксплуатацию нижнемелового добычного комплекса Юбилейного месторождения. Предложена система подачи раствора ингибитора коррозии, не требующая существенной реконструкции промыслового оборудования.

3. Впервые установлено наличие гидратообразования в теплообменнике установки НТС, как причина повышенных гидравлических потерь по прямому и обратному потокам газа. Выданы рекомендации по замене пластинчатого теплообменника на теплообменник кожухотрубчатого типа.

Разработанные методы утверждены как типовые на уровне ПАО «Газпром», успешно используются на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».

Нормативные документы, разработанные с участием автора: СТО Газпром добыча Надым 4.102-2021 Мониторинг внутренней коррозии трубопроводов объектов добычи и транспорта газа с использованием образцов-свидетелей. - 2021. - 47 с.

Полученные в ходе исследований технико-технологические решения по защите от углекислотной коррозии в газопромысловом оборудовании и обеспечению эффективного технологического процесса на УКПГ-НТС, использованы при создании технологических проектов разработки месторождений УВС и подтверждены по результатам расчета геолого-технологических моделей. Предложенные методы могут быть использованы на аналогичных объектах разработки и добычи месторождений УВС.

Личный вклад автора заключается в постановке задач, руководстве работами по испытанию и реконструкции производственных мощностей, а также в личном участии в выполнении основного объема научных и промысловых исследований, включая проведение расчетов, разработку теоретических моделей и методик проведения опытно-промышленных испытаний, апробацию результатов исследований, в том числе в виде докладов и публикаций.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Зависимость скорости коррозии от величины парциального давления СО2, позволяющая с высокой степенью точности в условиях Юбилейного НГКМ прогнозировать темп коррозионного разрушения газопромыслового оборудования.

2. Алгоритм подбора типа и концентрации ингибитора коррозии, позволяющий эффективно организовать коррозионную защиту в условиях изначального отсутствия необходимого оборудования.

3. Технологические решения по повышению эффективности работы нижнемелового добычного комплекса Юбилейного месторождения в части оперативной организации защиты от углекислотной коррозии и прогнозных рекомендаций по реконструкции промыслового оборудования.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертация соответствует пункту 5 паспорта специальности 2.8.4. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно, «Технологии и технические средства обустройства, добычи, сбора и подготовки скважинной продукции и технологические режимы их эксплуатации, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор, внутрипромысловый транспорт и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки, развития научных основ, ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов с учетом гидрометеорологических, инженерно-геологических и географических особенностей расположения месторождений» и пункту 7: «Исследования и обеспечение прочности и надежности промысловых объектов обустройства, нахождения оптимальных и/или рациональных конструктивных решений, включая выбор материалов, силовых схем, размеров и т.п.»

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы и результаты апробации докладывались на:

1. Заседаниях научно-технического совета ООО «Газпром добыча

Надым», г. Надым (2020-2023 гг.);

2. Научно-технический семинар в ИПНГ РАН, г. Москва (2022 г.);

3. Научно-технический семинар в УГНТУ, г. Уфа (2022 г.);

4. Научно-технический семинар в ТИУ, г. Тюмень (2022 г.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 15 печатных работ (12- в рецензируемых научных изданиях ВАК РФ, 1 монография, 2 патента на изобретение).

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения и списка литературы. Объем диссертации составляет 168 страниц, содержит 51 рисунок, 2 приложения. В библиографии представлено 109 наименований работ российских и зарубежных авторов.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АВО - аппарат воздушного охлаждения; БД - база данных;

ВИК - визуально-инструментальный контроль;

ВМР - водометанольный раствор;

ВПО - высокопоточная оксигенация;

ГВК - газоводяной контакт;

ГДИ - газодинамические исследования;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГКИ - газоконденсатные исследования скважин;

ГКС - газоконденсатная смесь;

ГСС - газосборная сеть;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

ГХА - гидрохимический анализ;

ДКС - дожимная компрессорная станция

ДНП - давление насыщенных паров;

ЗПА - здание переключающей арматуры.

ИД - индекс доходности инвестиций;

ИК - ингибитор коррозии;

ИТЦ - инженерно-технический центр;

КГН - конденсат газовый нестабильный;

КГС - конденсат газовый стабильный

КРС - капитальный ремонт скважин;

КТУ - концевая трапная установка;

КУ - компрессорная установка

МЗС - мобильная замерная станция;

МТСУ - малогабаритная термостатирующая сепарационная установка;

НВО - наружный - внутренний осмотр;

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;

НК - нестабильный конденсат;

НК - неразрушающий контроль;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

НПТР - Надым-Пур-Тазовский регион;

НТС - низкотемпературная сепарация;

ОСК - образец свидетель коррозии;

ОТК - отдел технического контроля;

ОФХИ - отдел физико-химических исследований;

ОУС - обвязка устьев скважин;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПКЗ - противокоррозионная защита;

ПС5+ - потенциальное содержание конденсата в пластовом

газе;

ППР - периодические профилактические работы

ПХЗГ - пункт хозрасчетного замера газа;

РИК - раствор ингибитора коррозии;

РК - радиографический контроль;

СК - стабильный конденсат;

СПИ - система подачи ингибиторов;

СДКС - сеноманская дожимная компрессорная станция;

УВС - углеводородное сырье;

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия;

УКК - углекислотная коррозия;

УКК - узел контроля коррозии;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УПТГ - установка подготовки топливного газа;

УРМ - установка регенерации метанола;

УСК - установка стабилизации конденсата; ФА - фонтанная арматура; ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства; ЧД - чистый доход;

ЧДД - чистый дисконтированный доход; ЭО - эксплуатационный объект.

1. ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМАТИКИ КОРРОЗИИ ОБОРУДОВАНИЯ И БОРЬБЫ С НЕЙ НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

1.1. Исследование факторов возникновения коррозии в газопромысловом оборудовании месторождений

Коррозия промыслового оборудования приводит к незапланированным эксплуатационным затратам, и разрешение этой проблемы является важной задачей при эксплуатации газовых месторождений. Основной ущерб от коррозии заключается в высокой стоимости оборудования, подвергающемуся разрушению, и стоимости проведения восстановительных операций. К примеру, стоимость ремонта скважин, направленного на замену вышедшего из строя подземного оборудования, исчисляется десятками миллионов рублей. При этом стоит учесть также отсутствие добычи в период капитального ремонта, а также снижения продуктивности, вследствие необходимости применения технологических жидкостей во время ремонта и, как следствие, потерю в дебите после её глушения.

Коррозия представляет собой самопроизвольно протекающее химическое взаимодействие (т.е. без получения энергии извне) металла со средой, приводящее к изменению свойств этого металла и, как следствие, к разрушению изготовленных из него металлоконструкций. Классификация коррозии кратко представлена на рисунке 1.1.

Коррозионно-агрессивные компоненты, входящие в состав пластового флюида, при взаимодействии с водой образуют электролиты, оказывающие химическое или электрохимическое воздействие на металл оборудования газового промысла.

Интенсивность процессов коррозии в значительной степени зависит от структуры металла, а также агрессивно-коррозионной среды (термобарических условий, механического воздействия на материалы оборудования).

Рисунок 1.1 - Схема классификации коррозии

Коррозия газопромыслового оборудования обычно имеет сложную природу: это и электрохимическое воздействие, возникающее в результате взаимодействия микрокоррозионных гальванических элементов с неоднородной поверхностью металла, и химическое воздействие агрессивно-коррозионных компонентов.

В зависимости от концентрации агента выделяют: сероводородную, углекислотную и коррозию, вызываемую органическими кислотами (уксусной, муравьиной и др.), содержащимися в попутной добываемой пластовой воде [2].

По условиям протекания коррозионного процесса выделяются следующие

основные виды коррозии [3]:

- коррозия в электролитах, в качестве которых обычно служат кислоты, а также конденсационная или пластовая вода, насыщенная H2S, СО2 или органическими кислотами или их солями;

- коррозия под напряжением, возникающем за счет растяжения НКТ, в том числе и под действием собственного веса труб;

- коррозионная эрозия, вызываемая большими скоростями движения электролита, наличием выступов, впадин вместе с абразивным истиранием металла;

- щелевая коррозия, возникающая во фланцах и резьбовых соединениях;

- биокоррозия, связанная с деятельностью сульфатов восстанавливающих бактерий, бактерий, поглощающих железо и марганец в форме ионов, и др.

По виду повреждения коррозия классифицируется на:

1) равномерную - однородное распределение повреждений по поверхности металла;

2) локальную - сосредоточенную на отдельных участках в виде:

а) пятен, характеризующихся большей площадью распространения и неглубоким проникновением в стенки;

б) язв, характеризующихся глубоким поражением и небольшой площадью распространения;

в) точек (питтинговая коррозия), характеризующаяся тем, что размеры язвенных разъеданий значительно больше размеров распространения;

3) избирательную - растворение определенных сплавов с сохранением первоначальной формы;

4) межкристаллитная - разрушение металла происходит по границам кристаллов;

5) транскристаллитную - разрушение металла протекает как по «телу» кристаллов, так и по границам зерен кристаллов;

6) коррозионное растрескивание - происходит под воздействием постоянных напряжений растягивающего типа.

Значительное влияние на скорость реакций, вызывающих коррозию, имеет увеличение температуры.

Многообразие видов коррозии, протекающей на месторождениях природного газа, вызвано большим разнообразием условий работы газопромыслового оборудования.

1.2. Исследование сущности процесса углекислотной коррозии в газопромысловом оборудовании

Изучению влияния такого агрессивно-коррозионного компонента как углекислый газ (СО2, диоксид углерода), условиям протекания и агрессивным факторам в процессе эксплуатации промыслового оборудования на газовых месторождениях посвящены следующие работы [1, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36].

Углекислотная коррозия обусловлена влиянием растворенного в воде С02 на процессы анодного растворения железа. Углекислый газ в водном растворе может находиться в различных формах: в растворенном виде недиссоциированных молекул угольной кислоты, бикарбонатионов (НСО3 -) и карбонат-ионов (СО32-). В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми четырьмя формами. Соотношение между формами СО2, НСО3 - и СО32- зависит от водородного показателя рН.

Много трудов опубликовано по исследованиям электрохимических реакций протекания углекислотной коррозии. Наиболее известными отечественными учеными и экспериментаторами электрохимии углекислотной коррозии были Л.С. Моисеева, В..П. Кузнецов, А.Н. Маркин, Вагапов Р.К. [8, 37, 38]. Наибольший вклад в исследование углекислотной коррозии внесли Де Ваард, Дугстад, Мильямс, Несич, Ротман, Шмидт и другие [39, 40, 41, 54, 55].

Процесс углекислотной коррозии стали включает в себя растворение железа на аноде и выделение водорода на катодных участках в соответствии с суммарной реакцией (1.1) [17]:

^ + СО2 + Н2О ^ РеСОз + Н2 (1.1)

В работах [4, 6, 9] выявлено, каким образом содержание углекислого газа влияет на скорость протекания коррозии. Выводы исследований авторов свидетельствуют, что скорость коррозии повышается с увеличением содержания углекислого газа.

Н.Е. Легезиным [6] проведен ряд экспериментов при различном содержании углекислого газа и диапазоне температур. По результатам экспериментов четко прослеживается негативное влияние увеличения экспериментов температуры и содержания С02 на скорость коррозии (рисунок 1.2).

Н.Е. Легезиным эксперименты проводились при стандартных условиях, что снижает динамику растворения СО2 в водном растворе. Поэтому более корректно при оценке коррозионной агрессивности добываемой продукции использовать парциальное давление СО2 [17].

О 20 40 60 80 100

Содержание С02, % -10 С -20 °С -40 С -80 С -95 "С — 100 С

Рисунок 1.2 - Зависимость скорости коррозии от содержания углекислого газа

при различных температурах

Известно, что с увеличением парциального давления С02 скорость протекания коррозии повышается [4, 37, 42, 43, 54]. На рисунке 1.3 представлены результаты исследований В.П. Кузнецова [5] на промысловом оборудовании. При

парциальном давлении СО2 более 0,8 МПа зависимость носит линейный характер и скорость примерно составляет 5,5 мм/год. В диапазоне от 0,0 до 0,8 МПа кривая имеет логарифмическую зависимость.

Рисунок 1.3 - Зависимость скорости коррозии от парциального давления СО2

Первоочередными факторами, формирующими скорость распространения коррозии металлов промыслового оборудования, с попутно добываемыми пластовыми водами, являются: рН - водородный показатель или кислотность водного раствора и температура.

Рост скорости углекислотной коррозии связан с повышением электропроводности воды. В соответствии с исследованиями Н.Е. Легезина [6] при повышенном поступлении минерализованной воды совместно с продукцией скважин скорость углекислотной коррозии увеличивается.

Скорость углекислотной коррозии зависит от типа воды и солевого состава. Натриево-карбонатные воды подщелачивают среду и процесс скорости коррозии замедляется. Наибольшей активностью в минерализованной воде обладают ионы С1, и поэтому в хлоридно-кальциевых типах вод среда будет обладать повышенной кислотностью [44], тем самым усиливая углекислотную коррозию.

В работе с помощью экспериментальных стендовых установок [45] описаны

исследования влияния скорости потока на скорость коррозии. Результаты экспериментов представлены на рисунке 1.4, в которых отмечается, что с ростом скорости потока повышается скорость коррозии. Это обусловлено увеличением скорости подвода агрессивных компонентов к корродирующей поверхности. В дальнейшем происходит снижение скорости коррозии, что связано с эффектом пассивации металла, то есть технологическим процессом защиты металла. После чего скорость коррозии снова начинает возрастать по причине добавления эрозионного эффекта и эффекта кавитации [17].

3,5 3,0

2,5

о

Рн

& 1 V

§ 1,5

х

Ь 1,0 |0,5 и 0,0

л 3

) д—-

-О-—-— -о- -<?--С >--О--- -о-

35

0 5 10 15 20 25 30

Скорость движения газожидкостного потока, м/сек

-о—Скважины Северо-Ставропольского-Пелагинского месторождения -о—Скважины Березанского месторождения -о—Скважины Майкопского месторождения

Рисунок 1.4 - Зависимость скорости коррозии от скорости потока

40

С повышением температурной среды возрастает скорость коррозии стали, доходя до точки максимума, зависящего от периода взаимодействия с агрессивной средой (рисунок 1.5). Потенциал коррозии при этом смещается в направлении отрицательных потенциалов [48].

0 5 10 15

Кислотность среды, рН

Рисунок 1.5 - Зависимость скорости коррозии от величины рН и температуры

Скорость углекислотной коррозии от температуры в газопромысловом оборудовании отображена в широком ряде научных работ. Данной проблемой занимались ряд следующих исследователей: Кузнецов В.П., Несич С., Ютанахара И. [43, 46, 47]. Они отмечают значимую роль температуры в процессе углекислотной коррозии. Основной причиной зависимости скорости коррозии от температуры, как и для всех химических реакций, является рост скорости диффузии и удельной электропроводности раствора с ростом температуры. На рисунке 1.6 приведены результаты серии лабораторных экспериментов [48].

Рисунок 1.6 - Зависимость скорости коррозии от содержания углекислого газа

при различных температурах

Разнообразие условий, усложненность, специфика воздействия углекислотной коррозии на газопромысловое оборудование не позволяют во многих случаях прогнозировать коррозионные процессы для газоконденсатного месторождения различного типа. Актуальность научной работы заключается в доскональном исследовании и анализе коррозионной агрессивности среды и учете ряда факторов, оказывающих дополнительный ускоренный эффект на коррозию в рассматриваемых условиях [49].

1.3. Обзор методов прогнозирования скорости углекислотной коррозии

Существует ряд моделей, прогнозирующих скорость углекислотной коррозии [50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58]. Одной из наиболее распространенных и значимых является модель Де Ваарда-Мильямса [54] (1.2):

1710

1дУКОр = 5,8 - — + 0,67 * 1дРС02, (1.2)

т

где Укор - скорость коррозии, мм/год;

РС02 - парциальное давление СО2, бар; Т - температура, К.

В отечественной практике наиболее простой и удобной для прогнозирования является модель В.П. Кузнецова [57]. Представленное уравнение (1.3) получено для диапазона температур от 0 до 80 0С, что позволяет применять его в условиях Юбилейного месторождения, где протекание коррозии происходит при температурах 21-35 0С:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Байдин Игорь Иванович, 2023 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Артемов, В.И., Зезекало И.Г., Легезин Н.Е. Особенности коррозии промыслового оборудования в присутствии органических кислот // РНТС ВНИИЭГазпром «Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования». - 1981. - №5. - с. 11-18.

2 Абдуллаев Т.А. Разработка ингибиторов коррозии для комплексной защиты оборудования газовых промыслов на сырьевой базе республики Узбекистан: дис. ... д-ра техн. наук: 05.17.14 / Абдуллаев Ташкенбай Абдуллаевич. - М., 1999. - 483 с.

3 Чухарева Н.В. Коррозионные повреждения при транспорте скважинной продукции / Н.В. Чухарева, Р.Н. Абрамова, Л.М. Болсуновская. - Томск: Издательство Томского политехнического университета. - 2008. - 65 с.

4 Абрамян А.А. Исследование влияния некоторых факторов на коррозию стального газопромыслового оборудования под воздействием двуокиси углерода: дис. ... канд. техн. наук: 05.00.00 / Абрамян Аврор Ашотович. - М., 1972. - 154 с.

5 Кузнецов В.П. Основные факторы углекислотной коррозии газоконденсатных скважин и их изменение в процессе эксплуатации месторождений: дис. ... канд. техн. наук: 05.17.14 / Кузнецов Василий Павлович. -Краснодар, 1974. - 143 с.

6 Легезин Н.Е. Противокоррозионная защита систем добычи, сбора и транспорта природного газа с применением ингибиторов: дис. ... д-ра техн. наук: 05.17.14 / Легезин Николай Егорович. - М., 1998. - 284 с.

7 Маркин А.Н. Углекислотная коррозия и ингибиторная защита газонефтесборных трубопроводов осложненные образованием осадков солей: дис. ... канд. техн. наук: 05.17.14 / Маркин Андрей Николаевич. - М., 1992. - 176 с.

8 Маркин А.Н. С02-коррозия нефтепромыслового оборудования / А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 187 с.

9 Моисеева Л.С. Разработка научных принципов защиты металлов от углекислотной коррозии ингибиторными композициями: дис. ... д-ра техн. наук: 05.17.14 / Моисеева Людмила Сергеевна. - М., 1996. - 485 с.

10 Кессельман Г.С. Борьба с коррозией промыслового оборудования за рубежом. Обзор зарубежной литературы. Серия Борьба с коррозией в нефтяной и газовой промышленности / Г.С. Кессельман - Москва: М-во нефтедобывающей промышленности. Всесоюзный научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности, 1967. - 52 с.

11 Негреев В.Ф. Коррозия оборудования нефтяных промыслов / В.Ф. Негреев, А. - Баку: Азнефтеиздат, 1951. - 180 с.

12 Бережной И.В. Коррозия на газоконденсатных месторождениях Краснодарского края и борьба с ней / И.В. Бережной, В.В Кораблин, В.А. Коновалов // Газовое дело. - 1965. - №3. - с. 1-5.

13 Негреев В.Ф., Коррозия оборудования газоконденсатных скважин / В.Ф. Негреев, К.С. Зарембо, К.П. Кофанов [и др.] // Газовая промышленность. - 1963. -№ 1. - с. 1-5.

14 Кофанов К.П. Коррозия фонтанного оборудования газоконденсатных скважин. / К.П Кофанов // Газовое дело. 1963 - № 6 - с. 1-5.

15 Кутовая-Козинец А.А. Коррозия газопромыслового оборудования на месторождениях Северного Кавказа. / А.А. Кутовая-Козинец, В.П. Кузнецов, Н.Е. Легезин // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1971. - №9.

16 Кутовая-Козинец А.А. Изучение коррозии и условий ингибирования газоконденсатных скважин Краснодарского края: дис. ... канд. техн. наук: 05.00.00 / Кутовая-Козинец Анна Аветисовна. - Краснодар, 1968. - 209 с.

17 Юсупов А.Д. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации высокотемпературных газоконденсатных скважин в условиях углекислотной коррозии: дис. ... канд. техн. наук: 2.8.4 / Юсупов Александр Дамирович. - Уфа, 2022. - 174 с.

18 Bilharts M.L. Sweet oil-well corrosion / M.L. Bilharts // The oil and gas journal. - 1952. - № 21.

19 Caldwell J.A. Sour oil well corrosion TP-1D-Sour Oil well corrosion. / J.A. Caldwell // Corrosion - August 1952.

20 Carpenter D.H. Don't let corrosion sat up sour profits. / D.H. Carpenter // World oil - February 1953. - №1.

21 Shock D.A. Condensate-well corrosion control / D.A. Shock // Oil and gas journal. - 1949. - Vol. 48. - P. 14.

22 Герцог, Э. Коррозия сталей в сероводородной среде.: Коррозия металлов в жидких и газообразных средах. - М.: Издательство Металлургия. - 1984. - с. 315340.

23 Слугин П.П., Ягафаров И.Р., ПАО «Газпром», Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Анализ коррозионных факторов воздействия промысловых сред газосборного коллектора по сравнительным результатам комплекса данных (на примере объектов ачимовских отложений Уренгойского НГКМ) // Наука и техника в газовой промышленности. - 2022, № 4 (92).

24 Шарафиев Р. Г., Хусаинов М. А., Ерофеев В. В., Киреев И. Р., Мамлеева Э. М., Юпаев И. В. Исследование механизма углекислотной коррозии сталей нефтяного назначения // Башкирский химический журнал - 2018, Том 25, № 4, с.105-109.

25 ВагаповР.К., Запевалов Д.Н. Агрессивные факторы эксплуатационных условий, вызывающие коррозию на объектах добычи газа в присутствии диоксида

углерода // Практика Противокоррозионной Защиты - 2020, Т. 25, № 4 - с.7-16.

26 Вагапов Р.К., Федотова А.И., Запевалов Д.Н., Стрельникова К.О. Коррозионная агрессивность различных эксплуатационных факторов на углеводородных месторождениях, содержащих диоксид углерода // Вестник газовой науки - 2019№ 2 (39) - с. 130-135.

27 Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Мельситдинова Р.А. Оценка коррозионных условий и решений по защите морских объектов от внутренней коррозии // Вестник газовой науки - 2018, № 4 (36) - с. 79-86.

28 Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Колинченко И.В., Юсупов А.Д. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования // Газовая промышленность - 2017, №2 12 (761)

- с. 84-89.

29 Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Игнатов И.В., Колинченко И.В., Иванов Н.В., Юсупов А.Д. Фазовое состояние воды как критерий возможности протекания углекислотной коррозии // Газовая промышленность - 2022, № 1 (827) - с. 22-28.

30 Ибатуллин К.А., Вагапов Р.К. Оценка влияния различных факторов на коррозию стали при конденсации влаги в условиях транспортировки коррозионно-агрессивного газа // Практика Противокоррозионной Защиты - 2022, Т. 27, № 3 -с.31-46.

31 Запевалов Д.Н., Вагапов Р.К., Михалкина О.Г. Влияние пластовых условий на коррозионную агрессивность среды и защиту от внутренней коррозии на объектах добычи газа // Вести газовой науки - 2021, № 2 (47) - с. 177 - 189.

32 Томский И.С. ВагаповР.К., Запевалов Д.Н. Оценка агрессивности добываемых сред при ингибировании от коррозии промысловых трубопроводов и арматуры // Успехи в химии и химической технологии - 2021, Т 35, №5(240) - с.104

- 106.

33 Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. Анализ воздействия

основных факторов эксплуатации на коррозионную ситуацию на объектах добычи газа в присутствии диоксида углерода // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020, № 3 (83) - с. 38 - 46

34 Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., Ибатуллин К.А. О закономерностях протекания внутренней коррозии и противокоррозионной защите морских объектов в условиях присутствия повышенных количеств диоксида углерода// Вести газовой науки - 2020, № 3 (45) - с. 81 - 92.

35 Блохин В.А., Доросинский А.Ю., Манжосов А.К., Маркин А.Н. Система обнаружения локальных коррозионных процессов на ранних стадиях //Территория Нефтегаз - 2019, №4 - с.44 - 48

36 Блохин В.А., Манжосов А.К., Маркин А.Н. Особенности измерения параметров углекислотной коррозии в газовых средах // Территория Нефтегаз -2018, №1 (39) - с.54 - 62.

37 Кашковский Р.В. Некоторые аспекты углекислотной коррозии стального оборудования и трубопроводов нефтегазовых промыслов / Р.В. Кашковский, К.А. Ибатуллин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2016. - №3. - с. 71-91.

38 Моисеева Л.С. Углекислотная коррозия нефтегазопромыслового оборудования и вопросы ее ингибирования / Л.С. Моисеева, Ю.И. Кузнецов // Защита металлов. 1996. - Т.32 № 6. - с.565 - 572.

39 De Berry D.W. CO2 corrosion in oil and gas / De Berry D.W., W.S. Clark // Houston, Texas: NACE. - 1984. - P. 7-74.

40 Nesic S. Carbon dioxide corrosion of mild steel, in: R. Winston Revie (Ed.). Uhlig's Corrosion Handbook, 3rd ed., John Wiley & Sons, Hoboken, New Jersey. - 2011. - P. 229-245.

41 Schmitt G. Contribution of Drag Reduction to the Performance of Corrosion Inhibitors in One-and two-Phase Flow / G. Schmitt, M. Bakalli, M. Horstemeier // Corrosion/07. Houston, Texas: NACE International. - 2007. - Paper No. 05344.

42 Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов / Н.П. Жук. - М.: Металлургия, 1976. - 472 с.

43 Nesic S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines - A review / S. Nesic // Corrosion Science. - 2007. - Vol. 49(12). - P. 43084338.

44 Зарембо К.С. Исследование водных конденсатов скважин газоконденсатных месторождений Краснодарского края / К.С. Зарембо, Н.Е Легезин, З.П. Обухова, Н.А. Кутовая // Газовая промышленность. - 1966. - № 11. -с. 1-5.

45 Кутовая А.А., Зависимость коррозионных разрушений в скважинах от скорости движения газожидкостного потока / А.А Кутовая, А.М. Ульянов, В.П. Кузнецов, О.А. Мирошниченко // Газовая промышленность. - 1969. - № 11 - с. 810.

46 Бурачек А.А. Влияние растягивающих нагрузок на коррозию насосно-компрессорных труб / А.А. Бурачек, В.П. Кузнецов // Газовая промышленность. -1969. - № 11. - С. 1-5.

47 Utanohara Y. Influence of flow velocity and temperature on flow accelerated corrosion rate at an elbow pipe / Y. Utanohara, M. Murase // Nuclear Engineering and Design. - 2019. - Vol. 342. - P. 20-28.

48 Хазанджиев С.М. Теоретические исследования коррозии газопроводных сталей в условиях влажного природного газа, содержащего сероводород и углекислоту. М.: ОАО «Газпром ВНИИГАЗ», 2000. - 28 c.

49 Вагапов Р.К. Практические аспекты использования диагностических методов совместно с другими данными контроля коррозии и имитационными испытаниями при эксплуатации объектов добычи газа в коррозионно-агрессивных условиях / Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н. // Дефектоскопия. - №7. - 2020. - с. 61-76.

50 ГОСТ 9.506-87 Единая система защиты от коррозии и старения.

Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. - М.: Государственный комитет по стандартам, 1988. - 16 с.

51 Bonis M.R. Basics of the Prediction of the Risks of CO2 Corrosion in Oil and Gas Wells / M.R. Bonis, J. L. Crolet // Corrosion/89. Houston. Texas. NACE. - 1989. -P. 466.

52 Crolet J.L. An Optimized Procedure for Corrosion Testing under CO2 and H2S Gas Pressure / J.L. Crolet, M. R. Bonis // CORROSION/89. Houston. Texas. NACE -1989. - Paper No. 17.

53 Crolet J.L. Prediction of the Risks of CO2 Corrosion in Oil and Gas Well / J.L. Crolet, M. R. Bonis // SPE Production Engineering. - 1991. - Vol. 6, No. 4. - P. 449.

54 De Waard C. Predictive Model for CO2 Corrosion Engineering in Wet Natural Gas Pipelines / De Waard C, U. Lotz, D. E. Milliams // Corrosion. - 1991. - Vol. 47, No. 12 - P. 976.

55 Dugstad A. Parametric Study of CO2 Corrosion of Carbon Steel / A. Dugstad, L. Lunde, K. Videm // Corrosion/94. Houston, Texas: NACE International. - 1994. -Paper No. 14.

56 Halvorsen A. M. K. Sontvedt Terje CO2 corrosion model for carbon steel including a wall shear stress model for multiphase flow and limits for production rate to avoid mesa attack / A. M. K. Halvorsen // NACE Conference Corrosion. - 1999. - Paper No. 42.

57 Кузнецов В.П. Прогнозирование и механизм углекислотной коррозии газопромыслового оборудования / В.П. Кузнецов // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. РНТС. - М: ВНИИОЭНГ. - 1978. - №2 - с. 3-6.

58 Pots B. F. M. Mechanistic Models for the Prediction of CO2 Corrosion Rates under Multi-Phase Flow Conditions / B. F. M. Pots // Corrosion/95. Houston, Texas: NACE International. - 1995. - Paper No. 137.

59 Малеева М.А., Петрунин М.А., Максаева Л.Б., Юрасова Т.А. Маршаков А.И. Коррозия: материалы, защита. - 2014. - №11 - с. 1-7.

60 Пономарев А.И. Новый методический подход к прогнозированию подверженности углекислотной коррозии оборудования высокотемпературных газоконденсатных скважин / А.И. Пономарев, Н.В. Иванов, А.Д. Юсупов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. -2021. - № 6 (332) - с. 49-59.

61 Ткачева В.Э. Локальная углекислотная коррозия углеродистых и низколегированных сталей в нефтепромысловых системах / Ткачева В.Э., Маркин А.Н., Пресняков А.Ю., Волошин А.И., Дресвянников А.Ф. // Вестник технологического университета. - 2020. - Т.23. - №12. - с. 65-75.

62 Брагман Дж. Ингибиторы коррозии. - М. - Л.: Химия. - 1996. - 305 с.

63 Стрельникова К.О. Исследование ингибиторов углекислотной коррозии / К.О. Стрельникова, Р.К. Вагапов, Д.Н. Запевалов, А.И. Федотова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2018. - №2. - с. 16-22.

64 Козлова Л.С. Ингибиторы коррозии (обзор) / Л.С. Козлова, С.В. Сибилева, Д.В. Чесноков, А.Е. Кутырев // Авиационные материалы и технологии. - 2015. -№2 - с. 67-75.

65 Чернявина В.В. Иващенко О.А. Изучение защитных свойств новых ингибиторов углекислотной коррозии Ст3 в модельных минерализованных средах / В.В. Чернявина, О.А. Иващенко // Вестник ТГУ. - 2013. -Т.18. - №5. - с. 23382341.

66 Корякин А.Ю. Разработка системы коррозионного мониторинга на объектах второго участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ / А.Ю. Корякин, Д.В. Дикамов, В.Ф. Кобычев, И.В. Колинченко, А.Д. Юсупов // Экспозиция Нефть Газ. - 2018. - №5 (65) - с. 63-67.

67 Слугин П.П., Полянский А.В. Оптимальный метод борьбы с

углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ / П.П. Слугин, А.В. Полянский // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018. - № 2(74).

- с. 104-109.

68 Саакиян Л.С. Ефремов А.И. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. - М. Издательство «Недра». - 1982. - 232 с.

69 Ладыгин А.Н. Влияние анионного состава и содержания кислых газов в пластовых водах месторождений Пермского края на эффективность ингибиторов коррозии / Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2020. - Т. 20.

- №2. - с. 192-200.

70 Трушин А. Ю., Сладовская О. Ю., Гарифуллина Л. И. Разработка ингибиторов углекислотной коррозии для защиты газопроводов, транспортирующих попутный нефтяной газ // Вестник технологического университета. 2016. Т.19, №14 с.104-105.

71 Разработка научных принципов защиты металла от углекислотной коррозии ингибиторными композициями: дисс. доктора техн. наук: 05.17.14 / Л.С. Моисеева; Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова. - М., 1997. - 393 с.

72 Ткешелиадзе Б.Т. Оценка технико-экономической эффективности защиты оборудования от коррозии на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении // Наука и техника в газовой промышленности. - 2019. - №2 4(80). -с. 50-55.

73 Моисеев В.В., Исмагилов И.И., Ткешелиадзе Б.Т. Обеспечение безопасной эксплуатации Бованенковского НГКМ в условиях агрессивного воздействия СО2 // Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред: XI Междунар. науч.-техн. конф. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. - 213 с.

74 Гетманский М.Д. Исследование сульфидных пленок, образующих на

стали в процессе коррозии в сероводородной минерализованной водной среде / М.Д. Гетманский, М.К. Панов, Ю.Г. Рождественский // РНТС ВНИИОЭНГ «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». - 1982. - №1. - с. 5-8.

75 Байдин И.И. Влияние углекислоты в природном газе газоконденсатной залежи нижнемеловых отложений Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения на эксплуатацию УКПГ-НТС / И.И. Байдин, А.Н. Харитонов, А.В. Величкин, А.В. Ильин, Е.С. Подолянский // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018. - №2 (74) - с. 23-35.

76 Байдин И.И. Совершенствование технологических процессов системы подготовки газа сепарации на установке низкотемпературной сепарации газа Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения (УКПГ-НТС ЮНГКМ) / И.И. Байдин, А.Н. Кубанов, Е.С. Подолянский // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018. - №1 (73). - с. 60-70.

77 Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I и II / В.И. Маринин, Д.В. Люгай, З.С. Алиев и др. - М.: Р ОАО "Газпром" 086-2010 ООО "Газпром экспо", 2010. - Ч.1 234 с. и Ч.11 320 с.

78 Байдин И.И. Опыт борьбы с углекислотной коррозией на Юбилейном НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. - №3. - с. 3-8.

79 Меньшиков С.Н. Эффективность применения ингибитора коррозии «СОНКОР-9020» по результатам промысловых испытаний на УКПГ-НТС Юбилейного НГКМ / С.Н. Меньшиков, И.В. Мельников, И.И. Байдин, А.В. Величкин, Е.С. Подолянский, О.М. Ермилов, И.В. Симакова // Газовая промышленность. - 2020. - №11 (809). - с. 40-47.

80 Байдин И.И. Коррозионный мониторинг и организация ингибиторной защиты от углекислотной коррозии установки низкотемпературной сепарации газа Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения / И.И. Байдин, А.Н. Харитонов, А.В. Ильин, Е.С. Подолянский // Наука и техника в газовой

промышленности. - 2018. - №2 (74). - с. 49-61.

81 СТО Газпром 9.3-011-2011 Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. - 2011. - 38 с.

82 Артеменков В.Ю. Организация коррозионного мониторинга на объектах второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / Артеменков, В.Ю., Корякин А.Ю., Дикамов Д.В., Шустов И.Н., Шишков Э.О., Юсупов А.Д. // Газовая промышленность. - 2017. - № 2 (754). - с. 74-78.

83 СТО Газпром добыча Надым 4.102-2021 Мониторинг внутренней коррозии трубопроводов объектов добычи и транспорта газа с использованием образцов-свидетелей.

84 ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики.

85 ПНД Ф 14.1:2.2-95 «Методика выполнения измерений массовой концентрации железа в природных и сточных водах фотометрическим методом с о-фенантролином»

86 СТО 5.056-2014 «Стандарт организации. Обеспечение единства измерений. Вода пластовая. Вода, выносимая из скважин. Методы определения минерального состава»

87 СТО 5.056-2014 «Стандарт организации. Обеспечение единства измерений. Вода пластовая. Вода, выносимая из скважин. Методы определения минерального состава»

88 Р Газпром 9.3-020-2012 Защита от коррозии оборудования и трубопроводов в пластовых водах в отсутствии или при низком содержании сероводорода.

89 ГОСТ Р 9.905-2007 Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования.

90 ГОСТ 9.908-85 Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы

и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

91 СТО Газпром 9.3-028-2014 Правила допуска ингибиторов коррозии для применения в ОАО "Газпром".

92 СТО Газпром 9.3-007-2010 Защита от коррозии. Методика лабораторных испытаний ингибиторов коррозии для оборудования добычи, транспортировки и переработки коррозионно-активного газа.

93 СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия.

94 ГОСТ Р 54389-2011 Конденсат газовый стабильный. Технические условия.

95 Истомин В.А., Федулов Д.М., Сергеева Д.В., Квон В.Г., Крапивин В.Б.,

Тройникова А.А., Герасимов Ю.А. Гидратообразование при добыче газа на Чаягдинском нефтегазоконденсатном месторождении. Часть 1. Призабойная зона пласта // Газовая промышленность - 2022, № 2 (828) - с. 46-54.

96 Истомин В.А., Федулов Д.М., Сергеева Д.В., Квон В.Г., Крапивин В.Б., Тройникова А.А., Герасимов Ю.А. Гидратообразование при добыче газа на Чаягдинском нефтегазоконденсатном месторождении. Часть 2. Газоконденсатные скважины // Газовая промышленность - 2022, № 3 (830) - с. 42 - 48.

97 Истомин В.А., Минигулов Р.М., Грицишин Д.Н., В.Г. Квон Технологии предупреждения гидратообразования в промысловых системах // Газохимия - 2019 №12 - с.32 - 40.

98 Минигулов Р.М., Лебенкова И.В., Баскаков А.П., Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа Заполярного месторождения. Газовые гидраты (спец- выпуск), прилож. к журналу «Газовая промышленность». — М. Газойл пресс, 2006. — с. 6264.

99 Ланчаков Г.А., Истомин В.А., Ставицкий В.А., Цветков Н.А., Колинченко И.В. Технологии предотвращения гидратообразования на

Уренгойском НГКМ // Газовая промышленность, 2008. — № 8. — с. 43-47.

100 Малышев А.Г., Малышева Г.Н., Ясинский Ю.А. Условия гидратообразования в нефтегазоводяных скважинах // Нефтяное хозяйство, 1986. —№2. — с. 20 - 23.

101 Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. — 508 с.

102 Байдин И.И. Преимущества постоянной работы УКПГ-НТС совместно с СДКС // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020, № 3 - с. 47-53.

103 Байдин И.И., Кубанов А.Н., Подолянский Е.С., Ткешелиадзе Б.Т., Дунаев А.В., Прокопов А.В. Экспериментальное моделирование режимов поздней стадии эксплуатации УКПГ-НТС Юбилейного НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. - 2019, № 2 (78) - с. 46-56.

104 Байдин И.И., Кубанов А.Н., Подолянский Е.С. Совершенствование технологических процессов системы подготовки газа сепарации на установке низкотемпературной сепарации газа Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения (УКПГ-НТС ЮНГКМ) // Наука и техника в газовой промышленности. - 2018, № 1 (73) - с. 60-70.

105 Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) [утверждены Минэкономики России, Минфином России, Госкомстроем России № ВК 477 от 21.06.1999] - М.: Экономика, 2000. -421 с.

106 Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений [утверждена ОАО «Газпром» 09.09.2009 № 01/07-99] - М.: 2009.

107 Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья [утверждены Приказом Минприроды России от 20.09.2019 № 639].

108 Налоговый кодекс Российской Федерации от 05.08.2000 № 117-ФЗ.

109 «Прогноз социально-экономического развития РФ на 2023 год и на плановый период 2024 и 2025 годов», утвержден Минэкономразвития 28 сентября 2022 г.

Справка об экономической эффективности диссертационной работы И.И. Байдина «Повышение эффективности работы систем добычи и подготовки газа из нижнемеловых отложений в осложненных условиях эксплуатации (на примере Юбилейного нефтегазоконденсатного

месторождения)»

В связи с предстоящим в будущем работы УКПГ-НТС в условиях увеличения объёмов добычи пластового газа и увеличении объемных скоростей движения рабочих сред и подключением УКПГ-НТС к сеноманской ДКС, автором выполнен анализ прогнозных режимов работы установки. Для оценки экономической целесообразности реализации включения в схему УКПГ-НТС одного дополнительного теплообменника кожухотрубног о типа произведён расчёт экономического эффекта. Экономический эффект от данного мероприятия будет заключаться в сокращении простоя технологического оборудования, а также сокращении технологических потерь сырья при подготовке товарной продукции, что в целом скажется на объеме товарной продукции, выходящей с промысла. Чистый дисконтированный доход составит 53,1 млрд. р, что на 1 235,5 млн. р. больше, чем по варианту, не предусматривающему строительство дополнительного теплообменника.

Главный инженер - первый заместитель

Генерального директора

ООО «Газпром добыча Надым», к.т.н.

Главный инженер Надымского НГДУ ООО «Газпром добыча Надым»

Справка об экономической эффективности диссертационной работы И.И. Байдина «Повышение эффективности работы систем добычи и подготовки газа из нижнемеловых отложений в осложненных условиях эксплуатации (на примере Юбилейного нефтегазоконденсатного

месторождения)»

В диссертации произведена технико-экономическая оценка организации ингибиторной защиты. Результаты расчетов показали значительную капиталоемкость мероприятий по обновлению промыслового оборудования и замене отдельных элементов газосборной сети материалами из коррозионностойких сталей. Вариант, предусматривающий дальнейшее развитие ингибиторного способа противокоррозионной защиты на Юбилейном месторождении, характеризуется большими показателями экономической эффективности. По сравнению с вариантом, предусматривающим применение коррозионностойких сталей, дисконтированные затраты по варианту применения ингибиторов коррозии меньше на 768,9 млн руб.

Генерального директора

ООО «Газпром добыча Надым», к.т.н

I лавный инженер - первый заместите

Главный инженер Надымского НГДУ ООО «Газпром добыча Надым»