Ключевые слова и аннотации статей
Применение легкосплавных бурильных труб при бурении наклонно-направленных скважин
Сафрайдер А.И., Чернуха С.С., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
УДК 622.24.05
Ключевые слова: бурильная колона, алюминиевый сплав, ЛБТ, скважина горизонтальная, бурение, коррозионная стойкость, плотность
В настоящее время значительная доля объемов бурения приходится на глубокие, наклонно-направленные, горизонтальные скважины с большими отходами от вертикали, проводимого в сложных горно-геологических условиях, а также на строительство боковых стволов. В определенных геолого-технических условиях для достижения проектных забоев таких скважин в компоновках колонны используются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ). ЛБТ изготавливают из сплава алюминия Д16Т или 1953Т1 способом прямого гидравлического горячего прессования. Выбор материала и метода изготовления обеспечивают бурильной трубе качества, которые оптимизируют буровые работы, при этом увеличивая возможности всей колонны. Данная статья посвящена ЛБТ, их преимуществам и недостаткам. Рассмотрены различные виды исполнения и изготовления ЛБТ, а так же физико-механические свойства сплавов, из которых они изготавливаются.
Геолого-экономические особенности эксплуатации мелких месторождений на завершающем этапе разработки (на примере Мирненского газоконденсатного месторождения)
Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р., Осадчая И.Л., АО «СевКавНИПИгаз»
УДК 550.8.05 + 553.9
Ключевые слова: месторождение углеводородов, залежь газа, скважина, извлекаемые запасы, экономические расчеты, эксплуатационные затраты, рентабельность, окупаемость, чистый дисконтированный доход, геолого-геофизическая характеристика продуктивного пласта, геолого-технические мероприятия
В статье рассмотрено влияние геологических и экономических факторов на эксплуатацию малых газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки. Выявлены и изучены причины осложнений при разработке месторождений и снижения производительности скважин. Даны рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию притока газа и повышение газоотдачи пластов-коллекторов. Выделено одно из перспективных направлений геологоразведочных работ на газ на Северном Кавказе — нижнемеловой комплекс отложений, к которому приурочено 26 % (69,1 млн т у.т.) прогнозных извлекаемых ресурсов УВ. Приведены результаты экономических расчетов, которые показывают, что поиск и разведка объектов в пермо-триасовых отложениях зоны Манычских прогибов и Восточно-Ставропольской впадины имеют высокую рентабельность.
Комплексный подход к контролю разработки газовых залежей на примере ООО «РН-Пурнефтегаз»
Нигматуллин Ф.Н., Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш.,
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
Уткин Е.В., Ибатулин А.А., ООО «РН-Пурнефтегаз»
УДК 622.276
Ключевые слова: природный газ, контроль разработки, комплексирование результатов ГДИ и технологических замеров дебита газа, конденсата и воды
В работе представлен комплексный способ контроля разработки газовых и газоконденсатных залежей, применяющийся на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» и опирающийся на аналитические выражения: уравнение материального баланса, уравнение притока газа к скважине, уравнение для расчета потерь давления по стволу скважины. Рассмотренный подход направлен на комплексирование результатов гидродинамических исследований (ГДИ), газоконденсатных исследований (ГКИ), технологических замеров дебита и устьевых параметров газовых скважин. Сущность предложенных способов комплексирования данных ГДИ, ГКИ и технологических замеров дебита и устьевых параметров скважины заключается в подборе значений дренируемых запасов газа, коэффициентов фильтрационного сопротивления, сопротивления НКТ путем совместного решении уравнения материального баланса, уравнения притока к скважине и гидравлического расчета НКТ, обеспечивающих согласованность расчетных и измеренных значений устьевого давления, дебита скважины и динамики пластового давления по результатам ГДИ. Описанный в работе способ комплексирования данных позволяет производить оперативные оценки дренируемых запасов газа, определять снижение добычных возможностей газовых скважин путем анализа данных эксплуатации, планировать текущие исследования для уточнения причин снижения продуктивности и выбора геолого-технических мероприятий для поддержания уровней добычи. Также с применением описанного подхода возможно прогнозировать дебит газовой скважины в случае изменения режима газосборной сети, при отсутствии возможности оперативного проведения технологического замера дебита. Следует отметить, что область применения предлагаемого подхода ограничена ввиду использования уравнения материального баланса для описания взаимосвязи между пластовым давлением и накопленным отбором, которое не применимо для низкопроницаемых пластов или крупных залежей со значительными отличиями пластового давления в разных зонах.
Технологии эксплуатации скважин Уренгойского месторождения
Рагимов Т.Т., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
УДК 622.279
Ключевые слова: самозадавливание, газовые скважины, концентрический лифт, технологии, эксплуатации
В настоящее время основной объём добычи газа (более 90 %) северных месторождений России осуществляется за счёт разработки чисто газовых типов залежей. Среди возможных осложнений при эксплуатации скважин отмечают образование гидратных пробок, которые забивают скважинное оборудование, а также обводнение газовых скважин, замерзание в скважине промывочной жидкости. Статья посвящена решению проблем самозадавливания в добывающих скважинах на завершающих стадиях разработки Уренгойского месторождения. Снижение дебита и пластового давления ухудшают условия для выноса жидкости с механическими примесями от забоя скважин. Процесс накопления воды часто приводит к росту фильтрационных сопротивлений, к дальнейшему понижению продуктивности, а в итоге к остановке скважин. В работе представлены технологии эксплуатации, направленные на оптимизацию режимов работы газовых скважин в условиях водопроявлений с учетом максимально возможного дебита, при котором не происходит разрушения призабойной зоны пласта и наземного оборудования, и минимального дебита, при котором не происходит скопление жидкости. Изложенные подходы позволяют сократить частоту продувок скважин и повысить эффективность эксплуатации сеноманских залежей Уренгойского месторождения.
Перспективы обратной закачки в пласт кислых газов для повышения эффективности разработки месторождений (на примере Астраханского ГКМ)
Жирнов Р.А., Дербенёв В.А., Люгай А.Д., Полозков К.А.,
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,
Семиколенов Т.Г., Никитин В.В., ПАО «Газпром»,
Дымочкина М.Г., ООО «Газпром нефть»
УДК 622.276
Ключевые слова: Астраханское газоконденсатное месторождение, экологическая безопасность, кислый газ
На протяжении последних лет для условий Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) пластовое сырье которого имеет высокий конденсатогазовый фактор и значительное содержание сероводорода, разрабатываются технологии закачки кислых компонентов различного состава в подземные резервуары месторождения и надсолевые отложения [1–3]. Основная цель этих разработок — повысить экологическую безопасность, экономическую и технологическую эффективность разработки АГКМ. В статье авторами изложены укрупненные результаты проведенных исследований, связанные с технологией обратной закачки в продуктивный пласт АГКМ кислого газа, а также перспективы опытно-промышленного освоения и дальнейшей реализации этой технологии в условиях Астраханского месторождения.
Экспериментальная оценка влияния завихрений потока жидкости на гидравлическое сопротивление трубопровода
Ильясов Д.А., Агиней Р.В., Ухтинский государственный технический университет
УДК 532.542.4:532.527
Ключевые слова: гидравлическое сопротивление, трубопровод со спиральным каналом, пропускная способность трубопровода
Одним из решений повышения энергоэффективности магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов является снижение гидравлического сопротивления, следовательно, увеличение пропускной способности при сохранении затрат на транспорт продукта либо снижение энергозатрат при сохранении производительности. В настоящей статье проведен эксперимент по выявлению зависимости вихревого потока жидкости на гидравлическое сопротивление трубопровода. Разработана методика проведения эксперимента. По результатам экспериментального исследования установлено, что снижения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода можно добиться путем создания специальной вихревой структуры потока жидкости. Показано, что при перекачке воды и модельной жидкости c завихрением потока по системе стенда увеличивается пропускная способность трубопровода. Полученные результаты позволяют сделать вывод о эффективности использования вихревого потока жидкости для снижения гидравлического сопротивления трубопровода.
Формирование грунтового профиля системы ЭХЗ участка трубопровода на основе нейронных сетей с радиально-базисными функциями
Ваганов Д.В., АО «Гипрогазцентр»,
Никулин С.А., ООО «Газпром проектирование» (Нижегородский филиал)
УДК 62-503.55
Ключевые слова: магистральный газопровод, коэффициент влияния, случайные функции, нейронная сеть, оптимизация выходного тока СКЗ
В статье рассматриваются методы аппроксимации коэффициентов влияния выходного тока станций катодной защиты (СКЗ) на величину защитного потенциала трубопровода. Показано, что коэффициенты влияния изменяются во времени, в зависимости от изменения параметров цепи протекания катодного тока, то есть являются случайными функциями времени. Предложен метод аппроксимации коэффициентов влияния с использованием искусственных нейронных сетей. Приведена схема замещения коэффициентов влияния с использованием обученной нейронной сети. В результате исследования предложен способ увеличения точности расчетного значения выходных токов СКЗ с использованием блоков нейронной сети. Введено понятие «грунтовый профиль», являющийся характеристикой грунта, зависящей от случайных внешних природных факторов (температуры и влажности почвы). Высказана научная гипотеза о возможности использования грунтового профиля для оптимизации работы СКЗ без необходимости проведения измерений защитного потенциала на участках, где отсутствует или неисправна система телемеханики СКЗ.
Разработка алгоритма комплексного диагностирования трубопровода-кондуктора при реконструкции магистральных газопроводов на осложненных участках трассы методом «Труба в трубе»
Середёнок В.А., ПАО «Газпром»,
Агиней Р.В., Ухтинский Государственного технический университет,
Савченков С.В., ООО «Газпром проектирование»
УДК 621.644
Ключевые слова: трубопровод, реконструкция, метод «труба в трубе», бестраншейный метод, диагностическое обследование, протаскивание, дефекты геометрии
Представлены результаты разработки методики диагностических обследований реконструируемого участка «трубопровода-кондуктора» и алгоритма для ее реализации, позволяющих оценить техническое состояние «старого» трубопровода и возможность проведения реконструкции участка трубопровода методом «труба в трубе». Определены особенности трубопровода-кондуктора, ограничивающие применимость метода и требующие детальных диагностических обследований. Предложены формулы для определения усилия протаскивания рабочего трубопровода в трубопровод-кондуктор в зависимости от вариантов протаскивания. Разработан алгоритм комплексного диагностирования реконструируемого участка трубопровода, позволяющий установить возможность реконструкции трубопровода методом «труба в трубе» в конкретных условиях.
Возможности использования и выбор технологии ингибиторной защиты от коррозии объектов добычи газа, характеризующихся присутствием диоксида углерода
Вагапов Р.К., Запевалов Д.Н., ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 620.197.3
Ключевые слова: углекислотная коррозия, скорость коррозии, технология ингибиторной защиты, ингибиторная пленка, последействие ингибитора коррозии
В связи с присутствием в составе добываемой продукции на ряде газовых и газоконденсатных месторождений ПАО «Газпром» коррозионно-активного диоксида углерода на них была внедрена ингибиторная защита от коррозии по результатам выполненного ООО «Газпром ВНИИГАЗ» подбора реагентов. Важную роль при подборе ингибиторов коррозии играет технология ингибиторной защиты. По принципу подачи ингибиторов коррозии возможными применяемыми технологиями ингибиторной защиты от углекислотной коррозии являются либо непрерывное дозирование реагента в эксплуатационные среды, либо технология периодической ингибиторной обработки. Каждая из них имеет свои преимущества и ограничения в использовании, которые следует учитывать при выборе технологии ингибиторной защиты. Обосновано, что основным и наиболее предпочтительным с точки зрения эффективности способом защиты объектов добычи газа от углекислотной коррозии, которая характеризуется локальным характером развития коррозионных процессов, является постоянное дозирование ингибитора в агрессивные эксплуатационные среды. В условиях технической невозможности использования постоянной подачи ингибитора коррозии возможно применение периодического дозирования. Приведены данные по результатам испытаний для таких условий ингибиторов коррозии, которые должны формировать прочную ингибиторную пленку на стали и обладать существенным последействием. Совершенствование принципов оптимального регулирования системы электрохимической защиты от коррозии промышленной площадки Никулин С.А., ООО «Газпром проектирование» (Нижегородский филиал) УДК 62-503.56 Ключевые слова: магистральный газопровод, электрохимическая защита от коррозии, оптимальное регулирование, компрессорная станция Рассмотрены подходы к решению задачи оптимального регулирования режимов работы оборудования электрохимической защиты от коррозии на территории промышленной площадки. Выявлены особенности регулирования в условиях взаимовлияния станций катодной защиты. Предложены алгоритмы и подходы по нахождению оптимальных режимов работы станций катодной защиты. Разработанные подходы были апробированы на действующей компрессорной станции. Результатом апробации явилось снижение совокупной силы тока станций в восемь раз.
Совершенствование математической модели для определения утечки из газопроводов при условии падения давления по линейному закону
Паранук А.А., Бунякин А.А., Рябухин Е.В., ФГБОУ ВО Кубанский государственный технологический университет
УДК 622.691.4
Ключевые слова: квазиустановившийся режим течения природного газа, статический режим течения природного газа, утечка газопровода, газопроводы высокого давления
В данной работе авторами разработана математическая модель, позволяющая определить утечку в газопроводах высокого, среднего и низкого давления, прогнозировать их продолжительность и величину, определять участки, где происходит утечка природного газа, для своевременного ремонта данного участка или запорно – регулирующей арматуры газопроводов, а также проводить ликвидацию аварийных инцидентов и аварийных ситуации.
Перспективы управления техногенными рисками потенциально опасных объектов нефтегазового энергетического комплекса на основе измерительной информации эксплуатационного мониторинга и прогнозной диагностики их технического состояния
Власов С.В., Тутнов И.А., ООО «Энергодиагностика»,
Коновалова О.В., Фонд поддержки научно-технического развития «Наукоёмкие технологии»,
Царев В.С., НИЦ «Курчатовский институт»,
Шпара И.А., ООО «Газпром проектирование»
УДК 622.692
Ключевые слова: техногенная безопасность, риск, диагностика, экология
Представлены принципы и научные положения становления и развития системы управления техногенными рисками потенциально опасных объектов нефтегазового энергетического комплекса на основе измерительной информации эксплуатационного мониторинга и прогнозной диагностики их технического состояния – нового направления улучшения качества и культуры безопасности предприятий нефтегазового сектора ТЭК. Показан свод основных компонентов информационной модели системы управления техногенными рисками потенциально опасных объектов нефтегазового энергетического комплекса на базе риск-ориентированной интегральной оценки промышленной безопасности и экономической выгоды. Показана позитивная перспектива управления техногенными рисками потенциально опасных объектов нефтегазового энергетического комплекса при формировании программ их технического обслуживания и ремонта с учетом измерительной информации о результатах эксплуатационного мониторинга технического состояния.
Abstracts in English
Light-Alloy Drill Pipes Application for Drilling Controlled Directional Wells
Safrider A.I., Chernukha S.S., Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education “Ufa State Petroleum Technical University”
Keywords: drill string, aluminum alloy, LWDP, horizontal well, drilling, corrosion resistance, density
Currently, a large part of the drilling scope falls on deep, controlled directional, and horizontal wells with significant vertical deviation as well as the sidetracks conducted in complicated geological conditions,. In certain geological and technical conditions, lightweight drill pipes (LWDP) are used in the string assemblies to achieve the design bottoms of such wells. LWDP are made of aluminum alloy D16T or 1953T1 by direct hydraulic hot pressing. The material selection and manufacturing method provides the drill pipe with qualities that improve drilling operations, while increasing the capabilities of the entire string. This article considers the LWDP, their advantages and disadvantages. Various types of LWDP design and manufacture, as well as the physical and mechanical properties of the alloys used, are examined.
Geological and Economic Features of Small Deposits Operation at the Final Stage of Development (on the example of the Mirnenskoye gas condensate field)
R.A. Gasumov, E.R. Gasumov, and I.L. Osadchaya, SevKavNIPIgaz JSC
Keywords: hydrocarbon field, gas reservoir, well, recoverable reserves, economic calculations, operating costs, profitability, payback, net present value, geological and geophysical characteristics of the reservoir, geological and technical measures.
The paper considers the influence of geological and economic factors on the operation of small gas condensate fields that are at the final stage of development. The authors identified and studied the causes of complications in the fields’ development and decrease in well productivity. There are given recommendations on geological and technical measures, aimed at intensifying the gas inflow and increasing the gas recovery from reservoir beds. The paper highlights one of the promising areas of gas exploration in the North Caucasus i.e. the Lower Cretaceous sedimentary complex, which 26% (69.1 million tons of fuel equivalent) of forecast recoverable hydrocarbon reserves are confined to. The results of economic calculations are presented, which show that the prospecting and exploration in the Permian-Triassic sediments of the Manych downfolds and the East Stavropol depression are highly profitable.
An Integrated Approach to Monitoring the Development of Gas Reservoirs (RN Purneftegaz LLC case)
Nigmatullin F.N., Islamov R.R., and Muslimov B.S., RN-BashNIPIneft LLC
Utkin E.V. and Ibatulin A.A., RN Purneftegaz LLC
Key words: natural gas, monitoring of gas reservoirs development, aggregation of the results of well tests, flow measuring and flowing pressure measuring.
The paper presents approach to monitoring of gas and gas-condensate reservoirs development used in RN-Purneftegaz LLC fields. Presented approach is based on analytical expressions: material balance equation, inflow performance relationship and tubing pressure drop. The above approach is aimed at the aggregation of the results of well tests, flow measuring and flowing pressure measuring.
The essence of the proposed methods for combining data from the well test and technological measurements of the flow rate and wellhead parameters of the well incorporates selecting such values of drained gas reserves, well productivity index, tubing roughness by consistent solving the material balance equation, the well flow equation and tubing hydraulic, that would ensure consistency of calculated and measured values of wellhead pressure, well flow rate and reservoir pressure dynamics based on the results of well testing.
The method of data integration allows for the rapid assessment of drained gas reserves, to determine the decrease in production capabilities of gas wells by analyzing production data, plan well test to clarify the reasons of production drop, and select well treatments to maintain gas production rates. By means of this approach, it is also possible to predict the flow rate of a gas well in the event of a mode change
in gas gathering network, in the absence of the possibility of performing technological measurement of the flow rate.
The using of the material balance equation to describe the relationship between reservoir pressure and total gas production limits the applicability range of the proposed approach, which is not applicable for low-permeability reservoirs or large reservoirs, according to which reservoir pressure in different zones differs significantly.
Well Operation Technologies at the Urengoyskoye Field
T.T. Ragimov, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education “Ufa State Petroleum Technical University”
Key words: self-killing, gas wells, concentric lift, technology, operation.
At present, the bulk of gas production (more than 90%) at the northern fields of Russia is attributed to the development of purely natural gas types of deposits. The probable complications during the wells operation might be the following: hydrate formation, which plug up the downhole equipment, gas wells flooding, and flushing fluid freezing in the well. The paper considers the solutions for production wells self- killing problems at the final stages of the Urengoyskoye field development.
The decrease in flow rate and reservoir pressure worsen the conditions for the removal of fluid and mechanical impurities from the wells’ bottom. The water accumulation often results in increasing filtration resistance, subsequent production decrease, and ultimately, the well shutdown.
The paper presents operating technologies focused on the operation modes optimization of gas wells in water manifestations conditions, taking into account the maximum possible production rate at which no destruction of the bottom-hole formation zone and ground equipment happen, and the minimum production rate at which fluid accumulation does not occur. The described approaches reduce the frequency of well air-blowing operations and increase the production performance of the Cenomanian deposits of the Urengoyskoye field.
Prospects for Acid Gases Re-injection into the Reservoir in order to Increase the Field Production Efficiency (on the example of the Astrakhanskoye Gas Condensate Field)
R.A. Zhirnov, V.A. Derbenev, A.D. Lyugay, and K.A. Polozkov, Gazprom VNIIGAZ LLC
T.G. Semikolenov and V.V. Nikitin, Gazprom PJSC,
M.G. Dymochkina, Gazprom Neft LLC
Keywords: Astrakhanskoye gas condensate field, environmental safety, acid gas
In recent years, for the Astrakhanskoye gas condensate field (AGKM), the raw product of which features a high gas-condensate ratio and a significant hydrogen sulfide content, technologies have been developed for injecting acidic components of various compositions into the field underground reservoirs and over- salt deposits. The main goal of these developments is to increase environmental safety, economic and technological efficiency of the AGKM operation.
The authors present the aggregated results of the studies related to the technology of acid gas re- injection into the Askrakhanskoye field pay zone, as well as the outlook for the technology pilot deployment and further implementation in the Astrakhanskoye field.
Experimental Estimate of Swirling Fluid Flow Effect on the Pipeline Hydraulic Resistance
Ilyasov D.A., Aginey R.V., Ukhta State Technical University
Key words: hydraulic resistance, pipeline with a spiral channel, pipeline capacity
One of the solutions to improve the energy efficiency of the oil and petroleum products trunkline transmission is to reduce hydraulic resistance, therefore, increase the capacity while keeping up the transportation cost or reducing the power consumption while maintaining the capacity. The paper presents the experiment on identifying the dependence between the swirling fluid flow and the hydraulic resistance of the pipeline. The experimental technique has been developed. According to the research results it was found that the hydraulic resistance index reduction can be achieved by creating the special swirling structure of the fluid flow. It is demonstrated that when pumping water and simulative fluid with swirling flow through the testing stand system, increases the pipeline capacity. The results allow us to conclude that the using a swirling flow is effective for reducing the pipeline hydraulic resistance.
Formation of the Soil Profile of the ECP System of the Pipeline Section Based on Radial Basis Functions Neural Networks
Vaganov D.V., Giprogazcentr JSC
Nikulin S.A., Gazprom Proyektirovaniye LLC (Nizhny Novgorod branch)
Keywords: main gas pipeline, influence coefficient, random functions, neural network, output current optimization of cathodic protection station (CPS),
The paper discusses methods for approximating the influence coefficients of the output current of cathodic protection stations (CPS) on the value of the protective potential of the pipeline. The authors show that the influence coefficients vary are random functions of time. They suggested the method for approximating influence coefficients using artificial neural networks. The concept of influence coefficients substitution using a trained neural network is presented. As the result of the research, a method for increasing the calculated value accuracy of the CPS output currents using blocks of a neural network
was developed. The concept of “soil profile” is introduced, which is a characteristic of the soil, depending on random external environmental factors (temperature and soil moisture). A scientific hypothesis is expressed about the possibility of using a soil profile to optimize CPS operation with no need to measure protective potential in areas where no or faulty CPS telemechanics system is present.
Development of the Integrated Diagnosis Algorithm for Pipeline-Casing along Gas Trunklines Reconstruction by “Pipe-in-Pipe” Technique on Complicated Sections
Seredyonok V.A., Gazprom PJSC
Aginey R.V., Ukhta State Technical University
Savchenkov S.V., Gazprom Proyektirovaniye LLC
Keywords: pipeline, reconstruction, pipe-in-pipe technique, trenchless technology, diagnostic examination, pulling, geometry imperfections
The paper presents the R&D results of a diagnostic testing technique for the «casing pipeline» reconstructed section and an algorithm for its accomplishment, which allow assess the technical condition of the «old» pipeline and the possibility of reconstructing the pipeline section using the «pipe- in-pipe» technique. The features of the casing pipeline that limit the applicability of the method and require detailed diagnostic examinations are determined. The paper suggests the equations to determine the pulling force of a working pipeline inside a casing pipeline, depending on the pulling options. An algorithm has been developed for the comprehensive diagnosis of the reconstructed section of the pipeline, which makes it possible to estimate the possibility of the pipeline repair using the pipe-in-pipe technique in specific conditions.
Inhibitor Corrosion Protection for Gas Production Facilities with Carbon Dioxide Presence: Application Feasibility and Technology Selection
Vagapov R.K. and Zapevalov D.N., Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: carbon dioxide corrosion, corrosion rate, inhibitor protection technology, inhibitor film, aftereffect of corrosion inhibitor
Due to the presence of corrosive carbon dioxide in the products being produced at some gas and gas condensate fields of Gazprom PJSC, the inhibitor corrosion protection was introduced here based on the results of the chemical agents’ selection accomplished by Gazprom VNIIGAZ LLC. The inhibitor protection technology plays important role in the selection of corrosion inhibitors. Considering inhibitors injection, the possible applied technologies of inhibitory protection against carbon dioxide corrosion are either continuous dosing of the agent into the production media or recurrent inhibitory treatment. Each of them has advantages and limitations, which should be considered when choosing a protection technology. It is proved, that the main and most preferable technology from the efficiency point of view is the constant
dosing of the inhibitor in aggressive environments to protect gas production facilities from carbon dioxide corrosion, which is characterized by the local corrosion growth. If it is technically impossible to supply the inhibitor constantly, then periodic dosing is possible. The paper presents the tests results of corrosion inhibitors for such conditions, which should make a strong inhibitory film on steel and have a significant aftereffect.
Improving the Principles of the Optimized Control for the Electrochemical Corrosion Protection System at the Production Site
Nikulin S.A., Gazprom Proyektirovaniye LLC (Nizhny Novgorod branch)
Keywords: gas main, electrochemical corrosion protection, optimized control, compressor station
The paper reviews the approaches of most efficient operating modes control of electrochemical corrosion protection equipment at the production site. The control peculiarities in the conditions of mutual influence of cathodic protection stations are considered. The author suggests the algorithms and approaches to finding the optimal operating modes for the cathodic protection stations. The developed approaches were tested at the operational compressor station. The result was a decrease in the total current strength of the stations by eight times.
Improving the Mathematical Model to Spot a Gas Pipelines Leakage at Pressure Drop according to the Linear Law
Paranuk A.A., Bunyakin A.A., and Ryabuhin E.V., Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education “Kuban State Technological University”
Keywords: quasi-steady-state mode of natural gas flow, steady-state mode of natural gas flow, gas leakage, high-pressure gas pipelines
The authors present their mathematical model that allows to spot the leakage in high, medium and low pressure pipelines, predict their duration and magnitude, and determine the sections where natural gas is leaking, in order to timely repair the section or shut-off & control valves of gas pipelines, and also eliminating emergency malfunctions and accidents.
Prospects of Managing Technogenic Risks at Potentially Hazardous Oil and Gas Facilities by means of Metering Data of their Operational Monitoring and Technical Condition Predictive Diagnostics.
S.V. Vlasov and I.A. Tutnov, Energodiagnostika LLC
O.V. Konovalova, Scientific and Technical Development Support Fund «Research Intensive Technologies»
V.S. Tsarev, National Research Center «Kurchatov Institute»
I.A. Shpara, Gazprom Proyektirovaniye LLC
Keywords: technogenic safety, risk, diagnostics, ecology
The paper presents concepts and research principles of genesis and development of the technogenic risk management system of potentially hazardous oil and gas facilities based on the metering data of their operational monitoring and technical condition predictive diagnostics, that is a new trend in improving the quality and safety at oil and gas companies. The authors indicate a set of basic components of the information pattern of the technogenic risk management system for potentially hazardous oil and gas facilities based on the risk-informed integrated assessment of industrial safety and economic benefits.
Also, the paper shows the promising outlook of managing technogenic risks of potentially hazardous oil and gas facilities when developing programs for their maintenance and repair, taking into account metering data on the results of technical condition operational monitoring.
