Самотлорское месторождение

Самотлорское месторождение открыто в 1965 году. Введено в разработку объединением «Нижневартовскнефтегаз»  2 мая 1969 года. В настоящее время (с 1993г.) разрабатывается двумя акционерными обществами:  “Самотлорнефтегаз” (южная часть) и “ТНК-Нижневартовск” (северо-восточная часть).

На Самотлорском месторождении согласно принципиальной схеме разработки в 1971 году, выделено пять самостоятельных объектов: АВ1, А2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10.

Общий проектный фонд – 18760 скважин, в том числе 11949 добывающих, 4608 нагнетательных и 2203 резервных, из них в границах ОАО «Самотлорнефтегаз» - 15682 скважины, в том числе 10825 добывающих, 4117 нагнетательных и 740 резервных.

Самотлорское месторождение вступило в поздний период разработки, который характеризуется снижением добычи нефти, высокой обводненностью продукции, вследствии - усиленной коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов систем сбора. В дипломном проекте на основе анализа причин отказов трубопроводов системы сбора скважинной продукции, рассмотрены все доступные меры по снижению коррозии трубопроводов.

Система сбора скважинной продукции приведена на плакате.

Основным элементом которой являются трубопроводы. Общая протяженность которых составляет 2231,7 км.

Большинство нефтесборных трубопроводов Сам м-я испытывают серьезную проблему малой надежности и недолговечности, что связано с их разрущением по причине внутренней коррозии. При анализе причин разрушений трубопроводов  выявлено, что:

на 2231,7 км произошло 1264 (73,6%) аварий по причине внутренней коррозии,

в том числе большое же число аварий произошло по сварному шву 345шт (20%), и по причине наружной коррозии -67 (3,9%) аварий.  

В возрастном отношении: 16% аварий - происходит на трубопроводах до 5 лет эксплуатации, 40% - от 5 до 10 лет, 22% - от 10 до 15 лет, 15% - от 15 до 20 лет, 7% - свыше 20 лет.

Всего на балансе СНГ находится 2231,7 км трубопроводов, из них

- 28,09 км (1%) выполнены из неметаллических трубопроводов (гибкие полимеро-металлические трубы, стеклопластиковые),

-145,285 км (7%) с полной заводской изоляцией с защитой сварного стыка (протектор, биметаллические кольца, втулки),

- 28,05 км (2%) – с полной заводской изоляцией, но без защиты сварного стыка), 130,15 км (6%) – защищаются ингибитором коррозии,

- Остальные трубопроводы сооружены из стальных труб, на которых и приходится большая частота порывов.

Частота порывов за последние 5 лет сохраняется на одном уровне, за счет строительства в последние 7-8 лет новых трубопроводов с внутренней заводской изоляцией, проведения капитальных ремонтов с заменой отдельных участков трубопроводов, внедрение ингибиторной защиты в 1999-2000 году, после 20-летнего не применения такого способа защиты от коррозии.

Коррозия на месторождении обусловлена следующими факторами:

-контактом водной фазы с металлической поверхностью;

-наличием в водной фазе минеральных солей и растворенных газов: углекислоты, сероводорода, кислорода;

-гетерогенностью (энергетической неоднородностью) металлической поверхности, возникающей при изготовлении труб и усиливающейся в процессе эксплуатации трубопроводов за счет рыхлых неравномерных     осадков и пленок различного происхождения;

-существованием в трубопроводах микрофлоры, в том числе наиболее опасных сульфатвосстанавливающих бактерий, продуктом жизнедеятельности которых является сероводород.