ГОСТ Р 55415—2013
9.4.8 В случае образования гидратов в теплообменниках необходимо увеличить температуру
охлаждающего газа до значения, превышающего равновесную температуру гидратообраэования. и/или
начать (увеличить) подачу ингибиторов гидратообраэования в линию газа высокого давления.
9.4.9 Для оценки возможных коррозионных повреждений внутренней поверхности оборудования
по результатам исследований скважин и анализа проб добываемой продукции определяют:
- содержание сероводорода и его парциальное давление при рабочем давлении и температуре;
- содержание двуокиси углерода и ее парциальное давление:
- влагосодержание и водородный показатель pH;
- содержание органических кислот (муравьиной, уксусной, пропионовой, щавелевой).
9.4.10 Выбор способов защиты промыслового оборудования от коррозии обосновывают в техни
ческом проекте разработки месторождения.
9.4.11 В качестве мероприятий для защиты от внутренней коррозии подземного и наземного обо
рудования могут быть выбраны следующие способы или их комбинация:
- использование ингибиторов коррозии;
- применение оборудования из специальных сталей с учетом установленного вида коррозии или с
его термической обработкой по специально разработанным режимам:
- осушка природного газа;
- очистка продукции от коррозионно-агрессивных компонентов.
- применение защитных покрытий;
- использование систем электрохимической защиты.
9.4.12 При содержании в добываемой продукции агрессивных компонентов (сероводорода, дву
окиси углерода, органических кислот) более допускаемых пределов оборудование следует защищать
путем ингибирования в соответствии с (5]. Подачу ингибитора коррозии следует осуществлять в за-
трубное пространство скважины в количествах, достаточныхдля ингибирования как лифтовой колонны
труб, так и наземного оборудования.
9.4.13 На газовых и газоконденсатных месторождениях, углеводородное сырье которых содержит
коррозионно-агрессивные компоненты, необходимо в течение всего периода разработки вести систе
матический контроль, прежде всего методами дефектоскопии, за состоянием скважин и промыслового
оборудования и эффективностью применяемых методов защиты от коррозии.
9.4.14 Для своевременного обнаружения опасных коррозионных разрушений и предотвращения
аварий на месторождениях, где возможны коррозионные проявления, следует проводить периодиче
скую ревизию и профилактический ремонт скважин и оборудования по планам-графикам, утверждае
мым в добывающем предприятии. Сроки диагностики и ревизии устанавливают с учетом интенсивности
коррозии, эффективности и надежности применяемых способов защиты.
9.4.15 В районах с многолетнемерзлыми породами предусматривают мероприятия по предотвраще
нию растепления приустьевой зоны скважины и термостабилизации грунтов при эксплуатации скважин.
9.5 Ремонт, консервация и ликвидация скважин
9.5.1Ремонтдобывающих газовых и газоконденсатных скважин проводят в целях восстановления
исправного и работоспособного состояния скважин и технологического оборудования, восстановления
их ресурса. Ремонт включает в себя следующие основные виды мероприятий:
- водоизоляционные работы;
- работы по переводу на выше- и нижележащие пласты, совмещению нескольких горизонтов для
эксплуатации их в одной скважине;
- ремонтные работы по ликвидации пробок, межколонных давлений:
- восстановление герметичности обсадных колонн, забуривание второго ствола, ловильные рабо
ты. извлечение и замена пакера;
- работы, связанные с интенсификацией притока углеводородов;
- установка гравийных фильтров;
- замена негерметичных задвижек фонтанной арматуры:
- работы по консервации, расконсервации, ликвидации скважин.
Основаниями для включения в план ремонта являются;
- рекомендации технического проекта разработки по переводу скважин на другие эксплуатацион
ные объекты, по использованию их с иным назначением, по интенсификации притока, а также рекомен
дации по результатам дополнительно проведенных научно-исследовательских работ и специальных
исследований;
17