Анализ эффективности методов защиты ГНО, применяемых на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Результаты внедрения антикоррозионной защиты ГНО в ЦДНГ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» показали высокую эффективность используемых технологий. СНО скважин, находящихся под защитой, увеличилась до гарантийных значений и выше. В то же время при реализации программы антикоррозионной защиты сделано несколько практических выводов. Во-первых, при выборе способов защиты необходимо применять индивидуальный подход, а не ограничиваться только общими для фонда ингибиторными обработками. Во-вторых, необходимо проводить предупредительные мероприятия по борьбе с коррозией ГНО, не дожидаясь преждевременного отказа скважин.
Также в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проводятся мероприятия по защите скважин от солеотложений. Наиболее эффективной в этом отношении показала себя технология комплексной защиты скважин, сочетающая в себе задавку ингибитора в ПЗП при КРС с последующим постоянным дозированием ингибитора через БРХ по мере изменения его концентрации в добываемой жидкости.
В настоящее время большинство скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (68,7%) относятся к осложненному фонду. Наиболее распространенный вид осложнений — АСПО (70% осложненного фонда), на втором месте — коррозия (17%). По некоторым месторождениям СНО внутрискважинного оборудования до применения антикоррозионных мероприятий составляла не более 200 суток.
ОСОБЕННОСТИ КОРРОЗИОННОГО ФОНДА ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Коррозионные разрушения УШГН и УЭЦН на фонде нашей Компании различаются по характеру (рис. 1). В случае УЭЦН наиболее распространены отказы ПЭД (34% всех отказов фонда УЭЦН), на втором месте — отказы НКТ (25%). По скважинам, оборудованным ШГН, большая часть отказов по коррозии приходится на НКТ (55%) и насосные штанги (30%). Так как на плунжеры и цилиндры наносят антикоррозионные покрытия, по причине коррозии они выходят из строя крайне редко.
Для месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» характерны проявления язвенной коррозии ГНО. Основным коррозионным агентом остается сероводород, который в большинстве случаев имеет микробиологическое происхождение и обусловлен присутствием планктонных и адгезивных форм коррозионно-активных сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Результаты микробиологического анализа соскобов со дна язв, присутствовавших на поверхности вышедших из строя НКТ, например, Рассветного месторождения, показал, что содержание СВБ там составляет 100 кл/мл и более. На поверхности ПЭД, защищенных лакокрасочными покрытиями, язвенная коррозия развивается преимущественно на местах, где покрытие было содрано при неправильном проведении монтажных работ.
ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
В настоящее время основной метод защиты оборудования от коррозии на месторождениях «ЛУКОЙЛПЕРМЬ» — это применение ингибиторов. Так, ингибиторами коррозии обрабатываются 287 скважин, или 91% коррозионного фонда (табл. 1). Основная часть обработок (67%) выполняется вручную путем периодической (1–3 раза в месяц) заливки реагента в затрубное пространство и оставлением скважины на реакцию для закрепления защитной пленки на поверхности оборудования. Остальные обработки выполняются либо с применением установок бесперебойной подачи реагента (УБПР) в затрубное пространство, либо через УБПР под насос.
Институтом проводится постоянный контроль эффективности ингибиторных обработок. И по нашим данным, эффективность проведения неавтоматизированных периодических обработок подтвердилась только для низкодебитных скважин. Применение технологии на высокодебитных скважинах при условии сохранения высокой эффективности требует увеличения частоты обработок или перехода на постоянную закачку ингибиторов через УБПР (рис. 3).
Это наблюдение особенно отчетливо следует из данных мониторинга по ЦДНГ-5, где все обработки проводятся в ручном режиме, а защитное действие ингибитора не превышает 80%. Получается, что скважина, обрабатываемая 1 раз в месяц, не более 10–15 суток находится под защитой ингибитора, а остальное время подвергается активному воздействию коррозионно-агрессивной среды. На время выноса ингибитора оказывают влияние дебит и скорость движения жидкости в скважине (рис. 4). Если скважина малодебитная, то снижение концентрации ингибитора происходит медленно, и скорость коррозии очень медленно выходит на свои фоновые значения. Для высокодебитных скважин картина обратная: вымывание ингибитора происходит с очень высоким темпом.
На основе анализа данных мониторинга выноса ингибитора и скорости коррозии принимается решение о переходе на подачу ингибиторов с помощью УБПР или сокращении временного промежутка между обработками. В некоторых случаях последнее решение не менее эффективно постоянного дозирования.
Применение ингибиторной защиты позволило увеличить наработку на отказ ГНО в два-три раза (рис. 5). Скважины, которые до начала проведения антикоррозионных мероприятий имели наработку 200–300 суток, после внедрения ингибиторных обработок при правильном соблюдении технологий дозирования отрабатывают плановое время работы и даже его превышают.
Однако применения ингибиторов любым из рассмотренных способов недостаточно для 100%-ной защиты от коррозии, и необходимо осуществлять комплексную защиту оборудования (табл. 2). Кроме того, нужно не только бороться с последствиями коррозии, но и применять профилактические меры. К сожалению, профилактике коррозии уделяется недостаточное внимание. В настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» всего 38% скважин с агрессивной в коррозионном плане продукцией находятся под антикоррозионной защитой (рис. 6). Обработки проводятся только по факту преждевременного отказа оборудования, в то время как проведение профилактических обработок могло бы существенно сократить число досрочных отказов оборудования.
БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ НА ФОНДЕ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Несмотря на то, что на солеотложения приходится только 2% осложненного фонда, в ООО «ЛУКОЙЛПЕРМЬ» серьезно относятся к данной проблеме. Основным методом борьбы с проявлениями солеотложений на предприятии, как и в случае с коррозией, стала ингибиторная защита.
Рассмотрим эффективность применения ингибитора солеотложений на примере Ярино-Каменноложского месторождения. Видно, что ежегодно на месторождении фиксируется от 6 до 13 преждевременных отказов, основной причиной которых являются солеотложения. В 2011 году число преждевременных отказов по причине солеотложений составило 6 шт. со средней наработкой на отказ в пределах 192 суток. Солеотложения на (ГНО) добывающих скважин Ярино-Каменноложского месторождения по результатам постоянных анализов осадков, проводимых ПермНИПИнефть, представлены в основном гипсом (разновидностью сульфата кальция), но в ряде случаев обнаружены и кальциты. Кристаллы гипса имели характерную игольчатую форму, позволявшую достаточно легко идентифицировать его в смеси с АСПО и продуктами коррозии. По данным элементного анализа (рис. 7) массовая доля гипса в типичном образце отложений после отмыва от АСПО, составляла не менее 70–90 %.
Основная причина появления гипсоотложений на Ярино-Каменноложском месторождении — нестабильность солевого состава пластовых вод, обусловливающая склонность их к самопроизвольному выделению осадков и взвесей. Удельный вес попутно-добываемых пластовых вод Ярино-Каменноложского месторождения в настоящее время составляет 1,02–1,17 г/см3 при минерализации 90–170 г/л. Характерным для большинства вод остается повышенное содержание ионов Са2+ (от 9000 до 20000 мг/л) и SO 2(от 1000 до 2000 мг/л). Расчет стабильности пластовых вод, проведенный по РД 39-0147103-302-88, показывает, что практически все они склонны к интенсивному выделению осадков гипсов (когда индекс насыщения SICaSO4 >1).
Для предупреждения солеотложений на Ярино-Каменноложском месторождении с 2005 года применялись и применяются три способа подачи ингибиторов солеотложений (ИС): постоянная подача ИС на прием насоса через БРХ, снабженный импульсной трубкой; периодический спуск под насос контейнеров-дозаторов с твердым ИС или ингибитором комплексного действия (ИКД) и постепенный вынос реагента; периодическое нагнетание ИС в призабойную зону пласта (при КРС) и постепенный вынос реагента.
По состоянию на 01.11.2012 года мероприятиями по предотвращению и удалению гипсоотложений охвачены 31 добывающая скважина Ярино-Каменноложского месторождения. Способ добычи на всех скважинах механический, ЭЦН. Практически во всех скважинах гипсопроявления были обнаружены после бурения боковых стволов. Эффективность действия всех трех способов дозирования ИС можно оценить по НнО скважин.
Если рассматривать все три способа подачи ИС в «чистом» виде (не в комплексе с другими, табл. 4), то наименее эффективным оказалось применение контейнеров-дозаторов с твердыми ИКД. Например, СНО — скв.№285, 784, 722 после спуска контейнера увеличилась в 2–2,5 раза по сравнению с периодом до применения каких-либо антисолевых мероприятий, но плановая наработка не была достигнута, а по скв.№ 293 вообще не было роста наработки. Недостаточно эффективным было и применение одной только технологии нагнетания в пласт ингибирующего раствора ИСБ-1 (НТФ): по скв.№709 НнО увеличилась в 3,5 раза, однако плановых показателей НнО для ЭЦН опять не было достигнуто. Очевидно, при разовых обработках количества закачанного ингибитора все же не хватало на весь плановый период работы ЭЦН. Наиболее эффективным из трех способов предотвращения солеотложений оказалось постоянное дозирование ИС, в качестве которого использовали реагент СНПХ-5312Т, через БРХ (скв.№722 — НнО после установки БРХ составила сут; скв.№929 — 1607 сут; скв.№784 — 758 сут), однако и при использовании только одной данной технологии не было получено однозначно положительных результатов (скв.№285 после установки БРХ НнО увеличилась по сравнению даже с ИКД в 2,5 раза, плановая наработка для ЭЦН не была достигнута, аналогично и для скв.№293, 268, 286.
Как уже подчеркивалось выше, максимально защитить ГНО от солеотложений можно только применяя комплексные технологии. Это нашло свое подтверждение и в данном случае, когда сначала проводили задавку в пласт ингибитора солеотложений, а потом по мере выноса ингибитора устанавливали УБПР и поддерживали постоянную дозировку ингибитора. При этом достигается максимальный охват ингибиторной обработкой всех узлов ниже и выше приема насоса и обеспечивается возможность регулирования концентрации ингибитора солеотложений в пластовой жидкости, что особенно важно на поздней стадии дозирования. СНО скважин, обрабатываемых по такой комплексной технологии, уже сейчас составляет не менее 540 суток. При этом большинство скважин до сих находятся в работе.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.