Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook

Борьба с осложнениями при добыче нефти в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» разрабатывает 56 нефтяных месторождений, расположенных на 26 лицензионных участках на территории Самарской и Ульяновской областей. В состав ТПП входят два ЦДНГ (Юг и Север), ЦПСН «Просвет» и УПГ «Зареченская». На обеих группах месторождений компании – Северной и Южной – добываются в основном нефти, характеризующиеся высоким содержанием АСПВ и высокой температурой застывания, что существенно затрудняет (а подчас делает невозможной) транспортировку углеводородной продукции по трубопроводам. Помимо этого, на отдельных месторождениях приходится сталкиваться с такими проблемами, как заражение сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), которое приводит к развитию коррозии в системе трубопроводного транспорта. Для борьбы с осложняющими факторами, влияющими на процессы добычи и перекачки нефти, в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» применяются различные технологии, включая ингибиторные обработки, путевые подогреватели,  деэмульгаторы,  антикоррозийные реагенты и др.

Добыча и транспортировка нефти на Южной группе месторождений (ЦДНГ «Юг») осложнены, прежде всего, высоким содержанием парафина в нефти (от 24 до 48%) и высокой температурой ее застывания (до +38°С). Такие температуры застывания характерны для нефти пластов D3br и D3sr, добываемой на Мамуринском, Фурмановском и Венском месторождениях и приводят к интенсивному образованию АСПО на внутренней поверхности НКТ и в трубопроводной системе сбора.

01.10.2015 Инженерная практика №10/2015
Никифоров Артем Александрович Ведущий инженер отдела добычи нефти и газа ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

Рис. 1. Схема транспортировки нефти Морецкого м/р
Рис. 1. Схема транспортировки нефти Морецкого м/р

АГЗУ МОРЕЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Добыча нефти на Морецком месторождении в основном осуществляется из пласта Д3br и характеризуется высокими температурой застывания продукции (до +15°С) и содержанием парафинов (до 17%). В связи с высокой обводненностью продукции скважин месторождения в процессе транспорта нефти по трубопроводу происходит образование высоковязких динамических эмульсий (вязкость до 26000 сП), что приводит к росту давления в трубопроводе и уменьшению его пропускной способности (рис. 1).

Для решения этой проблемы мы провели серию экспериментов, направленных на улучшение реологических свойств продукции скважин Морецкого месторождения. В результате лабораторных испытаний была подобрана смесь многофункционального реагента «МЛ-Супер» (выступающего одновременно ингибитором АСПО и моющим средством, а также обладающего слабыми деэмульгирующими свойствами) и деэмульгатора СНПХ-4480 в пропорции 4:1. При подаче в трубопровод данной смеси реагентов с дозировкой 500 г/т нефти происходит снижение вязкости транспортируемой жидкости с 26000 до 31 сП. Соответственно, снижается гидравлическое сопротивление, увеличивается пропускная способность трубопровода, снижается давление в системе сбора и предотвращается его рост.

До применения данной смеси давление в системе сбора Морецкого месторождения составляло 31-32 атм, а в результате ее применения снизилось до 2526 атмосфер.

Смесь также применяется на ряде месторождений Южной группы месторождений ТПП «РИТЭК-СамараНафта» для улучшения реологических свойств нефти при транспорте по трубопроводам. Однако в связи с изменением состава транспортируемой жидкости в настоящее время осуществляется подача только деэмульгатора СНПХ-4480 с дозировкой 200 г/т нефти. Причиной изменения дозируемого реагента стал рост давления в трубопроводе.

Рис. 2. Схема транспортировки нефти Малочерниговского и Пушкарихинского м/р
Рис. 2. Схема транспортировки нефти Малочерниговского и Пушкарихинского м/р

МАЛОЧЕРНИГОВСКОЕ И ПУШКАРИХИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Транспорт продукции скважин Малочерниговского и Пушкарихинского месторождений осложнен активным образованием АСПО на внутренней поверхности трубопроводов и образованием высоковязких динамических эмульсий вследствие высокой обводненности транспортируемой жидкости (рис. 2).

Для снижения температуры застывания нефти, предупреждения образования АСПО и уменьшения вязкости транспортируемой эмульсии был подобран эффективный ингибитор парафиновых отложений марки «ПарМастер» 2020А.

Применение ингибитора АСПО позволило снизить температуру застывания нефти с +5°С до -27°С, и как следствие, значительно уменьшить давление в системе сбора. До применения ингибитора АСПО давление в системе сбора Малочерниговского и Пушкарихинского месторождений составляло 34-35 атм, а после – снизилось до 27-28 атм и продолжает держаться в указанных диапазонах. Также после начала подачи ингибитора АСПО были прекращены регулярные промывки нефтесборного коллектора горячей нефтью. До применения данного реагента промывки отдельных участков трубопровода осуществлялись каждые трое-четверо суток. Таким образом, применение ингибитора АСПО эффективно снижает температуру застывания нефти, значительно замедляет процесс образования АСПО и предотвращает образование высоковязких эмульсий (рис. 3).

Рис. 3. График снижения давления в системе сбора Малочерниговского и Морецкого м/р
Рис. 3. График снижения давления в системе сбора Малочерниговского и Морецкого м/р

ПОДОГРЕВАТЕЛИ НЕФТИ

Для транспорта нефти с аномально высокими температурами застывания, когда применение химических реагентов не дает необходимого положительного эффекта, мы применяем путевые подогреватели как импортного, так и отечественного производства.

В частности, для транспорта нефти Фурмановского месторождения, добываемой из пласта Д3br с температурой застывания нефти 38°С и содержанием парафинов до 38%, применяются электрический путевой подогреватель нефти CETAL и путевой подогреватель нефти отечественного производства СПН-50 проточного типа (рис. 4). На данных путевых подогревателях осуществляется нагрев нефти до 60°С, что в комплексе со строительством трубопроводов в теплоизоляционном исполнении позволяет прокачивать нефть до пунктов сбора, расположенных на удалении более чем 8000 метров.

Рис. 4. Путевые подогреватели CETAL и «СПН-50»
Рис. 4. Путевые подогреватели CETAL и «СПН-50»

НЕФТИ СЕВЕРНОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Для Северной группы месторождений (ЦДНГ «Север») характерна добыча нефти с высоким содержанием смол (от 5 до 18%) и асфальтенов (от 2 до 14%) и высокой обводненностью. Такие свойства нефти приводят к образованию высоковязких динамических водонефтяных эмульсий (вязкость до 30000 сП) в процессе ее извлечения из пласта. Кроме того, из-за повышенного содержания асфальтенов и смол на ряде месторождений Северной группы с низкой обводненностью продукции скважин (не более 10%) добываемая нефть обладает высокой вязкостью.

Вследствие влияния указанных факторов происходит снижение напорно-расходных характеристик УЭЦН, повышение давлений в системе трубопроводов и, следовательно, снижение пропускной способности трубопровода.

Для предотвращения образования высоковязких динамических эмульсий в рабочих органах УЭЦН на прием насоса по капилляру подается деэмульгатор. До его применения вязкость водонефтяной эмульсии с обводненностью 40% составляла 1665 сП. С ростом обводненности до 70% прямо пропорционально увеличивается и вязкость водонефтяной эмульсии – до 30074 сП. Обработка данной эмульсии деэмульгатором приводит к снижению вязкости до 506 сП (при обводненности 40%) и до 394 сП при обводненности 70%. Дозирование деэмульгатора на прием насоса позволяет снизить давление в трубопроводе и увеличить его пропускную способность.

Для улучшения реологических свойств высоковязких нефтей Северной группы месторождений (с обводненностью не более 10%) продукция скважин обрабатывается специальным реагентом, обладающим свойствами ингибитора АСПО, растворителя и слабо деэмульгирующей способностью. Подача данного реагента также осуществляется по капилляру на прием УЭЦН.

На скважинах, обрабатываемых реагентом РДН-0, после увеличения обводненности свыше 10% начинается дозирование деэмульгатора СНПХ-4114.

Рис. 5. Малогабаритная блочная сепарационно- насосная установка (МБСНУ)
Рис. 5. Малогабаритная блочная сепарационно- насосная установка (МБСНУ)

МАЛОГАБАРИТНЫЕ БЛОЧНЫЕ СЕПАРАЦИОННО-НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (МБСНУ)

Для ряда скважин, характеризующихся аномально высокой вязкостью добываемой нефти, была разработана особая методика транспорта углеводородной продукции. Так, в связи с высокой вязкостью и низкой температурой добываемой продукции транспортировка нефти Стрелковского месторождения по трубопроводу не представляется возможной. Через 300-400 м после фонтанной арматуры нефть перестает течь, наблюдается резкий рост давления в трубопроводе (до 40 атм).

Для снижения давления и транспортировки нефти мы использовали горячие промывки подготовленной легкой нефтью с применением АДПМ. Однако данный метод оказался малоэффективным и требовал серьезных финансовых затрат. Тогда для решения проблемы и получения положительного экономического эффекта на выкидную линию скважины были установлены проточный подогреватель CETAL и малогабаритные блочные сепарационно-насосные установки (МБСНУ), выполненные в теплоизоляционном исполнении и оснащенные насосом для рециркуляции нефти в сепарационной емкости (рис. 5). При использовании МБСНУ часть нефти регулярно возвращается на проточный подогреватель и затем поступает в емкость, откуда через стояки налива подается в бойлеры для последующего транспорта до установки подготовки нефти. В настоящее время в эксплуатации находится 21 установка. Проектная мощность каждой МБСНУ составляет от 150 до 650 м3/сут жидкости.

Рис. 6. Алгоритм коррозионного мониторинга
Рис. 6. Алгоритм коррозионного мониторинга

КОРРОЗИОННЫЙ МОНИТОРИНГ

Также в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» разработан алгоритм проведения коррозионного мониторинга (рис. 6).

Сначала специалист отдела добычи нефти и газа разрабатывает график работ по коррозионному мониторингу, который затем передается специализированной сервисной компании. Ежемесячно (не позднее 10 числа) сервисная компания предоставляет отчет о проделанной работе. Далее специалист отдела добычи нефти и газа проводит анализ предоставленной отчетности и вырабатывает решения по корректировке программы. Незначительные изменения обсуждаются со службой главного инженера и сразу же передаются для исполнения на объекты. Значительные изменения согласовываются с директором и главным инженером ТПП.

В свой отчет сервисная компания включает следующие виды актов: Акт установки/извлечения образцов-свидетелей коррозии; Акт ревизии узла контроля коррозии с ОСК; акт о проведении лабораторных испытаний.

Также регулярно осуществляется анализ агрессивности пластовых вод, сбрасываемых на установках подготовки и транспортируемых по протяженным трубопроводам (см. таблицу). Эти данные необходимы для оценки агрессивности рабочих сред и оперативного принятия решений о необходимости смены применяемых ингибиторов коррозии.

Таблица 1. Сводные данные по мониторингу к Протоколу лабораторных испытаний № 01009-15
Таблица 1. Сводные данные по мониторингу к Протоколу лабораторных испытаний № 01009-15
Рис. 7. Ключевые показатели эффективности (KPI)
Рис. 7. Ключевые показатели эффективности (KPI)

Для оценки качества ингибиторной защиты и эффективности антикоррозионных мероприятий применяется система ключевых показателей эффективности, в которую включены следующие элементы: дозировка реагента; время работы дозирующего устройства; скорость коррозии (рис. 7, 8).

Помимо этого, для локализации очагов заражения СВБ и последующей обработки бактерицидами в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» регулярно осуществляется мониторинг СВБ.

Рис. 8. Пример системы ключевых показателей эффективности
Рис. 8. Пример системы ключевых показателей эффективности
Рис. 9. Установка «азотная подушка»
Рис. 9. Установка «азотная подушка»

Для уменьшения интенсивности коррозионного разрушения в компании применяются ингибиторы коррозии с непрерывным методом подачи, а также еженедельные промывки трубопроводов, работающих с неполным сечением, ингибитором коррозии для образования защитной пленки и предотвращения коррозии в воздушной фазе.

Трубопроводы системы ППД и утилизации пластовой воды, как правило, изготовлены из стеклопластиковых труб и не требуют применения специальных средств защиты от коррозии.

УСТАНОВКА «АЗОТНАЯ ПОДУШКА»

Для предотвращения образования пирофорных отложений в товарных РВС и снижения коррозионного разрушения на ЦПСН «Просвет» используется специальная установка «азотная подушка» (рис. 9). Принцип ее работы сводится к следующему: все пространство от верхнего уровня жидкости до крыши РВС заполняется азотом и тем самым предотвращается образование пирофорных отложений. Установка состоит из компрессора, двух ресиверов, общей линии трубопроводов и клапанов.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Артем Александрович, хотелось бы уточнить: уровень зараженности СВБ с годами падает или, наоборот, возрастает?
Артем Никифоров: Данная проблема характерна для двух наших месторождений –Булатовского и Казаковского. В целом используемый нами бактерицид работает эффективно. Зараженность фонда не увеличивается.
Вопрос: К «ударным» дозировкам приходится прибегать?
А.Н.: Иногда. Если колония увеличивается, то бактерицид подается с «ударной» дозировкой – от 200 до 500 г/м3 в течение суток. Стандартная дозировка составляет 50 г/м3.
Вопрос: Почему вы не используете нейтрализаторы, обладающие ингибирующим действием, для снижения содержания сероводорода в продукции скважин?
А.Н.: Используем. Я просто о них не упомянул. Нейтрализаторы у нас очень активно применяются. На Северной группе месторождений – на каждой установке подготовки нефти.
Вопрос: С какой дозировкой?
А.Н.: Дозировка разная. От 300 г/м3 до 1,5 кг/м3 (в частных случаях).
Вопрос: С какой периодичностью вы проводите бактерицидные обработки?
А.Н.: Подача бактерицидов происходит постоянно с дозировкой 50 г/м3.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Анализ текущего состояния ГНО. Разработка методологии по дальнейшей эксплуатации системы «пласт-скважина-насос»
Повышение энергоэффективности привода станков-качалок
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2020

Инженерная практика

Выпуск №03/2020

Промысловые трубопроводы. Механизированная добыча. ППД
Применение неметаллических трубопроводов при обустройстве нефтегазовых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»Балластировка и защита трубопроводов от коррозииКонтроль трубопроводов акустико-резонансным и акустико-эмиссионным методами как альтернатива магнитометрическим методамИспытания термоиндикаторных составов для контроля температурного режима при сварке стыков трубопроводов в коррозионно-стойком исполненииАнализ тенденций на российском рынке внутренних защитных покрытий НКТ и рекомендации по их применениюРезультаты ОПИ оборудования и технологий для мехдобычи в ООО «РИТЭК»