Применение химреагентов помогает решить проблему коррозии и биокоррозии, солеотложений и негативного влияния сероводорода при добыче нефти, что
позволяет сократить потери нефти и увеличить срок службы ГНО. В предлагаемой Вашему вниманию статье проанализированы результаты мониторинга эффективности действия ингибиторов коррозии и солеотложений, бактерицидов, нейтрализатора сероводорода производства ООО «ФЛЭК», полученные в ходе ОПИ и промышленного применения в различных нефтегазодобывающих компаниях Российской Федерации, Казахстана и Белоруссии.

22.04.2016 Инженерная практика №04/2016

Денисова Анжела Витальевна Заместитель главного технолога ООО «ФЛЭК»

Годовой объем российского рынка химреагентов оценивается примерно в 10 млрд руб. При этом в одну скважину ежегодно закачивается реагентов на сумму от 100 тыс. до 300 тыс. руб. Средняя стоимость ремонта скважин оборудованных ЭЦН составляет 600 тыс. руб., стоимость ПРС – 450 тыс. руб.

Решить проблему осложнений, получаемых при добыче нефти, и, соответственно, снизить стоимость ремонтных работ и потери нефти, помогает применение химреагентов. Этот способ защиты оборудования эффективный, относительно недорогой и простой в исполнении, чем и объясняется популярность его применения в нефтяных компаниях.

РЕЗУЛЬТАТЫ КОРРОЗИОННОГО МОНИТОРИНГА

Испытания ингибиторов коррозии производства ООО «ФЛЭК» проводились в скважинах нескольких компаний (табл. 1). Так, в ЦДНГ-3 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», где скважины осложнены главным образом сероводородной коррозией, испытывался ингибитор «ФЛЭК-ИК-200». В 87 скважин ингибитор закачивался по технологии периодического дозирования один раз в месяц (20–200 кг), в пять других скважинах – путем постоянного дозирования с расходной нормой 8–45 г/м³. СНО обрабатываемых скважин по состоянию на октябрь 2015 года достигала 794 сут.

В ЦДНГ-12 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» скважины осложнены углекислотной коррозией, поэтому для их защиты использовался ингибитор «ФЛЭК-ИК-201 м.Б». Применялось как периодическое (на 10 скв. – 100–300 кг), так и постоянное (на 2 скв. – 5 г/м³) дозирование химреагента. СНО по состоянию на октябрь 2015 года по отдельным скважинам достигла 1442 сут, что соответствует более чем двукратному увеличению. Коррозионный мониторинг проводился специалистами ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть». В три скважины, осложненные смешанным типом коррозии (углекислотная и сероводородная), Комсомольского и Барсуковского месторождений закачивался ингибитор «ФЛЭК-ИК-200», который дозировался с расходной нормой 25 г/м³. Применение «ФЛЭК-ИК-200» позволило увеличить СНО в 2,6 раза.

На трех скважинах месторождения Каракудук ТОО «Каракудукмунай» (Казахстан), осложненных высокотемпературной (Т = 105°С) углекислотной коррозией, для защиты ГНО применялся ингибитор «ФЛЭК-ИК201 м.Б» с расходной нормой 30 г/м³. Непрерывное дозирование реагента осуществлялось на прием насоса через капиллярный трубопровод производства ООО «Синергия-Лидер». Если до применения ингибитора скорость коррозии достигала 0,35 мм/год, то после закачки реагента она уменьшилась до 0,0026 мм/год. Таким образом, защитный эффект от применения «ФЛЭК-ИК-201 м.Б» в скважинах ТОО «Каракудукмунай» составил 99%.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОНИТОРИНГА ДЕЙСТВИЯ БАКТЕРИЦИДОВ

Большую опасность для работы ГНО представляют разнообразные типы бактерий, особенно СВБ. Для борьбы с бактериями на скважинах Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра» применялся бактерицид «ФЛЭК-ИК-200Б». ОПИ проводились в трех скважинах, где до обработки реагентом наблюдалось высокое содержание СВБ (более 105 кл/см³). Кроме содержания СВБ при проведении мониторинга эффективности действия бактерицида учитывалось содержание в воде углекислого газа, сероводорода и ионов железа. В начале ОПИ на протяжении 11 сут реагент подавался в скважины по технологии постоянного дозирования (170 г/т), после чего был выполнен отбор проб. Их анализ показал, что содержание СВБ уменьшилось до нуля, а количество углекислого газа, сероводорода и железа существенно снизилось, следовательно, скорость биокоррозии замедлилась.

Дозирование бактерицида было приостановлено на 50 сут. После окончания этого периода был вновь сделан отбор проб воды для контроля зараженности среды и определения содержания кислых газов и железа. Анализ проб показал, что содержание СВБ по-прежнему равно нулю, но по сравнению с предыдущими результатами, несколько выросло содержание углекислого газа (табл. 2).

При осуществлении контроля за биозараженностью промысловых сред в течение всего срока ОПИ установлена 100%-ная эффективность действия бактерицида «ФЛЭК-ИК-200Б» по подавлению жизнедеятельности СВБ, что согласно РД 29-3-973-83 и РД 0300147275-067-2001 следует считать положительным результатом.

По итогам ОПИ в 2014 г. данный бактерицид был рекомендован к промышленному применению для подавления жизнедеятельности СВБ в промысловых средах Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра» по технологии постоянной закачки реагента с оптимальной дозировкой 170 г/т и возможной временной приостановкой подачи реагента на 50 сут.

В конце 2014 г. мы предложили ООО «Юкатекс-Югра» провести на скважинах того же месторождения ОПИ бактерицида «ФЛЭК-ИКБ-703». Для этого были выбраны дополнительные объекты Каюмовского месторождения. Содержание СВБ в промысловых средах скважин до закачки бактерицида составило 103–106 кл/см³. Бактерицид по рекомендации Урайского ЦНИПР закачивался путем постоянного дозирования с расходной нормой 80 г/т.

Во время закачки «ФЛЭК-ИКБ-703» в отобранных пробах промысловых сред СВБ отсутствовали. В процессе контроля биозараженности промысловых сред в течение всего срока ОПИ установлена 100%-ная эффективность действия бактерицида «ФЛЭК-ИКБ-703». По итогам ОПИ данный бактерицид был рекомендован в 2015–2016 гг. к промышленному применению с целью подавления жизнедеятельности СБВ в промысловых средах системы нефтесбора Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра» по технологии постоянной закачки реагента со средней дозировкой 80 г/т.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОНИТОРИНГА ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

ОПИ ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-5» проходили в десяти нефтедобывающих компаниях на месторождениях с разными геологическими условиями (табл. 3). Так, для скважин Ярино-Каменноложского месторождения «ООО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» характерна температура пласта 30–40°С, что обуславливает процесс гипсообразования. Ингибитор закачивался непрерывно на прием насоса через капиллярный трубопровод производства ООО «Синергия-Лидер» с расходной нормой 50 г/м³ Использование реагента позволило увеличить СНО от 97–115 сут до 228–309 сут. В двух осложненных отложениями кальцита и барита скважинах одной из западносибирских компаний в 2013 году проводилась комплексная СКО ПЗП, совмещенная с разовой закачкой «ФЛЭК-ИСО-5» (400 кг на одну скважину). Для применения такой технологии готовился модифицированный раствор соляной кислоты, который содержал ингибитор кислотной коррозии, стабилизатор ионов железа, необходимый для предотвращения передозировки ингибитора солеотложений, а также антиосадитель асфальтенов, обеспечивающий проникновение ингибитора через нефтяную пленку ПЗП. Технология ОПЗ включала закачку модифицированного раствора соляной кислоты, буфера пресной воды, 5%-ного водного раствора «ФЛЭК-ИСО-5» с дальнейшей продавкой пресной водой. Скважина выдерживалась в течение 24 ч для адсорбции ингибитора в ПЗП, а затем запускалась в работу.

В одной из скважин произошел отказ оборудования по причине нарушения изоляции кабеля (R=0). При комиссионном разборе на поверхности рабочих органов насосного оборудования обнаружено незначительное количество неорганических солей (ОПИ длились 307 сут). По другой скважине получен положительный результат: применение ингибитора позволило увеличить наработки на отказ (ОПИ длились 521 сут).

Технология комплексной СКО ПЗП, совмещенная с разовой закачкой «ФЛЭК-ИСО-5» (415-665 кг на одну скважину), применялась также в пяти скважинах Красноленинского месторождения ТПП «Урайнефтегаз», для которых также характерны отложения кальцита и барита. На момент подписания акта (ОПИ длились 365 сут) подземное оборудование находилось в рабочем состоянии.

Проблема отложений кальцита и барита в трех скважинах Южно-Харампурского месторождения решались с помощью непрерывной подачи ингибитора «ФЛЭК-ИСО-5» (15–20 г/м³) в затрубное пространство скважины с помощью УДХ.

На скважинах другого западносибирского месторождения, осложненных отложениями кальцита, использовалась технология периодической закачки ингибитора (40–80 г/м³) с помощью мобильной БРХ. Окончательные результаты получены не были, так как испытания были приостановлены по желанию заказчика.

В НПУ «РИТЭКБелоярскнефть» для применения ингибитора были выбраны три подконтрольные скважины Сергинского месторождения, осложненные отложениями кальцита и барита. Ингибитор подавался по технологии периодической закачки (через 4 сут, в объеме 30 г/м³) в затрубное пространство скважины. В ходе ОПИ не удалось существенно увеличить СНО, так как испытания были приостановлены по желанию заказчика.

ОПИ ингибитора «ФЛЭК-ИСО-5» (15 г/м³) также проводились в трех скважинах Кечимовского месторождения ТПП «Покачевнефтегаз», пяти скважинах Восточно-Перевального месторождения (10–30 г/м³) и четырех скважинах Курраганского месторождения ТПП «РИТЭККогалымнефть» (10–30 г/м³), осложненных отложениями кальцита, барита и гипса. Во всех случаях применялась технология периодической закачки ингибитора (1 раз в месяц) в затрубное пространство. В ТПП «РИТЭККогалымнефть» ингибитор закачивался с продавочной жидкостью. В обоих случаях не удалось увеличить СНО оборудования, так как ОПИ ингибитора были приостановлены по желанию заказчика.

В скважинах Малодушинского месторождения РУП ПО «Белоруснефть», осложненных отложениями галита и барита, подача ингибитора осуществлялась по технологии постоянной закачки (100 г/м³) в затрубное пространство по высоконапорному трубопроводу, спущенному на прием ШГН. По динамике наработки оборудования информация конфиденциальна, однако промышленная закачка ингибитора на скважинах Малодушинского и других месторождений РУП ПО «Белоруснефть» проводится уже более пяти лет.

Наконец, «ФЛЭК-ИСО-5» применялся в трех скважинах Узеньского месторождения АО НК «КазМунайГаз», осложненных отложениями кальцита и барита. Подача реагента (25–40 г/м³) осуществлялась непрерывно на прием насоса через капиллярный трубопровод. Использование ингибитора позволило увеличить СНО с 25 до 136 сут.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОНИТОРИНГА ДЕЙСТВИЯ НЕЙТРАЛИЗАТОРА СЕРОВОДОРОДА

Необходимость нейтрализации сероводорода в скважинах обусловлена несколькими причинами. Во-первых, этот газ опасен для жизни человека – его вдыхание в течение минуты при концентрации в воздухе 750–1000 мг/м³ приведет к летальному исходу.

Во-вторых, сероводород вступает в химическое взаимодействие с железом, образуя сульфиды, поступающие через систему ППД в ПЗП и приводящие к ее кольматации.

В-третьих, в присутствии сероводорода образуются меркаптаны – ядовитые соединения, которые отравляют платиновые катализаторы на НПЗ. В-четвертых, присутствие сероводорода ухудшает качество нефти. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 для первой группы качества нефти содержание сероводорода не должно превышать 20 ppm, меркаптанов – 40 ppm.

Задача борьбы с сероводородом на ряде месторождений решается посредством использования нейтрализаторов (поглотителей) сероводорода.

ОПИ нейтрализатора сероводорода были проведены на объектах ООО «Иркутская нефтяная компания», где содержание сероводорода находилось в диапазоне 16–47 ppm. В 2013 году в две скважины по технологии постоянной закачки подавался нейтрализатор «ФЛЭК-ПС-629» при средней дозировке 850 г/т (табл. 4). Столь высокая дозировка была обусловлена низкой температурой пласта (не более 3°С) и коротким временем его контакта с нефтяной эмульсией.

Содержание сероводорода в нефти при проведении ОПИ нейтрализатора сероводорода контролировалось хроматографическим методом. На входе в УПН средняя концентрация сероводорода составила 19,8 ppm. Согласно акту ОПИ эффективность «ФЛЭК-ПС-629» признана аналогичной применяемому базовому реагенту «СНПХ-1517А». По итогам ОПИ «ФЛЭК-ПС-629» был рекомендован для промышленного применения с целью снижения содержания сероводорода в нефти с постойной средней дозировкой 850 г/т.

УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ

В заключение хотелось бы затронуть актуальную проблему, связанную с условиями проведения ОПИ реагентов. ООО «ФЛЭК» считает справедливыми условия, при которых в случае получения положительных результатов испытаний нефтяная компания оплачивает объем реагента, использованный в процессе ОПИ. Но в последнее время мы все чаще сталкиваемся с требованием со стороны нефтяных компаний поставлять реагент безвозмездно вне зависимости от результатов испытаний. Учитывая, что стоимость реагентов для проведения ОПИ исчисляется сотнями тысяч рублей, ООО «ФЛЭК» в ряде случаев было вынуждено отказываться от испытаний. Помимо того, что это требование в ряде случаев провоцирует отказ компаний от ОПИ перспективных реагентов, оно является незаконным в Российской Федерации, представляя собой обычное обогащение. Нефтяные компании пытаются обойти требования законодательства и навязывают заключение договора поставки товарно-материальных ценностей в виде договора на оказание услуг, что подразумевает существенные налоговые риски для обеих сторон.

Еще одна сложность состоит в том, что каждый год нефтяные компании добавляют в своих стандартах новые требования к химреагентам. Кроме необходимых и справедливых, на наш взгляд, требований, появляются такие, которые не являются критическими для оценки качества продукта. Введение новых требований к химреагентам, ужесточенных ранее, не имеет никакого обоснования за исключением явного желания специализированных подразделений вертикально-интегрированных нефтяных компаний сузить перечень потенциальных поставщиков, что также негативно сказывается на внедрении действительно эффективных реагентов. Хотелось бы, чтобы нефтяные компании не создавали лишних препятствий для проведения ОПИ нефтепромысловой химии. В этом случае совместное сотрудничество будет более эффективным и взаимовыгодным.