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

Увеличение средней наработки на отказ глубинно-насосного оборудования с помощью реагентов производства ООО «ФЛЭК»

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.

Таблица 1. Результаты коррозионного мониторинга эффективности действия ингибиторов коррозии
Таблица 1. Результаты коррозионного мониторинга эффективности действия ингибиторов коррозии

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).

Таблица 2. Мониторинг эффективности действия бактерицида «ФЛЭК-ИК-200Б» на скважинах Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра»
Таблица 2. Мониторинг эффективности действия бактерицида «ФЛЭК-ИК-200Б» на скважинах Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра»

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.

Таблица 3. Результаты ОПИ ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-5»
Таблица 3. Результаты ОПИ ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-5»

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.

Таблица 4. Сравнительный анализ эффективности действия нейтрализаторов сероводорода при ОПИ на объектах ООО «Иркутская нефтяная компания»
Таблица 4. Сравнительный анализ эффективности действия нейтрализаторов сероводорода при ОПИ на объектах ООО «Иркутская нефтяная компания»

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.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Анжела Витальевна, Вы приводили показатели по СНО. Не могли бы Вы уточнить, для какого вида эксплуатации скважин были приведены эти цифры?
Анжела Денисова: : В случае с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» – для УШГН, по Западной Сибири и ООО «Иркутская нефтяная компания» – для УЭЦН.
Вопрос: Отслеживался ли в ходе проведения ОПИ дебит скважин?
А.Д.: Конечно. В первую очередь отслеживалась СНО, далее учитывались такие параметры, как дебит, обводненность, токовые показатели, давление на устье скважины. Измерения всех этих параметров проводились ежедневно. Вопрос: Изменился ли дебит скважин после применения химреагента?
Вопрос: Изменился ли дебит скважин после применения химреагента?
А.Д.: Дебит скважин изменился до нормативных значений.
Вопрос: Правильно ли, на Ваш взгляд, оценивать эффективность ингибиторов по динамике СНО до и после применения?
А.Д.: Я считаю, что правильно, поскольку, во-первых, это важный индикатор работы ГНО, во-вторых, он относится к категории общепринятых – большинство нефтяных компаний им оперируют. Но кроме СНО при оценке эффективности ингибиторов мы всегда учитываем результаты коррозионного мониторинга, а также факультативные показатели, такие как содержание ионов железа, углекислого газа, сероводорода и уровень биозараженности промысловых сред (при ОПИ ингибитора коррозии и бактерицида), концентрацию солеобразующих катионов и анионов в воде (при ОПИ ингибитора солеотложений).
Вопрос: Нет ли риска, что бактерицид может закупорить поровое пространство пласта?
Вопрос: Нет ли риска, что бактерицид может закупорить поровое пространство пласта?
А.Д.: Нет, все наши жидкие химреагенты, включая бактерициды, вымываются из ПЗП, поэтому такая вероятность полностью исключена.
Вопрос: Как быстро химреагент полностью вымывается из скважины?
А.Д.: Из практики применения ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-5» при его закачке в ПЗП установлено, что основное количество реагента вымывается на третьи сутки. Оставшаяся часть реагента адсорбируется на керне и медленно выносится с промысловой жидкостью в течение более 520 сут.
Вопрос: Отслеживаете ли вы остаточное содержание ингибитора в скважине при проведении ОПИ?
А.Д.: Да, это делается в обязательном порядке в рамках мониторинга эффективности действия ингибитора на протяжении всего срока ОПИ при отборе и анализе проб скважинной жидкости.
Вопрос: Для ингибиторов коррозии существует значение защитного эффекта согласно ГОСТу. На всех ли участках, где вы работаете, достигнуто это значение?
А.Д.: Согласно ГОСТу, принятому в 1987 году, защитный эффект ингибитора коррозии должен составлять не менее 80%. Но сегодня у многих нефтяных компаний для систем ППД и нефтесбора принято более высокое значение этого показателя – не менее 90%. При ингибиторной защите ГНО мы стремимся получить скорость коррозии образцов-свидетелей, установленных в узлах контроля на выкидных линиях скважин, не более 0,01 мм/год. На практике не всегда удается достигнуть этих значений. Одна из причин заключается в росте удельных затрат, связанных с увеличением дозировки реагента.
Вопрос: Производит ли ООО «ФЛЭК» гранулированные химреагенты?
А.Д.: Нет, мы не выпускаем ни гранулированных, ни твердых ингибиторов, только жидкие.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Системный подход к выбору технологий предотвращения осложнений при скважинной добыче нефти
Фильтры для ЭЦН и ШГН производства ООО «РУСЭЛКОМ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.