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

Ингибиторная защита скважин от коррозии в ОАО «Варьеганнефтегаз»

Ингибиторная защита подземного оборудования от коррозии на скважинах Ершовой группы месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз» ведется с 2006 года и уже дала неплохие результаты. В частности, удалось сократить число отказов, увеличить наработку погружного оборудования на отказ и снизить аварийность на выкидных линиях добывающих скважин.

Затраты на ингибиторную обработку одной скважины от коррозии составляют 232 тыс. руб./год. Вместе с тем достигнутое снижение количества отказов позволяет существенно сократить затраты на КРС/ПРС, что в конечном итоге дает компании годовую экономию приблизительно в 10,4 млн руб. Таким образом, на 1 руб. химизации приходится 1,3 руб. экономии от сокращения числа ремонтов подземного оборудования.

Сегодня компания сталкивается с несколькими проблемами антикоррозионной защиты, одну из которых можно определить как отсутствие системы прогнозирования коррозии.

Экономически эффективным вариантом решения этой проблемы может стать охват антикоррозионной защитой всего фонда скважин компании.

07.06.2010 Инженерная практика №06/2010
Исфраилов Рафаэль Тофикович Менеджер по химизации ОАО «Варьеганнефтегаз» ОАО «ТНК-ВР»

Защита от коррозии подземного оборудования скважин на Ершовой группе месторождений организована при участии трех компаний, каждая из которых выполняет свои функции (см. «Распределение функций при реализации защиты от коррозии подземного оборудования скважин Ершового месторождения»). Так, ЗАО «Самотлорнефтеотдача» непосредственно проводит обработку скважин ингибитором. Для этой цели используется реагент «КорМастер-1035» в дозировке 30–35 г/т добываемой жидкости и с периодичностью обработки — два раза в месяц. Обработке в настоящее время подвергаются 70 скважин.

Распределение функций при реализации защиты от коррозии подземного оборудования скважин Ершового месторождения
Распределение функций при реализации защиты от коррозии подземного оборудования скважин Ершового месторождения

Лаборатория коррозии «НижневартовскНИПИнефть» проводит мониторинг антикоррозионной защиты, который включает отбор проб, определение остаточного содержания реагента в продукции скважины, содержания ионов железа, определение скоростей коррозии на защищаемых скважинах, а также выдачу рекомендаций по дозировкам и эффективности ингибиторной защиты.

В свою очередь, «Варьеганнефтегаз» контролирует весь процесс ингибиторной защиты: делает расчет режимов закачки ингибитора, осуществляет инженерную и регламентную поддержку, заключает и курирует договоры с подрядчиками, составляет заявки на ингибитор, делает подбор реагента.

Охват скважин ингибиторной защитой, 2006–2010 гг.
Охват скважин ингибиторной защитой, 2006–2010 гг.

Внедрение ингибиторной защиты от коррозии на Ершовой группе месторождений началось в 2006 году (см. «Охват скважин ингибиторной защитой, 2006– 2010 гг.»). С тех пор мы дважды меняли реагент. Также пришлось изменить и подход к выбору скважин для ингибирования. Так, в течение 2006–2008 годов в компании периодически проводилось ранжирование скважин, подвергавшихся ингибированию. В связи с этим нередко возникала ситуация, когда по результатам применения ингибитора принималось решение о выводе скважины из коррозионного фонда и, соответственно, прекращении ингибиторной обработки, а на следующий год на этой скважине вновь проявлялась коррозия. Поэтому с 2008 года мы решили увеличить число обрабатываемых скважин. Сегодня ингибиторной защитой охвачен весь коррозионный фонд компании.

Влияние обработок от коррозии на число отказов по скважинам, 2007–2009 гг.
Влияние обработок от коррозии на число отказов по скважинам, 2007–2009 гг.
Текущая наработка на отказ по ингибируемым скважинам и в целом по фонду, 2008–2009 гг.
Текущая наработка на отказ по ингибируемым скважинам и в целом по фонду, 2008–2009 гг.
Результаты ингибиторной защиты в 2009 году
Результаты ингибиторной защиты в 2009 году
Эффективность ингибиторной защиты от коррозии по выкидным линиям добывающих скважин
Эффективность ингибиторной защиты от коррозии по выкидным линиям добывающих скважин
Экономическая целесообразность химизации подземного оборудования скважин от коррозии
Экономическая целесообразность химизации подземного оборудования скважин от коррозии

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ

По скважинам, которые находились под ингибиторной защитой с 2008 года, произошло снижение числа отказов с 59 до 29 (см. «Влияние обработок от коррозии на число отказов по скважинам, 2007–2009 гг.»). Эта динамика в значительной степени отражает сокращение отказов по причине коррозии НКТ. Так, в 2007 году по этим скважинам зафиксировано 27 отказов по НКТ, а в 2009 году — всего 3. По скважинам, обработку которых мы начали делать с 2009 года, число отказов тоже заметно снизилось — с 53 до 37.

Сравнение динамики средней наработки на отказ и наработки по скважинам, которые подвергались ингибированию с июля 2009 года, показывает опережающий рост последнего показателя (см. «Текущая наработка на отказ по ингибируемым скважинам и в целом по фонду, 2008–2009 гг.»). С октября 2008 года наработка по ингибируемым скважинам превысила средний показатель коррозионного фонда и составила 290 суток. Через год наработка на отказ по этим скважинам составляла уже 379 суток, заметно превышая среднюю наработку фонда (337 суток). При этом результаты ингибиторной защиты показывают более значительный рост наработки по скважинам, подвергавшимся обработке реагентом с 2008 года (см. «Результаты ингибиторной защиты в 2009 году»).

Большой плюс ингибирования подземного оборудования состоит в том, что этот процесс позволяет обеспечить защиту выкидных линий добывающих скважин, которая, как известно, представляет собой проблему для многих нефтедобывающих компаний. Если до применения ингибиторной защиты удельная аварийность на выкидных линиях коррозионных скважин в компании была выше средней, то теперь этот показатель опустился ниже среднего уровня. Вывод о том, что именно ингибиторная защита позволила снизить удельную аварийность выкидных линий, обосновывается тем, что других факторов, влияющих на снижение отказности, в этот период не наблюдалось (см. «Эффективность ингибиторной защиты от коррозии по выкидным линиям добывающих скважин»).

Затраты на ингибиторную обработку одной скважины от коррозии составляют 232 тыс. руб./год. Вместе с тем достигнутое снижение количества отказов по данным скважинам позволяет сократить затраты на КРС/ПРС, что в конечном итоге дает экономию (см. «Экономическая целесообразность химизации подземного оборудования скважин от коррозии»). По нашим расчетам, ингибирование позволяет компании сэкономить около 10,4 млн руб. в год, и это без учета дополнительной добычи нефти, отбраковки НКТ, сокращения затрат на ликвидацию порывов выкидных линий и экологические риски.

ПРОБЛЕМЫ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ И ВАРИАНТЫ ИХ РЕШЕНИЯ

Среди текущих проблем, с которыми сталкивается компания при ингибиторной защите от коррозии, можно выделить три основных.

Во-первых, ограничение дальнейшего роста наработки на отказ. К примеру, при достижении наработки в 400 суток нельзя исключить отказы по коррозии на ингибируемых скважинах. Для решения этой проблемы мы планируем проведение испытаний новых ингибиторов коррозии. В настоящее время проходят лабораторные испытания новых реагентов, по окончании которых мы планируем перейти к ОПИ. Довольно перспективным направлением видится внедрение бинарных ингибиторов, но с оговоркой, что их применение требует остановки скважины раз в квартал, и потому не может стать повсеместным.

Во-вторых, при текущих подходах к введению ингибитора, в частности, периодическом дозировании, отсутствует возможность доступа ингибитора под прием насоса. Решением этой проблемы могло бы стать использование капиллярной трубки для введения ингибитора, но, к сожалению, экономика этого технологического процесса пока не позволяет его использовать в промышленных масштабах. Поэтому более или менее реалистичным решением данного вопроса представляется капсулированный реагент Encaptron95, протектор от коррозии. В текущем году мы планируем начать его испытания. Этот ингибитор также имеет свои ограничения в применении, поэтому его использование в ближайшем будущем возможно лишь на 10–15 скважинах. Надо отметить, что в целом на протекторы от коррозии мы возлагаем большие надежды и планируем применять их не только на Ершовой группе месторождений.

Наконец, в настоящее время у нас нет системы прогнозирования отказов, из-за чего серьезную проблему представляет собой определение потенциально коррозионных скважин. Так, бывают случаи, когда мы считаем те или иные скважины некоррозионными, а через какое-то время получаем на них отказы по причине коррозии. Данную проблему мы пытались в течение полугода решить совместно с «НижневартовскНИПИнефтью», положив в основу мониторинга коррозионного состояния скважин анализ химии воды. Но на практике мы убедились, что одного показателя недостаточно, чтобы точно и своевременно выявлять коррозию подземного оборудование. Экономически эффективным вариантом решения проблемы может стать охват антикоррозионной защитой всего фонда скважин компании.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Рафаэль Тофикович, не могли бы вы уточнить дебит скважин Ершовой группы месторождений, на которых используются ингибиторы коррозии?
Рафаэль Исрафилов: Средний дебит скважин Ершовых месторождений составляет 120– 130 м3/сут. Вынос реагента наблюдается в 95% проб, что достаточно для обеспечения ингибиторной защиты.
Вопрос: Вы упомянули о том, что использование капиллярной трубки для введения ингибитора экономически нецелесообразно. Однако в настоящее время, по мере развития технологии, ее стоимость снижается. В частности, сегодня можно приобрести капиллярные трубопроводы по стоимости примерно 200 тыс. руб., что почти в два раза дешевле, чем они стоили сравнительно недавно.
Р.И.: Дело в том, что по цене одной капиллярной трубки еще нельзя судить об экономике всего процесса. Необходимо принимать во внимание стоимость монтажа капиллярных систем и стоимость их обслуживания. В том предложении, которое мы рассматривали, стоимость сервисных услуг в несколько раз превосходила стоимость оборудования. Именно по причине дороговизны сервиса мы не смогли принять это предложение.
Вопрос: Скажите, существует ли методика подбора дозировки и периодичности ввода ингибитора, учитывающая особенности той или иной скважины?
Р.И.: С 2006 года мы в сотрудничестве с «НижневартовскНИПИнефтью» пробовали различные периодичность и дозировки ингибиторов. В итоге нам удалось подобрать оптимальные параметры для каждой скважины.
Реплика: Иными словами, подбор осуществлялся исключительно опытным, а не расчетным путем.
Р.И.: Совершенно верно. К сожалению, создать единую методику расчета для подбора дозировки и периодичности ингибитора проблематично, ведь каждая скважина уникальна.
Реплика: Существует ли в таком случае какой-то документ, где описывается порядок закачки ингибитора в скважину?
Р.И.: Да, это прописано в соответствующих регламентах.
Вопрос: Вы упомянули о снижении коррозионной активности жидкости в скважине в результате использования ингибиторов. Каким образом вы проводили мониторинг?
Р.И.: Мы исходили из существования определенной зависимости между ингибиторной защитой и снижением аварийности выкидных линий. Вывод о снижении коррорзионной активности мы сделали, исходя из результатов анализа образцов реагента, вынос которого достаточен для покрытия выкидных линий.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Эксплуатация скважин коррозионного фонда «РН-Пурнефтегаз». Методы борьбы с коррозией
Эксплуатация погружного нефтепромыслового оборудования в коррозионноактивной среде скважин Урманского месторождения
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2019

Инженерная практика

Выпуск №09/2019

Трубопроводная арматура. Мехдобыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура
Технические требования и импортозамещение в области устьевой, фонтанной и трубопроводной арматурыПроизводство моноблочного устьевого оборудования, ЗРА, ТПА высокого давления, предохранительной арматурыПрименение противотурбулентной присадки на промысловых трубопроводах Верхнечонского НГКМ, стеклопластиковые трубопроводы и НКТВходной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматурыОткачка газа из затрубного пространства, добыча нефти в осложненных условияхПрименение установок поточного обессоливания нефти в АО «Самаранефтегаз»Эффективность добавок с конденсированным микрокремнеземом для тампонажных растворов