Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram
  • Главная
  • Строительство скважин
  • Результаты применения ингибиторов коррозии и солеотложений производства ООО «ФЛЭК» при защите ГНО в России, Казахстане и Белоруссии

Результаты применения ингибиторов коррозии и солеотложений производства ООО «ФЛЭК» при защите ГНО в России, Казахстане и Белоруссии

В предлагаемом вашему вниманию материале собраны результаты применения ряда ингибиторов солеотложений и коррозии, выпускаемых ООО «ФЛЭК», а также сделан анализ полученного опыта. Работая в России, Казахстане и Белоруссии, компания исследует возможности различных составов и способов доставки ингибиторов. За прошедшие годы удалось добиться многих, в том числе достаточно неожиданных результатов — в частности, по борьбе с галитами.

Помимо изготовления и технического сопровождения своей продукции, ООО «ФЛЭК» выступает в роли арбитражной компании, осуществляя работы по коррозионному мониторингу при внедрении ингибиторов и инжиниринговому сопровождению опытно-промысловых испытаний ингибиторов солеотложений сторонних производителей.

10.12.2012 Инженерная практика №12/2012
Денисова Анжела Витальевна Заместитель главного технолога ООО «ФЛЭК»

ООО «ФЛЭК» специализируется как на выпуске ингибиторов солеотложений и коррозии, так и на проведении специализированных испытаний эффективности действия собственных и сторонних химреагентов. В состав используемого для последней задачи оборудования входят: установка для оценки защитной способности ингибиторов коррозии гравиметрическим методом (U-образная трубка); оборудование для проведения коррозионных испытаний в закрытых системах (методика ПермНИПИнефть), комплект оборудования для оценки защитного действия ингибиторов коррозии электрохимическим методом — «Моникор2», система измерения скорости коррозии производства фирмы Rohback Cosasco (Канада) и мобильный комплекс CMS-100 для проведения стендовых испытаний ингибиторов коррозии (рис. 1).

Рис. 1. Установка для стендовых испытаний ингибиторов коррозии
Рис. 1. Установка для стендовых испытаний ингибиторов коррозии

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

В настоящее время мы выпускаем несколько марок ингибиторов коррозии: «ФЛЭК-ИК-200» (ТУ 2483015-24084384-2005), «ФЛЭК-ИК-200Б» (ТУ 2483-015-24084384-2005), «ВНПП-ФЛЭК-ИК-001» (ТУ 2499-008-57518521-2003), «ФЛЭК-ИК-201 марка А» (ТУ 2483-025-24084384-2009), «ФЛЭК-ИК-201 марка Б» (ТУ 2483-025-24084384-2009). Технические характеристики основных реагентов приведены в табл. 1.

Таблица 1. Технические характеристики основных ингибиторов коррозии
Таблица 1. Технические характеристики основных ингибиторов коррозии

Особого внимания заслуживает состав «ФЛЭК-ИК-200». Это не только ингибитор коррозии, но и прекрасный бактерицид. Кроме того, он препятствует образованию отложений гидратов, АСПО и рекомендуется к применению в высокообводненных скважинах. Ингибитор «ФЛЭК-ИК-201 марка Б» можно успешно применять в условиях повышенных пластовых температур (100–130°С), так как он обладает высокой термостойкостью. При этом обводненность продукции не должна превышать 50%.

Подбор и последующее инжиниринговое сопровождение ОПИ и промышленное внедрения ингибиторов коррозии мы осуществляем по следующей схеме. Лабораторный подбор ингибитора включает несколько этапов. Во-первых, физико-химический анализ воды согласно РД 39-23-1055-84. Во-вторых, гравиметрический метод по ГОСТ 9.506-87; в-третьих, электрохимический метод по ГОСТ 9.506-87. И в заключение мы проводим стендовые испытания отобранных типов ингибиторов.

Инжиниринговое сопровождение ОПИ ингибитора подразумевает под собой предварительное проведение коррозионного мониторинга состояния нефтепромыслового оборудования и оценку защитного действия ингибиторов с помощью установленных в трубопроводы гравиметрических и электрохимических узлов контроля. После чего выполняется анализ технологических параметров эксплуатации наземного и подземного оборудования.

Поддержка промышленного использования ингибитора заключается в сервисных командировках наших специалистов на объекты Заказчика.

Ингибиторы «ФЛЭК» дают положительный эффект как при периодическом, так и при постоянном дозировании через УДР. Есть небольшой опыт постоянной подачи реагента на прием насоса посредством импульсной трубки (табл. 2). В Казахстане с октября 2012 г. приступили к ОПИ ингибитора «ФЛЭК-ИК-201 марка Б», поэтому о результатах говорить еще рано.

Таблица 2. Результаты ОПИ ингибиторов коррозии
Таблица 2. Результаты ОПИ ингибиторов коррозии

Помимо производства ингибиторов коррозии, мы осуществляем работы по коррозионному мониторингу. Так, уже шесть лет ООО «ФЛЭК» проводит эти работы на трех месторождениях компании ОАО «Печоранефть», где применяются ингибиторы коррозии других производителей. В данном случае мы выступаем в роли арбитражной компании, которая может определять скорость коррозии и защитное действие реагентов не своего производства.

ЗАЩИТА ОТ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

Внедрение ингибиторов солеотложений происходит по сходному сценарию с ингибиторами коррозии. Для начала проводится лабораторный подбор ингибитора, включающий шестикомпонентный анализ воды (РД 39-23-1055-84), химический анализ солеотложений (РД 39-23-1055-84), прогнозирование вероятности образования солеотложений с помощью компьютерной программы Scale Calc и определение оптимальной дозировки ингибитора при термостатировании методом титрования по РД 39-1-641-81 и методике РУП ПО «БелНИПИнефть». Мы также обеспечиваем инжиниринговое сопровождение ОПИ ингибитора (мониторинг образования солеотложений на поверхности наземного и подземного оборудования и анализ технологических параметров эксплуатации оборудования) и помощь в промышленном внедрении.

В настоящее время мы производим четыре вида ингибиторов солеотложений: «ФЛЭК-ИСО-4», «ФЛЭК ИСО-5» (ТУ 2458-014-24084384-2004), «ФЛЭК ИСО501» и «ФЛЭК ИСО-502» (ТУ 2458-029-24084384-2011), технические характеристики которых представлены в табл. 3.

Таблица 3. Технические характеристики ингибиторов солеотложения
Таблица 3. Технические характеристики ингибиторов солеотложения

Однако широко внедряется пока лишь один ингибитор — «ФЛЭК-ИСО-5». Результаты ОПИ этого ингибитора представлены в табл. 4.

Таблица 4. Результаты опытно-промысловых испытаний ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-5»
Таблица 4. Результаты опытно-промысловых испытаний ингибитора солеотложений «ФЛЭК-ИСО-5»

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ «ФЛЭК-ИСО-5»

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» уже был положительный опыт по внедрению этого ингибитора на скважинах, осложненных образованием гипса (рис. 2, а), поэтому особых сложностей при проведении новых ОПИ не было. Согласно последним данным СНО обрабатываемых скважин выросла более чем в два раза, а экономический эффект превысил 600 тыс. руб.

Рис. 2. Типы солеотложений, встречающиеся на объектах нефтедобывающих компанийРис. 2. Типы солеотложений, встречающиеся на объектах нефтедобывающих компаний
Рис. 2. Типы солеотложений, встречающиеся на объектах нефтедобывающих компаний

На Талинском месторождении ОАО «ТНК-Нягань», где основная проблема солеотложений связана с образованием кальцита (рис. 2, б), наш ингибитор закачивали во время СКО ПЗП. На каждую скважину требовался следующий набор реагентов: 10 м3 8–10%-ного раствора «кислоты соляной ингибированной» (ТУ 6-0104689381-85-92), 25 кг ингибитора кислотной коррозии, 100 кг стабилизатора ионов железа, 100 кг антиосадителя асфальтенов и 500 кг «ФЛЭК ИСО-5». Технология ОПЗ включала несколько этапов. Сначала осуществлялась закачка модифицированного раствора HCl в объеме 10 м3, затем закачивали буфер пресной воды (2 м3) и водный раствор «ФЛЭК-ИСО-5» (8 м3), который продавливался 28 м3 пресной воды. Небольшой объем продавки связан с пожеланиями геологической службы Заказчика, так как при увеличении количества продавливаемого состава увеличивается время ВНР скважины. После продавки скважина закрывалась на 24 ч для адсорбции ингибитора, затем запускалась в эксплуатацию, и мы проводили отбор и анализ проб скважинной продукции.

В данном случае на одной из обрабатываемых скважин произошел досрочный отказ, не связанный с солеобразованием, а по второй — текущая наработка на момент подготовки данной статьи превысила 450 сут. Ту же технологию мы применили и в ТПП «Урайнефтегаз», где по пяти скважинам ожидается экономический эффект свыше 900 тыс. руб.

Хотелось бы отметить, что повышенное образование кальцита связано с тем, что для увеличения нефтеизвлечения зачастую используют насосы большего типоразмера, чем требуется, в результате происходит перегрев оборудования, который и провоцирует дополнительное выпадение осадка.

Для предотвращения образования барита (рис. 2, в) в Казахстане мы опробовали непрерывный способ подачи ингибитора в скважину с применением импульсной трубки.

На сегодняшний день подача реагента с помощью импульсной трубки — один из самых дорогих методов и требует порядка 700 тыс. руб. в год на скважину с дебитом 100 м3/сут при длине спуска трубки 2000 м, в то время как применение погружного скважинного контейнера с твердым или капсулированным ингибитором стоит 210 тыс. руб., задавка в ПЗП — 300 тыс. руб., а применение УДР — 540 тыс. руб.

С 2009 года мы тесно сотрудничаем с РУП ПО «Белоруснефть» в области работ по предотвращению осаждения галита (поваренная соль). Условия его образования — это высокая минерализация пластовой жидкости (рассолы) и низкая пластовая температура. На рис. 2, г. представлены кристаллы галита, которые были обнаружены на нескольких скважинах Верхнечонского месторождения ОАО «Верхнечонскнефтегаз». Основными причинами образования галита в данном случае также стали: высокая минерализация скважинной продукции (355 г/дм3), способствующаяя концентрированию бария в воде, и аномально низкая температура флюида в пласте порядка 5–8°С. Традиционный метод удаления галита — это растворение его пресной водой. Но в нашем случае присутствие барита на поверхности галита усложняет задачу предотвращения данных осадков. В 2011 году мы заключили контракт на выполнение научно-исследовательских работ с ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» по лабораторному тестированию ингибиторов солеотложений для осложненных сред Верхнечонского месторождения. В результате проведенных работ были выбраны ряд ингибиторов солеотложений для ОПИ с рабочей дозировкой не менее 100 г/м3. В настоящее время проходит ОПИ последний ингибитор. В январе 2013 года будут подведены итоги и проанализирована успешность этого проекта.

Часто заказчик задается вопросом: что выгодней и эффективней — применение капсулированных или жидких ингибиторов. Вопрос во многом спорный. Основываясь на собственном опыте, отмечу, что основным минусом жидких форм становятся высокие темпы выноса при закачке их в ПЗП. Так, на Талинском месторождении ОАО «ТНК-Нягань» в первые сутки содержание ингибитора было 2000 мг/дм3, через день — 1000 мг/дм3, спустя трое суток — порядка 100 мг/дм3. В конце года содержание ингибитора находилось на уровне 10–13 мг/дм3.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Анжела Витальевна, а если на внутренней и внешней поверхностях оборудования уже имеется большое количество отложений солей, как и какие обработки вы предлагаете проводить?
Анжела Денисова: В таком случае нельзя сразу закачивать ингибиторы солеотложений, обязательно следует провести предварительную обработку. Например, с помощью ингибированных кислот. Они будут удалять кальцит, гипс, сульфиды железа, но не барит. С баритом дела обстоят сложнее и в целом нам нечем похвастаться. Пока мы можем предложить только двухстадийную обработку: щелочь плюс соляная кислота с комплексообразователем.
Вопрос: Есть ли проблема повышенного содержания CO2 на месторождениях Казахстана? И как вы с этим работаете: подаете ли ингибитор через импульсную трубку ниже насоса, или традиционно — на прием?
А.Д.: Пока такая проблема не выявлена, и ингибитор поступает на прием насоса. Но мы только начали ОПИ, пока СНО составляет 178 сут.
Очень приятно отношение казахстанского Заказчика. Нет необходимости ждать год или полтора года окончания ОПИ, оплата поступает сразу по заключению договора. К сожалению, в России все иначе…
Вопрос: Получается, что нефтяники должны нести все риски за будущие возможные отказы? Почему? И у вас, и у заказчика есть определенные возможности, в том числе финансовые, и обо всем можно договориться. Общепринятая практика — оплата в среднем через полгода. Но в каждом случае надо решать индивидуально. А то, что в случае с Казахстаном для вас хорошо, для них, может быть, и не очень.
А.Д.: Для нас тоже не совсем все просто. Казахстан — это большой и постоянно развивающийся рынок. Поэтому для нас очень важно не запятнать свою репутацию.
У нас же ситуация следующая, я сразу предупреждаю заказчика, что мы работаем со скважинами, НнО которых не превышает 150 суток, так как более двух лет мы просто не готовы ждать. Говорю: «Дайте лучше сложные скважины с НнО в 30 суток, и вы убедитесь в существенном росте наработки и качестве нашей химии». Нет у нас ресурсов увеличивать наработку фонда скважин с СНО в 150–180 суток более трех раз. Кроме того, за это время ответственные лица со стороны заказчика меняются, а ОПИ продолжаются, и наша ответственность остается.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
ГРП с созданием каналов и применение цилиндрического проппанта
Анализ эффективности методов защиты ГНО, применяемых на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2022

Инженерная практика

Выпуск №02/2022

Защита оборудования от коррозии. Механизированная добыча. Наземное оборудование
Комплексный подход к мониторингу коррозии и эрозии, электрохимическая защита трубопроводовСнижение вязкости нефти и защита оборудования от мехпримесей на Баклановском месторожденииВнутритрубная обработка природного газа: поточная регенерация метанола, интеллектуальные блоки входных манифольдов и др.Исследование причин отказа стальных НКТ, испытания металлопластмассовых трубСовершенствование НД и сертификация персонала в области противокоррозионной защитыЭксплуатационные испытания защитных покрытий
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Арматура 2022
Производственно-техническая отраслевая конференция

Арматура ’2022. Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Импортозамещение. Новые вызовы.

24 - 26 мая 2022 г., г. Уфа
Работа Конференции направлена на обмен опытом среди экспертов и специалистов нефтегазовых компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: подтверждение производства промышленной продукции на территории РФ в соответствии с требованиями Правительства Российской Федерации; импортозамещение, входной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика; внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке, развитие производственного потенциала отрасли в РФ, проведение технических аудитов со стороны Заказчика.