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.
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).
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.
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.
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.
Однако широко внедряется пока лишь один ингибитор — «ФЛЭК-ИСО-5». Результаты ОПИ этого ингибитора представлены в табл. 4.
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.
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.
ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ
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…
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.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.