Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Разработка месторождений
  • Результаты экспериментальной проверки эффективности различных технологий защиты от коррозии скважин на примере Западносибирского нефтегазодобывающего предприятия

Результаты экспериментальной проверки эффективности различных технологий защиты от коррозии скважин на примере Западносибирского нефтегазодобывающего предприятия

Отдел коррозионного мониторинга ГУП «ИПТЭР» в начале 2000-х годов провел исследования коррозии эксплуатационных скважин, возникающей под воздействием добываемой продукции, выполнил экспериментальную проверку различных технологий ингибиторной противокоррозионной защиты скважин и трубопроводов, а также провел сравнительные расчеты экономической целесообразности их применения. Данная работа характеризовалась комплексным подходом к проблеме, поэтому представленные ниже результаты могут быть полезны в практической деятельности компаний при выборе методов борьбы с коррозией подземного оборудования скважин и трубопроводов.

08.02.2011 Инженерная практика №02/2011
Фаритов Айрат Табрисович Заведующий отделом коррозионного мониторинга ГУП «ИПТЭР»

Исследования коррозии эксплуатационных скважин и методов ингибиторной защиты от нее проводились в ГУП «ИПТЭР» в 2003 году. Несмотря на то, что с тех пор появились новые марки ингибиторов коррозии, результаты исследования остаются актуальными и сегодня, так как технологии защиты от коррозии за прошедший с момента проведения работ период практически не менялись. Работа включала в себя следующие этапы:

  • анализ коррозионного фонда скважин и факторов, влияющих на коррозию;
  • выбор технологий ингибиторной защиты скважин от коррозии;
  • экономическое обоснование применения ингибирования как метода защиты от коррозии;
  • подбор ингибиторов коррозии на базе лабораторных испытаний;
  • ОПИ различных технологий применения ингибиторов коррозии (для газлифтных скважин – подача ингибиторов в газовую линию и закачка в ПЗП; для скважин, оборудованных ЭЦН, – подача ингибиторов с помощью насосов-дозаторов и порционная заливка в затрубное пространство скважин; для законсервированных скважин – циркуляция ингибитора);
  • обобщение полученных результатов и выводы.

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА

Действующий фонд скважин с УЭЦН в НГДУ-1 в 2001 году составлял порядка 1600 единиц. Месторождение характеризовалось поздней стадией эксплуатации с высокой обводненностью продукции. На предприятии действовала электронная система учета причин отказов скважин и отбраковок подземного оборудования. На основе этих сведений все скважины были распределены по типам осложнений на следующие фонды: подверженный коррозии (коррозионный), подверженный солеотложениям (солевой) и прочие. В 2001 году отказы по причине коррозии составляли 18% из всех отказов скважин, по газлифтным скважинам этот показатель был 36%, по скважинам, оборудованным СШН, – 3,6%, по скважинам с ЭЦН – 11,3%. Анализ состояния фонда УЭЦН приведен в табл. 1.

Таблица 1. Состояние фонда скважин УЭЦН по НГДУ-1 в 2000 и 2001 гг. (по данным ПТО НГДУ-1)
Таблица 1. Состояние фонда скважин УЭЦН по НГДУ-1 в 2000 и 2001 гг. (по данным ПТО НГДУ-1)
Рис. 1. Зависимость числа газлифтных скважин с сильной коррозией НКТ от среднего дебита
Рис. 1. Зависимость числа газлифтных скважин с сильной коррозией НКТ от среднего дебита

В связи с тем, что по 15 обследованным скважинам, на которых проводились ОПИ, сероводород был обнаружен в незначительных количествах, а среднее содержание углекислого газа в нефтяном газе составляло 2,5% об., при том что две скважины показали 11 и 15% об., при контакте добываемой среды с подземным оборудованием реализуется, скорее всего, именно углекислотный механизм коррозии. Тем не менее, следует отметить, что при анализе данных по наработке на отказ газлифтных скважин, работавших в диапазоне содержания СО2 0,4-0,9% об., корреляция с содержанием углекислого газа не наблюдалась, что, скорее всего, объясняется достаточно узким диапазоном данных по СО2. Вместе с тем для скважин КГ была обнаружена прямая зависимость количества скважин с сильной коррозией НКТ от величины дебита (рис. 1), что можно связать с проявлениями коррозионной эррозии при углекислотной коррозии.

ОСОБЕННОСТИ ИНГИБИТОРНОЙ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

Ингибиторы коррозии представляют собой поверхностно активные вещества, молекулы которых имеют повышенные сцепные свойства с металлом. Длинный углеводородный «хвост» обеспечивает создание экрана на поверхности металла, который препятствует контакту металла с рабочей средой. Для создания надежной пленки ингибитора на поверхности металла в рабочей среде должно содержаться определенное количество растворенного ингибитора коррозии, так называемая защитная концентрация. Будучи по природе поверхностно активными веществами, ингибиторы «зацепляются» не только на поверхности металла, но и на других поверхностях раздела фаз. Это могут быть поверхности нефть – вода, жидкость – газ, жидкость – мехпримеси. Чем больше площадь таких поверхностей, тем соответственно выше должна быть концентрация реагента для защиты от коррозии, так как эффективными в отношении коррозии, скорее всего, будут являться только те молекулы реагента, которые находятся в водной фазе, при контакте с которой и происходит коррозия. В связи с этим ингибитор, подбираемый для защиты от коррозии в водонефтяных эмульсиях, должен хорошо растворяться или иным способом переходить в воду и далее адсорбироваться на поверхности металла. Нефтерастворимые ингибиторы, как правило, плохо переходят в воду и, несмотря на лучшее в среднем последействие таких реагентов по сравнению с водорастворимыми, в водонефтяных средах они скорее всего не окажутся высокоэффективными.

На практике было испытано несколько способов подачи реагента:

  • непрерывное дозирование ингибиторов в газовые линии газлифтных скважин;
  • непрерывное дозирование ингибиторов в затрубное пространство скважин, оборудованных ЭЦН;
  • задавка реагента в пласты газлифтных скважин;
  • защита законсервированного фонда скважин с помощью циркуляционной технологии обработки внутрискважинного пространства;
  • порционная подача реагента в затрубное пространство скважин, оборудованных ЭЦН, для совместной защиты скважин и трубопроводов.

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИРОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ УЭЦН)

К основным факторам, определяющим экономический эффект при ингибиторной защите, мы отнесли следующие:

  • уменьшение общего числа ремонтов скважин за счет увеличения времени работы коррозионных скважин до срока службы скважин некоррозионного фонда;
  • снижение числа КРС до среднего по отношению ПРС/КРС некоррозионного фонда;
  • увеличение добычи нефти за счет сокращения времени простоев ремонтируемых скважин;
  • снижение до нуля затрат на замену НКТ и подземного оборудования;
  • снижение затрат на ремонт трубопроводов, на которые будет распространяться действие ингибитора. Экономические составляющие рассчитывались, исходя из статистики отказов фонда скважин (табл. 2) и среднестатистических характеристик стоимости различных видов ремонтов (табл. 3).
Таблица 2. Состояние фонда скважин, оборудованных ЭЦН, по НГДУ-1 с октября 2001-го по октябрь 2002 г. Показатель
Таблица 2. Состояние фонда скважин, оборудованных ЭЦН, по НГДУ-1 с октября 2001-го по октябрь 2002 г. Показатель
Таблица 3. Среднестатистические характеристики различных видов ремонта скважин в НГДУ-1 в 2001 г.
Таблица 3. Среднестатистические характеристики различных видов ремонта скважин в НГДУ-1 в 2001 г.

Средние показатели стоимостей ремонта подземного оборудования скважин с ЭЦН были такими:

  • стоимость одного нового комплекта ЭЦН, руб. – 177 205;
  • стоимость ремонта комплекта ЭЦН и ПЭД, руб. – 104 307;
  • количество возвращаемых в работу насосов, % – 75;
  • стоимость кабеля КРБК, руб./км – 55 000;
  • стоимость ремонта кабеля 2000-м КРБК, руб. – 12 067, то есть 6,033 руб./м;
  • количество возвращаемого в работу КРБК, % – 75. Далее определялась стоимость услуг по ингибиторной защите (табл. 4).

    Таблица 4. Стоимость работ по ингибиторной защите в 2002 г.
    Таблица 4. Стоимость работ по ингибиторной защите в 2002 г.

Для ингибирования скважин были использованы дозировочные установки на базе плунжерных насосов НДУ 1,6/16 производства бугульминского завода «Нефтеавтоматика» в комплекте с емкостью и импульсной трубкой необходимой длины и обратным клапаном производства ОАО «Корвет» (г. Курган). Общая стоимость комплекта составила 56 290 руб. Стоимость услуг по закачке ингибитора с использованием установок дозирования химреагентов (УДХ) ЗАО «СНО» составляла 774,5 тыс. руб., что сразу поставило под сомнение экономическую целесообразность применения УДХ.

Также были просчитаны различные варианты обработки скважин ингибитором коррозии и их стоимость (табл. 5). Конечно, абсолютные показатели с тех пор изменились, однако соотношение цен, по нашим оценкам, осталось прежним.

Таблица 5. Расчет стоимости различных вариантов обработки скважин УЭЦН ингибитором коррозии
Таблица 5. Расчет стоимости различных вариантов обработки скважин УЭЦН ингибитором коррозии

Анализ полученных данных показал, что допустимые затраты на ингибиторную защиту 66 скважин УЭЦН коррозионного фонда в НГДУ-1 составляют 25,7 млн руб. Затраты при ингибировании методом заливки в затрубное пространство составят 12 млн руб., а при ингибировании методом непрерывной подачи посредством дозировочных установок – 57,7 млн руб. Столь высокое значение во втором случае обусловлено существующими расценками на обслуживание дозировочных установок. Таким образом, экономически оправданным получился лишь способ защиты от коррозии путем заливки ингибиторов коррозии в затрубное пространство. Скорее всего, при обслуживании насосных установок собственными силами сумма затрат на ингибирование значительно сократится и данный способ также перейдет черту убыточности. При обработке 66 скважин методом заливки в затруб будет получен следующий эффект 25,7-12,0=13,7 млн руб., то есть 207,5 тыс. рублей на одну скважину в год. Этот расчет не учитывает экономический эффект от снижения коррозии на трубопроводах при ингибировании скважин, т.е. ингибирование скважин экономически оправдано даже без учета того, что защищаются не только они, но и трубопроводы. Конечно, говорить о достижении экономического эффекта при ингибировании скважин можно будет лишь в случае достижения СНО скважин коррозионного фонда (в настоящее время 146 сут) до среднего значения для некоррозионного фонда – 241 сут.

Рис. 2. Установка для проведения стендовых испытаний ингибиторов коррозии «Моникор-стенд»
Рис. 2. Установка для проведения стендовых испытаний ингибиторов коррозии «Моникор-стенд»
Рис. 3. Результаты стендовых испытаний ингибитора «КорМастер 1025 ИК-3»
Рис. 3. Результаты стендовых испытаний ингибитора «КорМастер 1025 ИК-3»
Таблица 6. Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии
Таблица 6. Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии

РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИСПЫТАНИЙ ИНГИБИТОРОВ

Программа лабораторных испытаний ингибиторов включала следующие тесты: определение типа реагентов по их растворимости в углеводородах и воде; оценку эффективности ингибиторов коррозии в модели пластовой воды (МПВ); определение влияния ингибиторов коррозии на вспенивание МПВ; исследование влияния ингибиторов коррозии на стойкость эмульсии «МПВ – нефть»; оценку последействия ингибиторов коррозии; испытания ингибиторов коррозии на совместимость с применяемым деэмульгатором; определение межфазного распределения ингибиторов коррозии.

Стендовые испытания реагентов проводились на установке «Моникор-стенд» (рис. 2). Установка позволяла создавать достаточно высокую скорость потока жидкости и тем самым моделировать условия коррозии в НКТ.

Анализ графиков снижения скорости коррозии при введении реагента в МПВ, полученных с помощью коррозиметра «Моникор-2» (пример приведен на рис. 3), позволяет судить об эффективности ингибиторов в лабораторных испытаниях данным методом. Был проведен комплекс лабораторных испытаний семи реагентов, из которых для ОПИ выбраны четыре лучших: «Азол 5010», «КорМастер 1025», NORUST 760, «Сонкор 9801» (табл. 6).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ

Для проведения ОПИ были выбраны газлифтные скважины и скважины, оборудованные ЭЦН. Коррозионная агрессивность рабочих сред определялась путем измерения скорости коррозии образцов-свидетелей массометрическим методом, методом кавернометрии, а также путем измерения мгновенной скорости коррозии методом линейной поляризации (LPR) с использованием стационарных коррозиметров «Моникор-2», оборудованных накопителями информации.

В ходе испытаний дополнительно контролировался вынос реагента из скважин. Все образцы-свидетели и электроды датчиков были изготовлены из стали 45, наиболее близкой по свойствам к стали, из которых изготовлены НКТ. Специально разработанные кассеты с пятью образцами и утяжелителем подвешивались в НКТ скважин, оборудованных ЭЦН, на проволоке на глубину до 1000 м. Для контроля коррозии скважин КГ использовались ловильные головки газлифтных клапанов, также изготовленные из стали 45. По каждому ОПИ для скважин КГ определились максимальные скорости коррозии без ингибитора и с ингибитором и на их основе – коэффициент торможения максимальной скорости коррозии. К примеру, в случае применения реагента «Сонкор 9801» было достигнуто снижение скорости коррозии с 2,03 до 0,68 мм/год, коэффициент торможения коррозии составил 3 (табл. 7).

Таблица 7. Результаты оценки maxКСК и maxОСК по ловильным головкам, установленным в скважинах на клапанах НКТ (к. 14, скв. 301) № клапана Характер коррозии Глубина
Таблица 7. Результаты оценки maxКСК и maxОСК по ловильным головкам, установленным в скважинах на клапанах НКТ (к. 14, скв. 301) № клапана Характер коррозии Глубина

Для скважин, оборудованных ЭЦН, определялись средняя скорость коррозии по потере массы и скорость проникновения коррозии по максимальной глубине разрушения по пяти случайно выбранным площадкам образцов-свидетелей. На выкидных линиях были установлены датчики оперативного контроля скорости коррозии «Моникор-зонд», работающие по методу LPR, и коррозиметры «Моникор-2».

При проведении каждого ОПИ на основе ежедневных отборов проб с выкидных линий скважин определялась кинетика выноса ингибиторов.

Рис. 4. Схема непрерывной подачи ингибитора коррозии в газовые линии газлифтных скважин с использованием насосной установки НДУ 1,6/16
Рис. 4. Схема непрерывной подачи ингибитора коррозии в газовые линии газлифтных скважин с использованием насосной установки НДУ 1,6/16
Рис. 5. Схема непрерывной подачи ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин, оборудованных ЭЦН, с помощью насосной установки НДУ 1,6/16
Рис. 5. Схема непрерывной подачи ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин, оборудованных ЭЦН, с помощью насосной установки НДУ 1,6/16

Для газлифтных скважин и скважин, оборудованных ЭЦН, использовались разные схемы подачи реагента (рис. 4 и 5). Следует отметить, что во втором случае закачка реагента в затрубное пространство производилась без трубки, которая бы позволяла подавать реагент непосредственно на прием ЭЦН. Несмотря на то, что использование подающих трубок рекомендуется производителями реагентов в обязательном порядке, схема без подающих трубок в некоторых случаях может найти свое применение. Следует отметить, что при этом наблюдался неравномерный характер выноса реагента, что, по нашему мнению, объясняется циркуляцией жидкости в затрубном пространстве за счет конвекции, обусловленной разностью температур НКТ и обсадной колонны.

Для ингибиторной защиты скважин от коррозии, оборудованных ЭЦН, кроме подачи через УДХ применялась заливка ингибитора в затруб (рис. 6). Такой метод широко применяется в некоторых НГДУ и, как уже отмечалось, является экономически оправданным при условии обеспечения достаточной защиты. Оценка выноса реагента показала, что концентрация реагента быстро достигает максимума (весьма избыточного) с последующим падением практически до нуля (пример приведен на рис. 7). Если принять, что минимальная эффективная концентрация реагента равна 5 мг/л, то время эффективного воздействия реагента составляло от 1 до 10 сут. В случае пикового характера выноса (например, вынос за 1 сутки) предопределяется невысокая эффективность данного метода, особенно для реагентов, не обладающих хорошим последействием, и при длительных периодах между обработками. При использовании данного метода необходимо проводить оценку выноса ингибитора индивидуально для каждой обрабатываемой скважины для того, чтобы опытным путем определить время между его закачками.

Рис. 6. Защита скважин, оборудованных ЭЦН, заливкой ингибитора в затруб
Рис. 6. Защита скважин, оборудованных ЭЦН, заливкой ингибитора в затруб
Рис. 7. График выноса ингибитора коррозии «КорМастер 1025» из скважины 13235 к.1208А после первичной и вторичной обработок затрубного пространства скважины
Рис. 7. График выноса ингибитора коррозии «КорМастер 1025» из скважины 13235 к.1208А после первичной и вторичной обработок затрубного пространства скважины

Также были проведены испытания метода задавки ингибитора в ПЗП (рис. 8). В данном случае использовались 5%-ный раствор реагента в нефти и пластовая вода в качестве продавочной жидкости. Рассчитанное на 1 мес и 3 мес количество реагента было продавлено в ПЗП двух скважин. В первом случае игибитор был вынесен в течение 1 суток, во втором – в течение 15 суток. Столь низкое против ожидаемого время выноса свидетельствует о том, что этот метод требует проведения дополнительных исследований для отработки технологии.

Рис. 8. Схема закачки реагента в ПЗП газлифтных скважин
Рис. 8. Схема закачки реагента в ПЗП газлифтных скважин

В ходе ОПИ также проводилась циркуляционная обработка законсервированных скважин, где были изначально очень низкие скорости коррозии (менее 0,05 мм/год), что объясняется постепенным дегазированием воды и отсутствием движения жидкости в таких скважинах. Обработка ингибитором не привела к дополнительному снижению скорости коррозии, поэтому, на наш взгляд, ингибирование законсервированного фонда не требуется.

Рис. 9. Условная схема системы нефтегазосбора от к.к. 1325, 1358 до врезки в основной коллектор
Рис. 9. Условная схема системы нефтегазосбора от к.к. 1325, 1358 до врезки в основной коллектор
Рис. 10. Изменение скорости коррозии образцов, установленных на выкидной линии после закачки в затрубное пространство скважины 12723 к.1358 ингибитора NORUST 760
Рис. 10. Изменение скорости коррозии образцов, установленных на выкидной линии после закачки в затрубное пространство скважины 12723 к.1358 ингибитора NORUST 760

Наконец, последний метод, применявшийся в ходе ОПИ, – рассредоточенная подача ингибитора для защиты скважин и системы нефтесбора. В сущности, при этом применялся уже рассмотренный метод заливки реагента в затруб, только при этом контроль скорости коррозии производился также и в системе нефтесбора. На одном из трубопроводов (рис. 9) были установлены средства контроля коррозии по потере массы, мгновенная скорость коррозии отслеживалась датчиками коррозии «Моникор-зонд» и записывалась ежечасно в память коррозиметра «Моникор-2». В ОПИ участвовало три скважины. В первой скважине концентрация ингибитора после подачи расчетной порции в затрубное пространство была выше 5 мг/л в период с 4 по 12 сут, на второй – с 1 по 2 сут, на третьей – с 4 по 13 сут. В целом ингибитор «Норуст-760» показал высокую эффективность. Так, если перед подачей реагента скорость коррозии, определенная по потере массы, нефтесборного коллектора составляла на первой точке 2,3 мм/год, а на второй – 0,9 мм/год, то после заливки ингибитора в скважины она снизилась, соответственно, до 0,12 и 0,76 мм/год. В первом случае степень защиты составляет 94%, то во втором – всего лишь 15%. Столь существенная разница в защитном действии ингибитора, на наш взгляд, была связана с различной структурой газожидкостного потока на точках контроля. Дело в том, что несмотря на то, что точки контроля были расположены на одном трубопроводе, вторая точка контроля коррозии находилась гораздо дальше первой после врезки «газлифтного» куста 44. Продукция этого куста увеличила расходное газосодержание потока с 0,26 до 0,63 д.ед. По всей видимости, на данном участке происходило постепенное увеличение площади фазовых разделов за счет дополнительного эмульгирования ГЖС привнесенным газом, что приводило соответственно к уменьшению количества ингибитора в водной фазе за счет перехода его на новые поверхности раздела фаз. Это, естественно, должно было повлиять на снижение степени защиты от коррозии на второй точке.

Изменение скорости коррозии на выкидной линии при заливке ингибитора в затрубное пространство скважины, определенное с помощью коррозиметра «Моникор-2» методом LPR на одной из скважин, показано на рис. 10.

Результаты работы позволяют сделать выводы о том, что экономически оправданным для скважин с УЭЦН яв-ляется метод периодической закачки реагента в затрубное пространство. Однако при этом к выбору скважин следует подходить избирательно. При выборе скважин необходимо определять кинетику выноса реагента для исключения тех скважин, у которых наблюдается пиковый вынос. Метод непрерывного дозирования в затрубное пространство скважины показал хорошие и стабильные результаты при применении реагента «Норуст-760», показавшего наилучшие результаты в данных тестах в 2003 году, что было связано с его наилучшей, по сравнению с другими реагентами, способностью переходить из нефти в воду. При меньших затратах на обслуживание УДХ данный метод может стать вполне рентабельным, тем более что технологически с его помощью гораздо легче обеспечить стабильную и высокую степень защиты, а ингибитор в отличие от метода порционной заливки в затруб расходуется равномерно. Следует отметить то, что при положительной рентабельности защиты скважин от коррозии защита трубопроводов становится фактически «бесплатной». В связи с этим ингибиторная защита трубопроводов посредством подачи реагентов в скважины значительно более выгодна для нефтедобывающего предприятия, чем широко применяемая система подачи реагентов на ГЗУ.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Айрат Табрисович, Вы сказали, что эта работа была проведена в начале 2000-х годов. Возможно ли проведение подобных работ в настоящее время силами вашего подразделения ГУП «ИПТЭР»?
Айрат Фаритов: По сравнению с 2000-ми годами инструментарий нашей лаборатории в настоящее время значительно расширился, что позволяет сегодня провести такую работу на более высоком уровне. В частности, мы могли бы предложить провести подбор реагента и детальный анализ того или иного способа ингибирования для конкретных условий и оценить эффективность той или иной технологии его применения путем проведения опытно-промышленных испытаний. На основе полученных данных была бы определена целесообразность и экономическая эффективность применения каждого испытанного реагента.
Реплика: Если Вы примете решение о проведении таких работ, очень желательно согласовывать программы ОПИ с производителями реагентов. Это, в частности, поможет снять многие вопросы, связанные с особенностями их действия.
А.Ф.: Спасибо, учтем.
Вопрос: Задавались ли Вы целью прогнозировать коррозию ГНО на фонде скважин? На сегодняшний день, насколько нам известно, сделать качественный прогноз коррозии у нас в стране никому не удавалось…
А.Ф.: .: Для некоторых случаев у нас имеется возможность прогнозирования коррозионной ситуации. К примеру, мы знаем, как влияет скорость потока и содержание углекислого газа на скорость коррозии, и, исходя из этого, можем ее рассчитать. В большинстве случаев на высокообводенном фонде скважин ее можно прогнозировать по следующему правилу: чем больше скорость потока и содержание СО2, тем выше скорость коррозии ГНО. Также на коррозию (и солеотложения) влияет расчетная стабильность вод в рабочих условиях.
Однако во многих случаях прогностических моделей коррозии не существует и многое приходится определять путем анализа и лабораторного моделирования конкретных условий конкретной скважины с определенным составом сред и условиями ее работы.
Реплика: То есть Вы готовы выполнить работу по определению причин и прогнозированию процессов коррозии конкретных электропогружных установок, выработке рекомендаций и сопровождению всего этого процесса?
А.Ф.: Да, мы можем взяться за такую задачу, но заказчик должен понимать, что, поскольку работа научно-исследовательская, ее результат может быть и отрицательным или недостижимым в срок, который нефтяные компании привыкли определять для любой научно-исследовательской работы – «не более года» (на практике с учетом сроков заключения договоров выходит еще меньше).
Вопрос: Проводили ли Вы анализ влияния ингибиторов коррозии на систему ППД? Как эти реагенты, попадая в пласт, влияют на дальнейшую разработку месторождения?
А.Ф.: Мы такого анализа не проводили, поскольку не было потребности у заказчиков. К примеру, «Башнефть» и «Татнефть» в течение многих лет закачивают реагенты, при этом ухудшения каких-либо показателей системы ППД не наблюдалось.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Анализ работы фонда скважин, осложненного солеотложениями, филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и применяемые методы защиты
Опыт применения технологий с пакерно-клапанным оборудованием на осложненном фонде скважин
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2019

Инженерная практика

Выпуск №07/2019

Строительство и ремонт скважин, механизированная добыча, наземная инфраструктура
Результаты ОПИ перфорационной системы SNAKE BVTОбеспечение устойчивости ствола скважин при бурении в глинистых породах и вскрытии терригенных и карбонатных отложений, предотвращение ГНВПОценка преимуществ «самовосстанавливающихся» тампонажных материалов для снижения риска ЗКЦПромысловая химия, оборудование и материалы для защиты ОФ скважин и промысловых трубопроводовВнедрение каскадной схемы управления с применением высокочастотного регулируемого приводаПрименение технологий ИИ при мониторинге трасс трубопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд – 2019
X Юбилейная производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2019

19-20 ноября 2019 г., г. Москва
Задача Юбилейной Конференции состоит в анализе и обмене опытом лучших практик, которые зарекомендовали себя как экономически и технически эффективные для эксплуатации осложненного фонда скважин с различными скважинными и инфраструктурными условиями. Обсуждение наилучших технологий и оборудования, показавших свою эффективность в последние годы, будет дополнено планами по реализацию мероприятий при работе с осложненным фондом в ближайшем будущем. Основной акцент в этом году буден сделан на работу с фондом, осложненным солеотложением и АСПО. Кроме того, планируется обсудить вопросы по кабельной продукции, используемой при работе на осложненном фонде. Итоги работы Конференции будут опубликованы в одном из выпусков журнала «Инженерная практика». С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию как руководителей, сотрудников управлений добычи нефти и газа, так и специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем эффективности геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин. В Конференции также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов и программного обеспечения и других заинтересованных предприятий и организаций.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия 2019
Тренинг-курс

Защитные антикоррозионные покрытия 2019. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче

6-8 ноября 2019 г., г. Самара
Трехдневный авторский тренинг-курс (теория и практика). Читают три эксперта. Все эксперты – ведущие специалисты в области испытаний и механизмов разрушения внутренних и наружных антикоррозионных покрытий труб и элементов ТЭК, авторы ряда методик, по которым проводятся испытания во всех отраслевых институтах, двое экспертов – кандидаты наук.