ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ, ОТЛОЖЕНИЙ АСПО И НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ ЮЖНО-ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

В научной статье проведен анализ факторов, влияющих на работу системы сбора и подготовки нефти на Южно-Ягунском месторождении, а также предложены рекомендации по решению выявленных проблем. Приводится обоснование целесообразности применения ингибиторов коррозии, отложений неорганических солей и парафиновых отложений в условиях месторождения на базе лабораторных и экспериментальных исследований.

Ключевые слова: поздняя стадия разработки, высокая обводненность, коррозия, отложения неорганических солей, АСПО, ингибиторы.

На сегодняшний день, в связи с переходом немалого количества месторождений на поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью и минерализацией продукции скважин, а также широким вовлечением в разработку месторождений более тяжелых карбоновых нефтей, на фоне ужесточающихся требований к качеству товарной нефти, проблема ее подготовки приобретает особую актуальность.

Южно-Ягунское месторождение находится в поздней стадии разработки, характеризующейся ростом добычи жидкости и обводненностью нефти более 90 %. Нефти пластов Южно-Ягунского месторождения парафиновые (до 2,9 %), малосернистые (в среднем 1,2 %), согласно классификации ГКЗ РФ легкие (плотность в пластовых условиях, в среднем 790 кг/м³, в поверхностных условиях среднее значение плотности равно 858 кг/м³). [5]

Эксплуатируемая система трубопроводов сбора и транспорта продукции рассматриваемого месторождения однотрубная, напорная, герметизированная, построена из труб диаметром 73 – 530 мм.

Негерметичность насосно-компрессорных труб (далее – НКТ) вследствие коррозии является одной из острых проблем на месторождении. Сбор добываемой продукции сопровождается коррозионным воздействием на внутреннюю поверхность трубопроводов от постоянного контакта с попутной водой по нижней образующей. На данной стадии разработки месторождения коррозионное воздействие на трубопроводы представляет собой процесс электрохимической коррозии в сочетании с абразивным износом стенок движущимися с водой мехпримесями, что обуславливает образование канавок и порыв трубопроводов.

Защита НКТ от коррозии на Южно-Ягунском месторождении не осуществляется, однако опыт применения ингибиторов коррозии на подобных месторождениях показывает, что их применение для конкретных условий и вида коррозии на проблемном фонде добывающих скважин позволяет уменьшить преждевременный износ оборудования и увеличить наработку на отказ ЭЦН до 25 %.

Не менее остро стоит проблема борьбы с солеотложениями. Основной солеобразующий фонд (около 80%) месторождения распределился в группах с обводненностью свыше 60 %. Отложения неорганических солей крайне негативно влияют на безопасность эксплуатации трубопроводов, вызывая усиление локальной коррозии металла труб, что приводит к их ускоренному разрушению, и, как следствие, к разливам нефти. Слой солеотложений на стенках труб диаметром 150 мм толщиной 1,5 мм увеличивает энергопотребление при транспортировке нефти на 15 %, а толщиной 13 мм – уже на 60 %, что наглядно определяет уровень экономических потерь от рассматриваемого осложнения. Выпадение в осадок малорастворимых неорганических солей происходит, когда концентрация их ионов в данном растворе превышает равновесную, то есть когда возрастает фактическая концентрации ионов соли, либо снижается предельная растворимость соли. Первое из этих условий обычно возникает при смешивании вод разного состава, химически несовместимых друг с другом. Вторым условием выпадения осадков служит перенасыщение вод вследствие изменения давления, температуры, выделения газов.

По имеющимся данным для поддержания пластового давления на Южно-Ягунском месторождении используется вода апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, которая характеризуется минерализацией 15 – 21 г/л, по типу – хлоркальциевая. Подтоварная вода того же водоносного комплекса характеризуется минерализацией 18 – 21 г/л, хлоркальциевым типом.

В настоящее время для предупреждения солеотложений наиболее эффективным и применяемым в промышленных масштабах является химический способ. Для борьбы с отложениями солей в условиях рассматриваемого месторождения применяется химический метод, основанный на использовании ингибиторов солеотложений (закачка ингибитора ХПС-005 в затрубное пространство добывающих скважин), тем не менее, отказы оборудования имеют место быть, что указывает на недостаточную эффективность применяемого ингибитора.

Помимо вышеперечисленных факторов, осложняющих добычу на Южно-Ягунском месторождении, эксплуатацию скважин затрудняют асфальтосмолопарафиновые отложения (далее – АСПО).

АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20 – 70 %), АСВ (20 – 40 %), масел, силикагелевой смолы, воды и мехпримесей. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок. [4]

Парафины – углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (щелочей, кислот и др.), легко окисляются на воздухе.

Фонд, осложненный парафиноотложениями в условиях Южно-Ягунского месторождения, по состоянию на 01.01.2014 г. составил около 11 %. Для борьбы с парафиноотложениями на месторождении применяются тепловые методы и механические. В скважинах, оборудованных УШГН, применяются промывки горячей нефтью. В скважинах, оборудованных УЭЦН, АСПО удаляются скребками.

Асфальтены – порошкообразные вещества, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %, имеют высокую плотность (более 1 г/см³), обычно коричневого или бурого цвета. В асфальтенах содержится до 86 % углерода, 7,0 – 9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0 – 9,0 % кислорода и до 1,5 % азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах.

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов. Чем ближе к устью скважины, тем больше церезинов в составе АСПО, и, соответственно, выше структурная прочность отложений. Хабибуллина Р.К. в своей работе [6] показала, что, если нефти разных месторождений схожи по своему углеводородному составу, то влияние изменения углеводородного состава растворителя на дисперсное состояние асфальтенов, и, следовательно, на устойчивость эмульсий исследованных нефтей не прослеживается. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Для исследования состава и структуры АСПО используют термический, электрохимический, хроматографический, спектральный и другие методы. [1]

Подводя итоги, можно сказать о том, что на поздней стадии разработки месторождения необходима регулярная защита нефтепромыслового оборудования, в том числе НКТ, от коррозионных процессов, солеотложений, а также от АСПО.

Для защиты оборудования на Южно-Ягунском месторождении от коррозии рекомендуется применение ингибиторов коррозии методом закачки в затрубное пространство скважины. В связи с тем, что коррозионной средой является водонефтяная эмульсия, не желательно применение нефтерастворимых водонедиспергируемых ингибиторов (необходимо применение водорастворимых ингибиторов). Подбор замедляющих коррозию веществ производится индивидуально для каждой среды. При выборе ингибитора должна учитываться плотность нефти, находящейся в межтрубном пространстве, при этом плотность ингибитора должна быть больше плотности нефти. Для комплексного подхода к уменьшению влияния коррозии, помимо применения ингибиторов, рекомендуется использовать глубинно-насосное оборудование в износо- и коррозионностойком исполнении, применение НКТ в коррозионностойком исполнении с внутренним покрытием из полиэтилена, а также трубы российского производства из коррозионностойких марок стали, стеклопластиковых, полиэтиленовых, с внутренним антикоррозионным покрытием. [5]

Снижение забойных давлений, рост обводненности продукции, использование тяжелых жидкостей глушения – эти и другие факторы риска отложения солей будут присутствовать при дальнейшей разработке месторождения. В связи с этим, эксплуатация скважин Южно-Ягунского месторождения будет сопровождаться отложением неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании. Учитывая, что за время применения ингибитора ХПС-005 осложнения в работе скважин по причине солеотложения все же происходят, рекомендуется внедрение новых, более эффективных ингибиторов (например, фирм «МИРРИКО», «Оптима», капсулированных ингибиторов «Captron-75» и т. п.).

Несмотря на накопленный опыт борьбы с АСПО на Южно-Ягунском месторождении, рекомендуется рассмотреть возможность использования наиболее перспективной технологии с использованием ингибитора парафиновых отложений совмещенного моющее-диспергирующего и депрессорного действия, например, «АКВАТЕК-400» или депрессорной добавки Difron 3004, Difron 3971.

Список литературы:

1. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудования и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г. Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952с.
2. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. – М.: Нефть и газ, 2006. – 320 с.
3. РД 39-0147103-366-87. Инструкция по применению технологии комплексной защиты от коррозии трубопроводов, транспортирующих нефтяной газ. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.
4. Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции / уч. пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 2004. – 268 с.
5. Технологический проект разработки Южно-Ягунского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
6. Хабибуллина Р.К. Исследование эмульсий и разработка усовершенствованной схемы и оптимальных параметров промысловой подготовки нефтей ЧИАССР: дис. канд. техн. наук. − Грозный, 1974. − 182 с.