Комплексное освоение Севера России на примере Юрхаровского НГКМ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

За 7 лет эксплуатации оборудование продемонстрировало высокий уровень эксплуатационной надежности вне зависимости от климатических условий окружающей среды. За период эксплуатации с 2010 г. не зафиксировано ни одного сбоя, который бы привел к отказу контроля технологических параметров, не зафиксировано ни одного отказа солнечных модулей.

Использование экологически чистых возобновляемых источников энергии (ВИЭ) (что особенно актуально в условиях Крайнего Севера) дало 200% экономию на капитальных затратах при строительстве. При этом затраты на текущую эксплуатацию ИУС ЛТК оказались существенно ниже ожидаемых.

Производство и транспорт

В апреле 2010 г. на Юрхаровском НГКМ в эксплуатацию введена установка по производству синтетического метанола, применяемого в процессе подготовки газа в качестве ингибитора гидратообразования. Благодаря производству реагента из добываемого природного газа непосредственно на месте — на

месторождении удалось полностью отказаться от его закупок, снизило операционную себестоимость добычи и минимизировало экологические риски, связанные с доставкой химически активного продукта (метанол является токсичным ядом) по акваториям северных рек. При строительстве использованы устойчивые к коррозии марки стали и более эффективные типы компрессоров контактного газа.

В настоящий момент на Юрхаровском НГКМ производится 52,5 тыс. т метанола ежегодно. Избытки метанола направляются на другие месторождений ОАО «НОВАТЭК». Апробированной технологией заинтересовалось ОАО «Арктикгаз» — компания построила установку для получения метанола производительностью 50 тыс. т/год для собственных нужд.

На установках низкотемпературной сепарации газа используются турбодетандер-ные агрегаты на магнитных подвесах. С их помощью осуществляется максимальное извлечение жидких углеводородов из природного газа. За счет улучшенной конструкции

Юрхаровское месторождение открыто в 1970 г. и расположено за северным Полярным кругом. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы. В соответствии с классификацией SEC запасы месторождения составляли 363,4 млрд м3 газа и 17,2 млн. т. На месторождении имеется залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежи и 2 нефтегазоконденсатные залежи. Основная особенность месторождения заключается в большой глубине залегания углеводородов — от 1000 до 4400 метров. Юрхаровское НГКм — основной добывающий актив «НОВАТЭКа».

установок можно полностью отказаться от системы маслообеспечения. К тому же подвесы хорошо адаптированы к эксплуатации в агрессивной среде и при экстремально низких температурах Крайнего Севера.

Еще один из интересных реализованных проектов — увеличение пропускной способности конденсатопровода до 60% без строительства насосных станций. Экономический эффект —сокращение капитальных затратах более 2 млрд руб. Этого удалось достичь благодаря использованию в продуктопроводе противотурбулентной присадке (ПТП), которая снижает гидравлические потери давления по трубопроводу

Стоит отметить, что применение аналогичных присадок широко практикуется нефтегазовыми компаниями по всему миру. В условиях Крайнего Севера подобный подход реализует ООО «Газпром Переработка» на конденсатопроводе «Уренгой — Сургут».

Как показывает опыт ОАО «НОВАТЭК» при комплексном освоении Юрхаровского НГКМ, наиболее перспективными из апробированных решений, который можно рекомендовать для тиражирования другим российским нефтегазовым компаниям на Крайнем Севере являются:

• применение управляемых роторных систем в бурении;

• бурение скважин по технологии ERD;

• автономная электрогенерация;

• максимальная автоматизация и удаленное управление производственными процессами; подготовка метанола непосредственно на месторождении;

• внедрение турбодетандерных агрегатов на магнитных подвесках для эффективного сжижения газа.

Комплексный подход к обслуживанию трубопроводов

Более 20 лет на рынке России ТДВ Евразия помогает Заказчикам достигать новых высот эффективности, предоставляя качественные решения для бесперебойной надёжной работы:

- врезки и перекрытия трубопроводов без снижения давления;

- ремонт трубопроводов без остановки перекачки;

- внутритрубная диагностика нефте- и газопроводов;

- высокотехнологичные решения для подводных трубопроводов;

- восстановление прочностных характеристик трубопроводов с помощью композитных и болтовых муфт;

- продажа оборудования, обучение персонала, высококвалифицированная сервисная поддержка.

Мы точно знаем, как это работает!

ООО «ТДВ Евразия»

142715 Московская обл. | Ленинский р-н | пос. Совхоза им.Ленина | Восточная промзона, вл. 3, стр. 1 тел.: +7 495 505 6391 | tdw.russia@tdwilliamson.com | www.tdwilliamson.com

ДОБЫЧА

УДК 622.276

Влияние термохимических обработок скважин с целью удаления парафиноотложений на коррозию нефтепромыслового оборудования

В.К. миллер

инженер 1 кат. ОМТП VKMiller@udmurtneft.ru

Н.С. булдакова

к.х.н., инженер 2 кат. ОМТП NSBuldakova@udmurtneft.ru

О.А. Овечкина

заместитель директора по ИД OAOvechkina@udmurtneft.ru

Л.Г. Тощевиков

Ведущий инженер ГКМ LGToshevikov@udmurtneft.ru

ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», Ижевск, Российская Федерация

Утяжеленный углеводородный состав нефти (повышенное содержание парафинов, смол и асфальтенов) и обводненность добываемой продукции обуславливают присутствие осложняющего добычу фактора — образование асфальтосмолопарафиновых отложений. С целью удаления отложений в нефтепромысловом оборудовании широко применяются термохимические обработки скважин, для проведения которых используется горячая пресная вода, оказывающая влияние на коррозионные процессы металлического оборудования за счет присутствия повышенного содержания растворенного кислорода.

Длительная эксплуатация нефтяных месторождений, применение системы заводнения пластов пресной и подтоварной водой сопровождаются снижением пластовой температуры, утяжелением углеводородного состава нефти и обводнением продукции скважин. Перечисленные факторы вызывают целый ряд осложнений технологического характера, одним из которых является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках нефтепромыслового оборудования (НПО) и трубопроводов. Формирование отложений способствует снижению производительности и эффективности работы скважины, приводит к выходу из строя НПО и, соответственно, требует поиска оптимальных методов борьбы с ними.

Применительно к месторождениям ОАО «Удмуртнефть» для удаления уже сформировавшихся парафиноотложений в процессе добычи обводнённой нефти, и повышения качества процессов нефтедобычи наиболее широко применяются термохимические обработки (ТХО) скважин, выкидных линий и трубопроводов, основанные на физико-химическом воздействии на АСПО. Особенно эффективен данный вид обработок в случае удаления высокоплавких высокомолекулярных отложений парафинового типа, наиболее характерных для большинства месторождений общества, когда применение углеводородных растворителей не обеспечивает требуемого уровня растворяющей способности [1, 2].

ТХО представляет собой технологическую операцию, в ходе которой применяются водные растворы ПАВ, при этом под воздействием горячей воды осуществляется расплавление АСПО, а специальные моющие реагенты обеспечивают отмыв отложений и создание однородной дисперсии, что препятствует повторному осаждению АСПО на стенках оборудования [3]. Во избежание возможных осложнений, связанных с процессами осадкообразования при контакте подтоварной и пластовой вод, для приготовления рабочего раствора реагента используется пресная вода. При этом последовательность проведения технологической операции по удалению АСПО с помощью ТХО состоит из стадий закачки расчетного объема рабочего раствора в затрубное пространство добывающей скважины при работающем насосе, на минимальной скорости подачи насосного агрегата, и последующей закачки двухкратного объема промывочной жидкости (горячей

пресной воды без реагента) [4]. Учитывая тот факт, что данная вода содержит в среднем 4,7-5,8 мг/дм3 растворенного кислорода, являющегося коррозионно-агрессивным компонентом, соответственно, при проведении обработки возможно дополнительное коррозионное воздействие на металл оборудования как рабочим раствором ТХО, так и последующими промывочными жидкостями. Помимо этого осуществляется поступление в систему растворенного кислорода при контакте пресной воды с попутно-добываемой с последующим продвижением кислородсодержащей смеси по системе нефтесбора, поскольку в ходе проведения ТХО отбора и утилизации отработанного раствора и промывочных жидкостей не происходит. Следовательно, в условиях добычи и перекачки коррозионно-агрессивных сред месторождений ОАО «Удмуртнефть», обусловленных присутствием в пластовой воде растворенных газов (Н^, С02) и сульфатвосстанавливающих бактерий [5], дополнительное появление кислорода может способствовать повышению скорости коррозии стали, увеличивая вероятность предварительного отказа НПО, а также порыва выкидных линий или трубопроводов.

С целью установления возможного влияния ТХО проведен ряд лабораторных экспериментов, моделирующих непосредственный контакт металла с пресной водой и рабочим раствором реагента. Помимо этого имитировалось воздействие сероводородсодержа-щей пластовой воды, разбавленной пресной водой, поступающей в систему нефтесбора после проведения обработки с итоговым содержанием кислорода 1,7 мг/дм3 (концентрация 02 в пресной воде до разбавления — 5,1 мг/дм3). В качестве пластовой воды использовалась модельная вода Мишкинского месторождения скв. 744 с содержанием сероводорода 80 мг/дм3(таб. 1).

Для снижения негативного влияния пресной воды дополнительно была оценена возможность применения антикоррозионной химии как добавки к воде и рабочему раствору ТХО. В качестве реагентов были протестированы применяемые на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» ингибитор коррозии-бактери-цид СНПХ-1004Р, ингибитор коррозии АЛЬ-ПАН и поглотитель кислорода СОНОКС-1601. Концентрации ингибиторов выбраны в соответствии с используемыми рабочими дозировками реагентов на нефтяных месторождениях компании, концентрация поглотителя кислорода рассчитывалась согласно содержанию растворенного кислорода в рабочей пробе.

Критерием оценки являлось определение скорости коррозии гравиметрическим методом с использованием металлических образцов и расчет эффективности используемых реагентов [6].

Компонентный состав, мг/дм3

Mg2+ Na+ Са2+ С1- НС03-

901 14167 2600 28415 644

S0/2+

4

485

Таб. 1 — Модель пластовой воды Мишкинского месторождения скв. 744

18

Экспозиция НЕфть газ 5 (51) сентябрь 2016

В статье рассматривается оказываемое воздействие применяемой пресной воды на скорость коррозии при моделировании непосредственной обработки скважины, так и последующего контакта оборудования системы нефтесбора с кислородсодержащей пластовой водой. На основании полученных результатов предложена оптимизация проведения термохимических обработок для снижения коррозионного воздействия пресной воды.

материалы и методы

Гравиметрический метод определения защитного действия ингибиторов коррозии.

Ключевые слова

осложнения при добыче нефти, асфальтосмолопарафиновые отложения, термохимические обработки скважин, коррозия, ингибитор коррозии, поглотитель кислорода, антикоррозионная защита оборудования

Скорость коррозии (Утр) в мм/год вычисляли по формуле:

где т1 — масса образца до испытания, г; т2 — масса образца после испытания, г; 5 — площадь поверхности образца, м2; т — время испытания, ч.

Эффективность © в процентах рассчитывали по формуле:

т. -т,

Z=:

т.

■100

где т1 — потеря массы образца после испытания в неингибированной среде, г; т2 — потеря массы образца после испытания в ингибированной среде, г; т3 — потеря массы образца после травления и обработки, г.

Полученные результаты лабораторных испытаний представлены в таб. 2.

Горячая пресная вода демонстрирует высокую скорость коррозионного разрушения металла, за счет протекающей кислородной коррозии, полученные значения практически в 2,7 раза превышают скорость коррозии стали в условиях добычи и перекачки минерализованной сероводородсодержащей пластовой воды. При контакте попутно-добываемой воды с пресной, сопровождающимся насыщением первой растворенным кислородом, наблюдается увеличение скорости коррозии.

Добавление в пресную воду антикоррозионной химии позволяет снизить оказываемое негативное воздействие, причем наибольшая ингибиторная защита наблюдается в случае применения поглотителя кислорода.

Ингибирование кислородсодержащей агрессивной промысловой жидкости с рабочей дозировкой ИК СНПХ-1004Р 25 мг/дм3, установленной для бескислородных сред,

Наименование пробы

Дозировка реагента, мг/дм3

Ингибитор Ингибитор Поглотитель

коррозии- коррозии кислорода

бактерицид АЛЬПАН СОНОКС-1601 СНПх-1004Р

Скорость Эффектив-коррозии, ность, % мм/год

Горячая пресная 0,295

вода 25 0,138 53,2

50 0,273 7,45

65 0,057 80,7

Модель 0,110

пластовой воды 25 0,011 90,0

50 0,087 20,9

Модель 0,240

пластовой воды, 25 0,110 54,2

разбавленная 20 0,080 66,7

пресной водой в 25 20 0,014 94,2

соотношении 2:1 50 0,188 24,5

Таб. 2 — Влияние горячей пресной воды на скорость коррозии металлических образцов и эффективность антикоррозионной защиты при проведении ТХО

Предварительная подготовка пластин

I этап (1 час, температура 60°р II этап (1 час, температура 60°р

Раствор ТХО Раствор ТХО

Раствор ТХО + СОНОКС-1601 (15,1 мг/дм3)

Раствор ТХО + СОНОКС-1601 (15,1 мг/дм3)

Пресная вода

Пресная вода + СНПХ-1004Р (100 мг/дм3)

Пресная вода + СОНОКС-1601 (65 мг/дм3)

Пресная вода + СНПХ-1004Р (100 мг/дм3) + СОНОКС-1601 (65 мг/дм3)

Таб. 3 — Моделирование коррозионного процесса

Скорость

коррозии,

мм/год

0,545

0,514

0,263

0,300

недостаточно эффективно и позволяет снизить скорость коррозии только до уровня скорости коррозии исходной пластовой воды (0,110 мм/год). Введение в систему ингибитора кислородной коррозии марки АЛЬПАН в концентрации 50 мг/дм3 оказывает незначительное влияние на снижение скорости коррозии металлических образцов. Применение поглотителя кислорода СОНОКС-1601 позволяет снизить скорость коррозии стальных образцов, но эффективность реагента составляет всего лишь 66,7%.

Одновременное введение в систему с пресной водой поглотителя кислорода СО-НОКС-1601 и ингибитора коррозии СНПХ-1004Р позволяет достичь приемлемого уровня эффективности защиты (более 90%).

Дальнейшие экспериментальные исследования проводились с целью оптимального подбора технологических операций и выдаче рекомендаций по проведению ТХО нефтяных скважин. В качестве рабочего раствора ТХО использовался 7% раствор ингибитора парафиноотложений марки НРХ в пресной воде, применяемый на текущий момент на промысле для проведения данного вида обработок. На I этапе рабочий раствор реагента предварительно нагревали до 80°С в закрытой емкости без доступа кислорода и вводили расчетное количество поглотителя кислорода СОНОКС-1601 в товарной форме. Металлические пластины погружали в полученную систему и выдерживали при температуре 55°С при постоянном перемешивании в течение 1 часа, тем самым имитируя термохимическую обработку скважины. На II этапе образцы доставали из раствора ТХО с последующим погружением их в горячую пресную воду, предварительно нагретую до 80°С. Дозировали необходимое количество реагентов СНПХ-1004Р и СОНОКС-1601 и термостатировали при 55°С в течение 1 часа, моделируя последующее воздействие на глубинно-насосное оборудование промывочных жидкостей. На III этапе металлические пластины погружали на 6 часов в модельную пластовую воду, имитируя последующее после обработки продвижение по внутрискважинному оборудованию добываемой жидкости. Сравнительные эксперименты проводили при варьировании последовательности введения реагентов и их сочетания, в каждом случае определяли скорость коррозии металлического образца, полученные данные представлены в таб. 3.

Комплексное применение поглотителя кислорода в сочетании с ингибитором коррозии позволяет значительно снизить скорость коррозии стали, по сравнению с неингибиру-емыми растворами. Использование только поглотителя кислорода СОНОКС-1601 позволяет получить удовлетворительный результат, снизив скорость коррозии в 2 раза. Однако совместное использование двух реагентов нам представляется более рациональным, с той точки зрения, что ингибитор сероводородной коррозии обеспечивает пролонгированную защиту оборудования, что позволяет в одной обработке сочетать две различные технологические операции, и сократить последующие периодические механизированные антикоррозионные обработки скважин.

На основании установленных закономерностей, была определена последовательность технологических операций, позволяющая повысить эффективность антикоррозионной