CC BY
82
УДК 550.8
Ключевые слова:
скважина, коллектор, попутный нефтяной газ,
газогидрат, ингибитор гидратообразования низкой дозировки, «Сонгид-1801А».
Опытно-промышленные испытания ингибитора гидратообразования низкой дозировки «Сонгид-1801А» на месторождениях Западной Сибири
А.В. Фаресов1, А.И. Пономарёв2*
1 АО «Опытный завод «Нефтехим», Российская Федерация, 450065, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Инициативная, д. 14
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Российская Федерация, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1
* E-mail: pnmrv@mail.ru
Тезисы. Изложены результаты серии опытно-промышленных испытаний на месторождениях Западной Сибири новых кинетических ингибиторов гидратообразования марки «Сонгид», а также результаты анализа проб добываемой жидкости и мониторинга функционирования осложненных объектов системы сбора нефти и попутного нефтяного газа. Выполненные исследования важны с точки зрения понимания закономерностей протекания осложнений, вызванных гидратообра-зованием и парафиноотложениями, при эксплуатации трубопроводов и выработки рекомендаций по их предотвращению.
В ходе испытаний выявлены дополнительные факторы, осложняющие сбор скважинной продукции, в том числе образование переохлажденных высоковязких эмульсий; выработаны рекомендации по применению реагентов для борьбы с парафиногидратными отложениями, включая эффективные дозировки. Использование кинетических ингибиторов парафиноотложений и гидрато-образования позволяет эксплуатировать промысловые нефтесборные сети при значительной экономии денежных средств.
Процессы добычи углеводородов на месторождениях природного газа и газонефтяных месторождениях с высоким газовым фактором серьезнейшим образом осложняются образованием газовых гидратов (клатратов), т.е. кристаллических нестехио-метрических соединений ряда компонентов природного или попутного нефтяного газов с водой. Для предотвращения гидратообразования традиционно применяют классические ингибиторы термодинамического действия, основными представителями которых являются метанол и гликоли, относящиеся к классу спиртов. Механизм действия ингибиторов гидратообразования термодинамического действия заключается в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, изменении равновесных условий образования гидратов.
В конце прошлого века разработаны принципиально новые ингибиторы гидратообразования кинетического действия, представляющие собой водорастворимые полимеры, в структуру которых входят атомы азота и кислорода. Выделены два основных механизма ингибирования:
1) боковые группы полимера-ингибитора адсорбируются на поверхности кристалла гидрата посредством водородных связей. Адсорбируясь на кристалле гидрата, полимер способствует разрастанию кристалла вокруг и между нитями полимера с небольшим радиусом кривизны кристалла;
2) ингибиторы стерически блокируют вход и заполнение полости гидрата неполярными растворенными веществами, например, метаном.
Также отмечено небольшое взаимодействие между неполярным растворенным веществом и гидрофобной частью боковых групп ингибитора в модели [1].
Большим преимуществом кинетических ингибиторов гидратообразования (КИГ) стала дозировка, которая кратно ниже дозировок термодинамических ингибиторов. Это позволяет существенно снизить операционные затраты. КИГ также относятся к категории «экологичных» ингибиторов, что снижает риски при их транспортировке, хранении и применении. В связи с перечисленными преимуществами в последнее
десятилетие КИГ набирают все большую популярность у нефтегазодобывающих компаний при выборе методов борьбы с гидратообразо-ванием. На сегодняшний день на ряде нефтепромысловых объектов зарубежных и отечественных компаний успешно прошли опытно-промышленные испытания и эффективно применяются ингибиторы гидратообразования низкой дозировки [2-7].
В течение двух лет на нескольких месторождениях Западной Сибири проведена серия опытно-промышленных испытаний (ОПИ) химических реагентов марки «Сонгид» (производитель АО «ОЗНХ», г. Уфа), предназначенных для борьбы с гидратоотложениями. Цели ОПИ:
• оценка практической эффективности КИГ «Сонгид-1801 А»;
• оценка и оптимизация дозировок химреагентов.
Параллельно ОПИ проведены исследовательские работы с отбором и анализом проб добываемой жидкости, а также мониторинг функционирования осложненных объектов системы сбора нефти и попутного нефтяного газа. Результаты данной работы имеют важное
значение с точки зрения понимания закономерностей протекания осложнений, вызванных гидратообразованием и парафиноотложе-ниями, при эксплуатации трубопроводов и выработки рекомендаций по их предотвращению.
Результаты ОПИ
Куст скважин 180 месторождения А Западной Сибири. ОПИ условно разделены на два этапа. Первый этап испытаний на кусте 180 начат в конце 2008 г. закачкой двух ударных пачек растворителя гидратообразований «Сонгид-1803» с интервалом 6 ч, после чего произведен запуск электронной установки дозирования реагента (УДЭ), обеспечивающей подачу химического реагента «Сонгид-1801А» с постоянным удельным расходом. За период проведения первого и второго этапов ОПИ на участке «куст скважин 180 - точка врезки в нефтесборный коллектор» выявлено семь случаев превышения давлением допустимого значения (условно свыше 3,0 МПа) с закупориванием трубопровода (рис. 1).
В начале ОПИ осложнения возникали каждые два-три дня вследствие недостаточной
Давление:
- линейное
---предельно допустимое
Закачка:
-по факту - температура
-по плану Q образование пробки
Рис. 1. Режимы давления, температуры и закачки химических реагентов на кусте скважин 180
в период с 17 декабря по 11 марта 2008 г.
подачи реагента по причине некачественной работы дозировочного оборудования. С 5 января после ревизии и замены дозировочного оборудования на новое подача ингибитора гид-ратообразования «Сонгид-1801А» была возобновлена. Фактическая его дозировка в период с 5 января по 6 марта уменьшалась с 1200 г/м3 (70 л/сут) до 100 г/м3 (5 л/сут). Расхождения между плановыми и фактическими удельными расходами реагента обусловлены:
• автоматическими отключениями УДЭ при повышении давления в трубопроводе;
• засорениями клапанов насоса коррозионным шламом и холостой работой насоса;
• физическим износом устройства и неточностью его регулировки.
Отступления от регламента в период с 5 по 11 февраля в сторону 2-10-кратного увеличения дозировки связаны с наступившими морозами, когда средняя температура опустилась до - 40...- 30 °С. Повышение дозировки в период с 25 февраля по 6 марта со 100 до 200 г/м3 (с 5 до 10.12 л/сут) связано с неэффективностью при таких температурах реагента в дозировке 5 л/сут.
Скв. 10 месторождения Б Западной Сибири. ОПИ начаты 23 декабря закачкой двух ударных пачек растворителя гидратообразова-ний «Сонгид-1803» в нефтесборный коллектор с интервалом 6 ч. Запуск УДЭ при постоянном
дозировании ингибитора «Сонгид-1801А» состоялся 5 января. В ходе ОПИ не было выявлено случаев превышения давление допустимого значения: независимо от температуры окружающей среды и дозировки реагентов весь период характеризуется средним линейным давлением в коллекторе 1,3 МПа (рис. 2).
Анализ причин осложнений на участке «куст скважин 180 - точка врезки»
Краткая характеристика объекта испытаний. Участок внутрипромыслового нефте-сборного коллектора 2-го порядка месторождения А, где проводились ОПИ ингибитора гид-ратообразования «Сонгид-1801А», именуется «куст 180 - точка врезки в коллектор» (табл. 1, рис. 3). На этом участке периодически (в холодное время года) осложняется промысловый транспорт скважинной продукции. В результате образующихся парафиногидратных отложений давление в трубопроводе может возрастать до 5,0.6,0 МПа. В случае закупоривания трубопровода происходит остановка куста скважин до устранения образовавшейся пробки тепловой обработкой путем закачки раствора СаС12 под повышенным давлением и стравливания отложений в дренаж.
С целью выяснения причин образования закупорок на участке «куст 180 - точка врезки в коллектор» во время ОПИ проведен
0 60-
О
cd
1 5«
Л
а 40 Hi
, 30200 100-
-400'
15,6 л/сут
Давление: Закачка:
- линейное - по факту - температура
---предельно допустимое -по плану ] образование пробки
-350
300 § и о а s
250 g «
-200
-150
-100
-50
Рис. 2. Режимы давления, температуры и закачки химических реагентов на скв. 10 в период с 16 января по 25 марта 2008 г.
0
Таблица 1
Характеристика осложненного объекта
Общая протяженность участка, км ~ 1
Среднее линейное давление, МПа 2,2.2,5
Расчетный режим течения жидкости Ламинарный
Расход жидкости, м3/сут 25.65
Газовый фактор, м3/м3 162.186
Обводненность, % 10.40 (в среднем 25.30)
Температура скважинной продукции в коллекторе зимой*, °С Скв. 4625: -3.+3; в середине участка: -4
* Определения температуры газожидкостного потока проведены на промысле при температуре окружающей среды -35.-20 °С.
Проба гидрата (рис. 4), Куст 181 bis [ Г =-4°С
Т = -30 °С
Куст 449
^ труба, мм, наружный диаметр * толщина стенки ^ осложнение
Рис. 3. Схема нефтесбора (система ДНС-16) на участке «куст 180 - точка врезки в коллектор» месторождения А:
Тг - температура газа; Тж - температура жидкости
мониторинг давления в коллекторе за период «лето - осень - зима» (рис. 5).
Рис. 5 показывает, что среднее линейное давление АГЗУ в летне-осенний период редко поднималось выше 3,0 МПа, при этом довольно часто имел место кратковременный рост давления до 5,0.. .6,0 МПа при сохраняющемся среднем удельном расходе химического реагента 10 л/сут. Период с 27 ноября по 15 декабря характеризовался полным отсутствием роста давления в коллекторе, напротив, отмечено падение его среднего уровня с 2,5 до 2,2 МПа, что связано с общим падением давления во всей системе сбора нефти ДНС-16 в результате консервации на зимний период ряда кустов скважин. С 15 декабря средняя температура установилась на уровне -30.-20 °С, давление
Гидрат, «наст» ■ *
Л
Переохлажденная J
высоковязкая эмульсия
«с крапинками льда»
Парафиногидрат,
«кашица»
Рис. 4. Пробы газожидкостной смеси с участка «куст 180 - точка врезки»
увеличилось, в результате чего в трубопроводе образуются гидратопарафиновые пробки.
В целом на зимнюю консервацию отправлено три из семи кустов скважин. По причине низкого дебита на период с 26 ноября по 31 декабря останавливался четвертый куст 182 bis. Продукция данного куста характеризуется высокой обводненностью (> 90 %) и температурой выше 60 °С. Такой температуры достаточно, чтобы поддерживать «холодные потоки» кустов скважин 448 bis и 180 в состоянии +4.. .+6 °С (это уменьшает вероятность образования парафиногидратов).
Период, описываемый наиболее частыми осложнениями с 13 декабря 2008 г. по 17 февраля 2009 г. и приходящийся на время проведения ОПИ реагентов марки «Сонгид», изучен более подробно путем сопоставления показателей давления трех действовавших кустов скважин: 180, 181 bis, 448 bis (рис. 6).
— давление АГЗУ -ф- максимальное давление
закачка химреагента -температура
Рис. 5. Параметры работы куста скважин 180 в период «лето - осень - зима»:
АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка
Выявлено пять случаев (см. рис. 6) экстремального повышения давления в коллекторе. Одновременное увеличение давления на всех трех кустах свидетельствует о закупоривании общего коллектора. Образование пробки в общем коллекторе автоматически приводит к росту давления в смежных кустах скважин, в том числе на кусте 180, что в свою очередь сдвигает равновесие в сторону быстрого образования гидратопарафинов. Транспортировка жидкости по общему коллектору стала осложняться за два дня до начала ОПИ.
В результате данных инцидентов было принято решение возобновить закачку ингибитора гидратообразования другого производителя с 13 января на кусте скважин 448 bis и с 6 января в точке врезки в коллектор в районе куста 449. Вследствие проведенных мероприятий с 13 января давление в коллекторе в районе ДНС-16, а также куста скважин 180 нормализовано, а технологический процесс промыслового транспорта скважинной продукции стабилизирован.
Образование парафиногидратных пробок 3 и 18 февраля на кусте 180 связано с остановкой и запуском скв. 4601, когда подача реагента осуществлялась с минимальным расходом 5.8 л/сут (100.150 г/м3). В связи с этим была установлена необходимость в случае запуска или остановки скважин повышать расход до 10 л/сут (200 г/м3).
Из результатов ОПИ этого периода следует вывод о большей эффективности реагента «Сонгид-1801А» в сравнении с применяемым на кусте скважин 448 bis ингибитором гидрато-образования другого производителя, поскольку с 8 января по 17 февраля наблюдалось в 2 раза больше случаев повышения давления на АГЗУ при одинаковых средних удельных дозировках реагентов.
Полевые исследования. С целью изучения природы отложений отобраны пробы во-донефтяной эмульсии с коллектора участка «куст скважин 180 - точка врезки в коллектор». Качественный анализ проб показал, что на данном участке в зимний период транспортируется переохлажденная водонефтяная эмульсия высокой вязкости с вкраплениями льда. При отборе пробы в середине участка на стержне термометра образовался парафиногидрат достаточно твердой консистенции, сравнимый по твердости со снежным настом; также образовывались более мягкие кашеобразные отложения парафиногидратов - по структуре промежуточные между настом и переохлажденной эмульсией (см. рис. 4).
Качественно полученные результаты свидетельствуют об образовании парафиногидра-тов в различном соотношении гидрата и парафиновых отложений и переохложденных высоковязких эмульсий, что в итоге затруд-
65
60-
^ 55
20
45-
40-
35-
30-----
25-
^ ^ ^ ^ ^ ГО 1Л о
^ ^ ^ ^ ^ т in о <у\
222223
И ИИ ИИ U U U и
rt rn m h о\ ^minf-
Рис. 6. Сопоставление показателей давления на трех кустах скважин 180, 181 bis, 448 bis
Таблица 2
Эффективные дозировки реагента «Сонгид-1801А», л/сут (г/м3)
Период (температура) Куст скважин 180 месторождения А Скв. 10 месторождения Б
Зима (от -30.-30 °С) 8(150) 2 (40)
Запуск, остановка скважин 10.12 (200) -
Зима (от -45.-30 °С) 2.6 (40.120)
Зима-весна (-15.0 °С) 0,5.0,6 (10)
Лето 5(100) -
няет течение скважинной продукции и приводит к росту давления в промысловых трубопроводах.
В результате ОПИ КИГ «Сонгид-1801А» на двух месторождениях Западной Сибири в течение трех сезонов (лета, осени, зимы) установлены расходы и дозировки подачи реагента, обеспечивающие предотвращение парафи-ногидратных пробок в трубопроводах (на выкидных линиях скважин) и бесперебойную работу нефтесборного коллектора в условиях низких температур зимнего периода (табл. 2). Используемые дозировки подтверждают высокую эффективность «Сонгид-1801А», в связи с чем реагент рекомендован к промышленному применению. В случае изменения технологии добычи определена необходимость оперативной оптимизации дозировок реагента. Испытания пришлись на критические зимний
и зимне-весенний периоды (низкая температура окружающей среды, резкие перепады температур), поэтому в летний период допускается
снижение расхода реагента.
***
Таким образом, в ходе ОПИ выявлены дополнительные факторы, осложняющие сбор скважинной продукции скважин куста 180, -образование переохлажденных высоковязких эмульсий, парафиногидратных отложений, в связи с чем выработаны рекомендации по применению реагентов для борьбы с парафиноот-ложениям. Установлено, что использование ингибиторов парафиноотложений и гидра-тообразования позволяет эксплуатировать промысловые нефтесборные сети при значительной экономии денежных средств.
Список литературы
1. Makogon T. Y. Mechanism of kinetic hydrate inhibitors / ed. T. Y. Makogon, E.D. Sloan // Proc. of the 4th International Conference on Gas Hydrates. - Yokohama, Japan, 2002.
2. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В.А. Истомин, В.Г. Квон. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 508 с.
3. Истомин В.А. Газовые гидраты в природных условиях / В.А. Истомин, В.С. Якушев. -М.: Недра, 1992. - 236 с.
4. Макогон Ю. Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования
и использование / Ю.Ф. Макогон. - М.: Недра, 1985. - 232 с.
5. Фаресов А.В. Исследование эффективности ингибиторов гидратообразования кинетического типа / А.В. Фаресов,
А.И. Пономарёв // Нефтегазовое дело. - 2013. -Т. 11. - № 4. - С. 86-95.
6. Фаресов А.В. Изучение технологических характеристик ингибиторов гидратообразования кинетического типа при применении и утилизации на объектах нефтегазодобычи / А.В. Фаресов,
А.И. Пономарёв // Нефтегазовое дело. - 2014. -Т. 1. - С. 137-147.
7. Кэролл Дж. Гидраты природного газа /
Дж. Кэролл. - М.: Технопресс, 2007. - 316 с.
Pilot tests of a low-dosage hydrate inhibitor SONHYD-1801A at hydrocarbon fields of Western Siberia
A.V. Faresov1, A.I. Ponomarev2*
1 Neftechim Technologies CJSC, Bld. 14, Initsiativnaya street, Ufa, Bashkortostan, 450065, Russian Federation
2 Ufa State Petroleum Technological University, Bld. 1, Kosmonavtov street, Ufa, Bashkortostan, 450062, Russian Federation
* E-mail: pnmrv@mail.ru
Abstract. The paper presents SONGID kinetic hydrate inhibitors serial pilot tests carried out at two hydrocarbon fields in Western Siberia, analysis of samples of correspondent fluidal products and results of monitoring of hydrated facilities in a collector-system for petroleum and associated petroleum gas. These studies are quite important for comprehension of hydrate and paraffin sedimentation laws in respect to operation of gas pipelines and for rule-making on prevention of such troubles.
Few additional factors which complicate collection of well products are found including generation of the supercooled viscous emulsions. Also, some effective dosages of chemical inhibitors are suggested for control of paraffin hydrate sediments in pipelines. Usage of the kinetic paraffin and hydrate inhibitors saves money in respect to operation of gas and oil collecting networks.
Keywords: well, collector, associated petroleum gas, gas hydrate, low-dosage hydrate inhibitor, S0NHYD-1801A. References
1. MAKOGON, T.Y. (ed.), E.D. SLOAN. Mechanism of kinetic hydrate inhibitors. Proc. of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, Japan, 2002.
2. ISTOMIN, V.A., V.G. KVON. Prevention and liquidation of gas hydrates in gas-production systems [Preduprezhdeniye i likvidatsiya gazovykh gidratov v sistemakh dobychi gaza]. Moscow: IRTs Gazprom, 2004. (Russ.).
3. ISTOMIN, V.A., V.S. YAKUSHEV. Gas hydrates in natural environment [Gazovyye gidraty v prirodnykh usloviyakh]. Moscow: Nedra, 1992. (Russ.).
4. MAKOGON, Yu.F. Gas hydrates, prevention of their generation and application [Gazovyye gidraty, preduprezhdeniye ikh obrazovaniya i ispolzovaniye]. Moscow: Nedra, 1985. (Russ.).
5. FARESOV, A.V., A.I. PONOMAREV. Study of kinetic hydrate inhibitors efficiency [Issledovaniye effektivnosti ingibitorov gidratoobrazovaniya kineticheskogo tipa]. NeftegazovoyeDelo. 2013, vol. 11, no. 4, pp. 86-95. ISSN 2073-0128. (Russ.).
6. FARESOV, A.V., A.I. PONOMAREV. Studying technological characteristics of kinetic-type hydrate inhibitors in course of their application and salvage at oil-gas production facilities [Izucheniye tekhnologi-cheskikh kharakteristik ingibitorov gidratoobrazovaniya kineticheskogo tipa pri primenenii i utilizatsii na obyektakh neftegazodobychi]. Neftegazovoye Delo. 2014, vol. 1, pp. 137-147. ISSN 2073-0128. (Russ.).
7. CARROLL, J. Natural gas hydrates [gidraty prirodnogo gaza]. Transl. from English. Moscow: Tekhnopress, 2007. (Russ.).
